Instalações Elétricas Industriais MT - Notas de Aula

1 INSTALAÇÕES ELÉTRICAS INDUSTRIAIS MT NOTAS DE AULA 8P Professor Paulo Rogério Pinheiro Nazareth 2 INSTALAÇÕES ELÉTRICAS INDUSTRIAIS MT 1 Introdução Esse curso será dedicado à Instalações de Subestações Industriais de média tensão MT bem como os seus principais arranjos e os diversos equipamentos de manobra proteção e controle que as compõem 2 Conceitos Gerais Subestações é um conjunto de instalações elétricas em média ou alta tensão que agrupa os equipamentos condutores e acessórios destinados à proteção medição manobra e transformação de grandezas elétricas Prodist As subestações SE são pontos de convergência entrada e saída de linhas de transmissão ou distribuição Com frequência constituem uma interface entre dois subsistemas A subestação deve atender às necessidades de fornecimento de energia elétrica das instalações por ela alimentadas permitindo sempre a flexibilidade de manobras a acessibilidade para manutenções a confiabilidade quanto a proteção e a operação e a segurança para o sistema equipamentos e para os profissionais envolvidos em suas tarefas As subestações existentes nas concessionárias têm o objetivo de elevar a tensão no setor de geração e rebaixar na fase de transmissão e distribuição Na fase de transmissão as subestações são chamadas de Estações Transformadoras de Transmissão ETT e normalmente atuam com tensão em CA nos níveis de 69 kV 88 kV 138 kV 230 kV 345 kV 440 kV 500 kV e 750 kV Também existe no Brasil o nível de tensão de 600 kV em corrente contínua No setor de distribuição as subestações são chamadas de Estações Transformadoras de Distribuição ETD as quais rebaixam o valor da tensão distribuindoa pelos postes existentes nas ruas Os valores de tensão de saída da ETD são definidos pela distribuidora local e normalmente são 38 kV 119 kV 132 kV 138 kV 20 kV 235 kV e 345 kV A subestação de consumidor unidade consumidora tem a função de abaixar os valores de tensão para a alimentação de equipamentos existentes em sua instalação Essas subestações são conhecidas como Estações Transformadoras de Consumidor ETC As ETCs são conectadas em tensão primaria de distribuição inferior a 69 kV nas situações em que a carga instalada na unidade consumidora for superior a 75 kW e sua demanda contratada atingir o limite máximo de 2500 kW A tensão primária de distribuição de 69 kV ou superior deve ser utilizada no fornecimento de energia elétrica em que a unidade consumidora possua uma demanda uma demanda contratada de valor superior a 2500 kW Existem condições especiais em que a definição da tensão de fornecimento não segue as regras de enquadramento estabelecidas pela resolução 4142010 da ANEEL porém nestes casos deve ser feita uma análise específica da distribuidora para avaliar a necessidade de cada situação Em qualquer um dos pontos de conexão cabe ao responsável pela unidade consumidora a construção de uma subestação capaz de receber a energia elétrica no nível de tensão contratado e realizar os processos de transformações necessários até a tensão de utilização 3 Em termos gerais as subestações podem ser classificadas como a Subestação Central de Transmissão É aquela normalmente construída ao lado das usinas produtoras de energia elétrica cuja finalidade é elevar o nível de tensão produzido pelos geradores para transmitir a potência gerada aos grandes centros de consumo b Subestação Receptora de Transmissão É aquela construída próxima aos grandes blocos de carga e que será conectada por meio de linha de transmissão a subestação central de transmissão ou a outra subestação receptora intermediária c Subestação de Subtransmissão É aquela construída em geral no centro de um grande bloco de carga alimentada pela subestação receptora e de onde se originam os alimentadores de distribuição primários suprindo diretamente os transformadores de distribuição eou as subestações de consumidor d Subestação de Consumidor É aquela construída em propriedade particular suprida por alimentadores de distribuição primários originados das subestações de subtransmissão que suprem os pontos finais de consumo A figura a seguir mostra esquematicamente a posição de cada tipo de subestação dentro do contexto de um sistema de geração transmissão e distribuição de energia elétrica OBS 1ª As concessionárias de serviço público de energia elétrica normalmente possuem normas próprias que disciplinam a construção das subestações de consumidor estabelecendo critérios condições gerais de projeto proteção aterramento etc 2ª Todas as companhias concessionárias de distribuição de energia elétrica distribuem aos interessados as normas de fornecimento em tensão primária e secundária que no seu todo estão compatíveis com a NBR 14039 Instalações Elétricas de Altatensão SE Central de Transmissão G LT SE de Subtransmissão SE Receptora de Transmissão Alimentador de Distribuição Linha de Subtransmissão SE de Consumidor TR de Distribuição Industria 4 3 Equipamentos de uma Subestação São vários os equipamentos existentes em uma SE dos quais podemos destacar 31 Barramentos 32 Linhas e alimentadores 33 Equipamentos de disjunção disjuntores religadores chaves 34 Equipamentos de transformação transformadores de potência transformador de potencial e de corrente e transformador de serviço 35 Equipamentos de proteção relés primário retaguarda e auxiliar fusíveis pararaios e malha de terra 36 Equipamentos de compensação reatores capacitores compensadores síncronos compensadores estáticos 4 Barramentos Os barramentos são condutores reforçados geralmente sólidos e de impedância desprezível que servem como centros comuns de coleta e redistribuição de corrente A denominação arranjo é usada para as formas de se conectarem entre si as linhas transformadores e cargas de uma subestação No desenvolvimento do projeto de uma subestação devem ser considerados requisitos como disponibilidade manutenibilidade flexibilidade operacional do sistema e custo que de acordo com o grau de complexidade requerido existem inúmeras topologias de subestação que podem ser adotadas A denominação arranjo ou topologia de uma SE é usada para as formas de se conectarem entre si as linhas transformadores e cargas de uma subestação A seguir serão apresentados os arranjos mais comuns para as SE Barramento simples Duplo barramento simples Barramento simples seccionado Barramento principal e de transferência Barramento duplo com um disjuntor Barramento duplo com disjuntor duplo Barramento duplo de disjuntor e meio Barramento em anel 41 Barramento Simples É a configuração mais simples mais fácil de operar e menos onerosa com um único disjuntor manobrando um único circuito Todos os circuitos se conectam a uma mesma barra Pode ser também a configuração de menor confiabilidade uma vez que uma falha no barramento provocará a paralisação completa da subestação A designação de singelo se dá além de uma única barra um único disjuntor para cada circuito ou seja disjuntor singelo A aplicação desse arranjo se dá na alimentação de cargas que podem sofrer interrupções demoradas 5 Vantagens Instalações simples Manobras simples normalmente ligar e desligar circuitos alimentadores Custo reduzido Desvantagens Baixa confiabilidade Falha ou manutenção no barramento resulta no desligamento da subestação Falha ou manutenção nos dispositivos do sistema requerem a desenergização das linhas ligadas a ele A ampliação do barramento não pode ser realizada sem a completa desenergização da subestação Pode ser usado apenas quando cargas podem ser interrompidas ou se tem outras fontes durante uma interrupção A manutenção de disjuntor de alimentadores interrompe totalmente o fornecimento de energia para os consumidores correspondentes 42 Duplo Barramento Simples com Geração Auxiliar É indicado quando se necessita operar com uma usina de geração termelétrica para funcionamento em emergência com grupos de carga essenciais e não prioritárias na ponta de carga ou no controle da demanda por injeção de geração Alimentador de AT Chave Seccionadora Chave de Terra Alimentadores Disjuntor de MT Barramento MT Linha Transformador de Potência Disjuntor de MT 6 Esse arranjo é encontrado nas subestações consumidoras do tipo hospital hotel e muitos tipos de indústria Vantagens Flexibilidade de conexão de circuitos para a outra barra Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para manutenção Fácil recomposição Desvantagens Custo mais elevado Falha no disjuntor de linha ou no barramento a ele ligado implica em perda das cargas não prioritárias devido à presença de disjuntor de intertravamento Cargas essenciais ou prioritárias Geração Interna Barramento MT Alimentador de AT Chave de Terra Chave Seccionadora Disjuntor de MT Linha Transformador de Potência Barramento MT Cargas não prioritárias Disjuntor de Intertravamento 7 43 Barramento Simples Seccionado Esse arranjo é indicado para a condição de alimentação de dois ou mais circuitos de altatensão O arranjo de barramento simples com disjuntor de junção ou barra seccionada consiste essencialmente em seccionar o barramento para evitar que uma falha provoque a sua completa paralisação de forma a isolar apenas o elemento com falha da subestação Quando está sendo feita a manutenção em um disjuntor o circuito fica desligado Vantagens Maior continuidade no fornecimento Maior facilidade de execução dos serviços de manutenção Em caso de falha na barra somente são desligados os consumidores ligados à seção afetada Desvantagens Perda da metade da carga da subestação quando ocorrer um defeito em qualquer uma das barras A manutenção de um disjuntor deixa fora de serviço a linha correspondente Esquema de proteção é mais complexo 44 Barramento Principal e de Transferência O barramento principal da subestação é ligado a um barramento de transferência que opera como bypass através de um disjuntor de transferência em substituição a qualquer disjuntor da subestação A finalidade do disjuntor de transferência é garantir a proteção de um vão entrada de linha ou saída de linha quando o equipamento de disjunção principal disjuntor ou religador associado a este vão é retirado de serviço para manutenção Esse arranjo é indicado na alimentação de indústrias de médio e grande porte Barramento MT Barramento MT Alimentador 1 de AT Chave de Terra Chave Seccionadora Disjuntor de MT Linha 1 TR 01 Alimentador 2 de AT Chave de Terra Chave Seccionadora Disjuntor de MT Linha 2 TR 02 Alimentadores Disjuntor de seccionamento Tie Alimentadores 8 Na operação normal a subestação opera somente com a barra principal tal que desta forma todas as seccionadoras e disjuntores de linha estão fechados Existe mais uma chave associada ao disjuntor de entrada de linha que é a de bypass que se encontra normalmente aberta Na figura abaixo é mostrado o referido arranjo Em uma situação de emergência em que o disjuntor principal é retirado de serviço para manutenção a entrada de linha é conectada à barra auxiliar transferência através do fechamento da chave seccionadora de bypass e do disjuntor de transferência após uma sequência de chaveamento préestabelecida pelo órgão de operação do sistema elétrico Assim o disjuntor de transferência substitui o disjuntor principal A transferência da proteção do disjuntor principal do vão para o disjuntor de transferência pode ser realizada através de uma função da transferência da proteção função 43 ou através de mudança no ajuste do relé associado ao disjuntor de transferência A função de transferência da proteção genericamente denominada função 43 pode assumir um dos seguintes estados Normal N Em Transferência ET e Transferido T Se o comando de abertura enviado pelo relé encontra a função 43 no estado N o relé atua diretamente sobre o disjuntor principal Caso a função 43 esteja na posição ET o sinal de abertura é enviado para o disjuntor principal e para o disjuntor de transferência e quando a função 43 está na posição T o sinal enviado comanda a abertura somente do disjuntor de transferência O relé multifunção de entrada de linha quando sente uma falta e esta atinge o valor de atuação da proteção corrente de pickup envia um sinal de abertura trip para o disjuntor associado disjuntor principal eou disjuntor de transferência de acordo com a posição da função de transferência da proteção Normal Em Transferência e Transferido Vantagens Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para manutenção Aumento da continuidade do fornecimento Baixo nível de investimento 43 Relé 43 Relé Barra P Barra T Disjuntor de Transferência Tie L1 L2 L3 L4 L5 L6 L7 L8 b a c d e f Bypass Bypass 9 Desvantagens Requer um disjuntor extra para conexão com a outra barra Falha no barramento principal resulta no desligamento da subestação As manobras são relativamente complicadas quando se deseja colocar um disjuntor em manutenção 45 Barramento Duplo com um Disjuntor4 Chaves Arranjo para instalações de grande porte e importância muito utilizado nas subestações com nível de tensão de 138 230 e 345 kV A manutenção é feita sem a perda dos circuitos de linha de saída Cada linha pode ser conectada a qualquer barra Vantagens Permite alguma flexibilidade com ambas as barras em operação Qualquer uma das barras poderá ser isolada para manutenção Facilidade de transferência dos circuitos de uma barra para a outra com o uso de um único disjuntor de transferência e manobras com chaves Desvantagens Requer um disjuntor extra de transferência para conexão com a outra barra São necessárias quatro chaves por circuito Falha no disjuntor de transferência pode colocar a subestação fora de serviço 46 Barramento Duplo com Disjuntor Duplo Cada circuito é protegido por dois disjuntores separados Isto significa que a operação de qualquer disjuntor não afetará mais de um circuito Considere o arranjo abaixo a c b Barra A 5 1 2 3 4 Barra B Disjuntor de Transferência Tie d Barra B Barra A 10 Este tipo de arranjo tem um alto nível de confiabilidade mas é mais caro sua construção Há duas barras nesse arranjo de SE Os alimentadores podem ser supridos por qualquer uma das barras A barra A que podemos chamala de principal é energizada durante operação normal e a barra B como reserva é usada durante situações de manutenção e emergência Se uma falta ocorre na barra principal o disjuntor associado operará desenergizando a barra Subsequentemente o suprimento é transferido para a barra reserva O serviço é interrompido somente durante o tempo em que é realizada a manobra manual Esse arranjo aplicase em instalações de grande potência e também utilizado em subestações de EHV extra alta tensão Vantagens Arranjo mais completo Muito mais flexível Maior confiabilidade Qualquer uma das barras pode ser retirada de serviço a qualquer tempo para manutenção sem retirada de circuitos de serviço Desvantagem Alto custo 47 Barramento de Disjuntor e Meio Para subestação de transmissão a configuração disjuntor e meio é a solução tradicional utilizada na maioria dos países No arranjo em disjuntor e meio são três disjuntores em série ligando uma barra dupla sendo que cada dois circuitos são ligados de um lado e outro do disjuntor central de um grupo Três disjuntores protegem dois circuitos isto é existem 1½ disjuntores por circuito em uma configuração com dois barramentos Neste caso como existem duas barras a ocorrência de uma falha em uma delas não provocará o desligamento de equipamento mas apenas retirará de operação a barra defeituosa Veja o arranjo abaixo Barra A Barra B L1 L2 L3 L4 L5 L6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 Esse arranjo de disjuntor e meio apresenta custos elevados sendo por este motivo empregado em subestações de sistemas de extra alta tensão tais como os de 440 500 525 e 765 kV Vantagens Maior flexibilidade de manobra Rápida recomposição Falha em um dos barramentos não retira os circuitos de serviço Desvantagens Demasiado número de operações envolvidas no ato de chaveamento e religamento dos equipamentos evolvidos 48 Barramento em Anel Barramento que forma um circuito fechado por meio de dispositivos de manobras Este esquema também seciona o barramento O custo é aproximadamente o mesmo que a de barramento simples e é mais confiável embora sua operação seja mais complicada Cada equipamento linha alimentador transformador é alimentado por dois disjuntores separados Em caso de falha somente o segmento em que a falha ocorre ficara isolado A desvantagem é que se um disjuntor estiver desligado para fins de manutenção o anel estará aberto e o restante do barramento e os disjuntores alternativos deverão ser projetados para transportar toda a carga Cada circuito de saída tem dois caminhos de alimentação o tornando mais flexível Vantagens Flexibilidade na manutenção dos disjuntores podendo qualquer disjuntor ser removido para manutenção sem interrupção da carga Necessita apenas um disjuntor por circuito Não utiliza conceito de barra principal Grande confiabilidade Desvantagens Se uma falta ocorre durante a manutenção de um disjuntor o anel pode ser separado em duas seções Religamento automático e circuitos de proteção são relativamente complexos 12 Tabela Sumário de Características de Arranjos de Barras 5 Linhas e Alimentadores 51 Condutores Elétricos em Subestações Os condutores de potência em subestações se dividem pelo lado de AT e BT podendo variar entre as três tensões BT MT e AT Neste material o estudo dos condutores será dividido conforme a tensão do mesmo para em seguida expor suas demais variáveis 511 Condutores de BT Devido a BT aplicada a estes condutores a corrente destes é muito maior que a de MT consequentemente a seção transversal dos condutores de BT é severamente aumentada merecendo uma atenção especial em seu estudo devido ao custo dos condutores de BT O dimensionamento dos condutores é feito com base na corrente que irá passar por estes e outros fatores como fator de agrupamento queda de tensão permitida tipo de acionamento tipo de duto ventilação temperatura frequência e tipo de cabo que será utilizado como condutor Desta forma é necessário calcular a corrente de cada circuito e mais uma série de considerações devem ser feitas para ter a bitola exata do condutor a ser utilizado Muitas tabelas prédefinidas podem ser usadas para dimensionamento de condutores não necessariamente as da NR5410 mas também de qualquer fabricante de cabos bem como cabos específicos que não se encontram na norma como cabos de silicone e outros e algumas concessionárias já dimensionam os condutores de BT bem como seus condutos conforme potência da SE facilitando o trabalho do projetista 13 512 Condutores de MT Nas instalações em MT são utilizados cabos isolados barramentos e cabos nus de forma isolada ou em conjunto Por exemplo em uma subestação externa todos os condutores de MT podem ser de cabos de alumínio desde o ramal de entrada até a bucha do transformador Em uma subestação abrigada no ramal de derivação da concessionária é utilizado cabo nu Na entrada subterrânea da SE é utilizado cabo isolado e dentro da SE os condutores são barramentos de cobre Novamente as concessionárias tabelam todos os condutores da SE conforme potência envolvida como mostram as tabelas 1 e 2 extraídas das normas NT01AT e o Adendo 02 da mesma morna ambas as normas são da CELESC Tabela 1 Dimensionamento do ramal subterrâneo MT padrão CELESC NT01AT Tabela 2 Dimensionamento de barramentos de MT padrão CELESC NT01AT A figura a seguir mostra um cabo de MT e seus componentes Condutor Primeira camada semicondutora Blindagem do condutor Isolação Segunda camada semicondutora Blindagem da isolação Blindagem de cobre Cobertura 14 Nos casos dos cabos de média e alta tensão o condutor central é revestido com uma camada de material condutor não metálico também chamado de primeira camada semicondutora que tem como finalidade Dar uma forma perfeitamente cilíndrica ao condutor Prover uma distribuição radial e simétrica do campo Eliminar os espaços vazios entre o condutor e a isolação Evitar a criação de arcosvoltaicos devido ao campo elétrico do condutor Em seguida tem a isolação mais uma camada semicondutora e a blindagem da isolação blindagem metálica cujas funções são Prover uma distribuição radial e simétrica do campo elétrico Proporcionar uma capacitância uniforme entre o condutor e o Terra Escoamento de correntes de fuga induzidas e de curtocircuito Por último a cobertura de PVC que tem a função de proteção física e química do cabo de MT 513 Condutores de AT Para instalações de AT geralmente são utilizados cabos nus eou barramentos de alumínio Nas linhas aéreas se utilizam cabos nus alumínio reforçado com alma de aço tipo CAA ou ACSR sendo este último o mais utilizado em linhas de transmissão AAC All AluminiumAlloy Conductor ACSR Aluminium Conductor Steel Reinforced 15 52 Especificação Sumária Para a especificação da compra de condutores elétricos de baixa ou média potência são necessários os seguintes itens Seção transversal Tipo do condutor cobre ou alumínio Número de condutores do cabo Nu ou isolado Tipo da isolação Tensão de isolação Demais itens como proteção metálica etc 6 Terminações e Muflas Muflas e Terminações são utilizadas para manter as condições de isolamento elétrico nas conexões entre cabos isolados e condutores nus barramentos ou cabos As muflas têm como função criar a transição no campo elétrico impedindo interrupções bruscas que podem causar avarias a todo o sistema elétrico As muflas elétricas oferecem inúmeras vantagens dielétricas e de campo magnético e tem como função também evitar que a umidade penetre nas terminações dos cabos o que pode ser muito prejudicial aos sistemas elétricos de alta tensão Versáteis as muflas elétricas podem ser utilizadas em cabos com isolação XLPE EPR ou HEPR que utilizem condutores de cobre ou alumínio tanto em áreas internas quanto externas Em geral as muflas elétricas são utilizadas em tensões entre 36 e 35 kV e sua aplicação pode ser realizada tanto em ambientes normais quanto poluídos Este item é necessário devido à complexidade da isolação de cabos de média tensão por causa dos possíveis problemas de uma má isolação ou demais problemas devido ao campo elétrico presente neste tipo de cabos 61 Tipos de Muflas Basicamente existem dois tipos de Muflas as de Porcelana e as poliméricas As de porcelana são antigas mais caras e frágeis Raramente são usadas já as poliméricas são mais baratas resistentes a choques mecânicos e são as terminações utilizadas atualmente Sendo que as muflas poliméricas se dividem em externa e interna onde a única diferença estrutural entre elas é a presença ou não das saias o que indica que é de uso externo A figura abaixo mostra um exemplo de mufla externa e interna Uso interno Uso externo 16 A figura a seguir mostra uma mufla de porcelana e outra polimérica e seus acessórios para instalação 62 Instalações de muflas Este é um ponto crítico em qualquer instalação elétrica que utiliza cabos isolados de média tensão Caso a instalação da mufla no cabo são seja feita de maneira correta esta pode explodir logo após ser energizada ou depois de um certo período Desta forma a instalação das muflas deve ser executada por profissional com experiência e seguindo as notas do fabricante A instalação da mufla segue uma sequência indicada pelo fabricante desta basicamente da seguinte forma I Preparação da Extremidade do cabo Na ponta do cabo retirar toda a isolação deixando somente o condutor e neste coloque um terminal Logo após a ponta do cabo retire as camadas do cabo até chegar na isolação o comprimento deste trecho é aproximadamente do tamanho da mufla Logo após o trecho com a camada da isolação exposta deixe um pequeno trecho da camada semicondutora e outro da blindagem eletrostática As fitas semicondutoras possuem a função de filtrar e uniformizar as diversas linhas de campo magnético formadas pelos vários condutores que compõem o condutor central A blindagem deve ser aterrada para garantir que na na ocorrência de uma falha na isolação a região ao redor do cabo não fique energizada II Execução da terminação Envolver a ponta do cabo com o terminal em fita semicondutora deixando somente a ponta do terminal exposta Envolver a parte do cabo com a isolação com fita isolante para que este trecho fique com diâmetro semelhante ao restante do cabo III Montagem da mufla Com o cabo já preparado este é envolto pela mufla a qual possui um gel condutor o qual irá retirar os espaços contendo ar entre a mufla e o cabo e também irá proporcionar uma melhor condução entre a camada de semicondutor e a cordoalha de aterramento 17 NOTA a sequência descrita acima pode ser modificada conforme fabricante do equipamento Esta deve ser utilizada como um exemplo e não como regra As figuras abaixo mostram muflas já conectadas ao cabo 63 Especificação Sumária Para a especificação da compra de muflas são necessários os seguintes itens Tensão nominal Tensão máxima de nível de operação Tensão suportável de impulso Interna ou externa Dimensão correspondente ao cabo de MT Tensão de isolação Demais itens como proteção metálica etc Para facilitar a compra destes componentes também pode se resumir as especificações escolhendo a mufla conforme padrão da concessionária local variando somente a tensão nominal 7 Chave Fusível e Chave Seccionadora As chaves secionadoras são dispositivos destinados a isolar equipamentos ou zonas de barramentos ou ainda trechos de LTs Chaves fusíveis e chaves seccionadoras são equipamentos amplamente utilizados em qualquer tipo de subestação independente da tensão e potência envolvida Tendo como função a proteção do circuito e também o controle deste através do seccionamento 71 Chave Fusível Chaves amplamente utilizadas no sistema de distribuição das concessionárias geralmente instaladas nas derivações de ramais e na entrada de circuitos com transformadores da própria concessionária ou particulares Como o foco deste material é SE somente será tratado de chaves seccionadoras que fazem parte do conjunto desta conforme itens a seguir a Chave fusível base polimérica ou de porcelana Geralmente utilizadas em sistemas com corrente nominal de no máximo 200A Constituída basicamente do suporte dielétrico os conectores dos cabos e o portafusível 18 b Cartucho Portafusível e Elo Fusível Como o próprio nome já diz este componente é onde fica instalado o elofusível e também serve como a parte móvel da seccionadora A chave fusível ou chave indicadora fusível executa tanto a função normal de seccionador de circuito sem carga quanto a proteção contra curtocircuito ou sobrecorrente pela queima do seu elo fusível interno Esta chave é acionada por meio de bastão de manobra e pode ser instalada com fusíveis de diversos valores de corrente elétrica dependendo da necessidade do local onde ela é utilizada As chaves fusíveis não devem ser operadas em carga devido à inexistência de sistema de extinção de arco elétrico A sua operação somente em tensão é tolerável o que é feito normalmente pelas distribuidoras No entanto com a utilização de uma ferramenta chamada load buster podese operar a chave fusível com o circuito a plena carga respeitandose os limites da ferramenta mencionada b Cartucho Portafusível e Elo Fusível Como o próprio nome já diz este componente é onde fica instalado o elofusível e também serve como a parte móvel da seccionadora Já o elofusível é um cordão metálico o qual é inserido no cartucho formando assim um fusível com características específicas de funcionamento 19 Na figura abaixo pode ser visto um exemplo da curva de atuação deste tipo de fusível sendo que o dimensionamento deste fica em função da corrente e geralmente é tabelado pelas concessionárias 72 Chave Seccionadora Este tipo de chave não possui fusível sendo somente utilizada para isolar equipamentos dos sistemas para determinados fins Basicamente de dividem entre monofásicas e trifásicas NOTA as chaves seccionadoras geralmente não devem ser utilizadas para interromper corrente não devem ser abertas sob carga Este processo deve ser feito por disjuntores porém se este apresentar problemas e não desligar a abertura das chaves seccionadoras deve ser executada com o máximo de precaução devido a formação de arco voltaico a Chave seccionadora monofásica Usadas pelas distribuidoras de energia quando a potência envolvida fica em torno de alguns MW e optase por não utilizar fusíveis Esta escolha de que em qual potência não utilizar proteção varia muito entre concessionárias A figura a seguir mostra uma chave tipo pedestal e uma chave com base de porcelana e com dispositivo cortaarco o qual possibilita a abertura da chave mesmo sob carga 20 b Chave seccionadora trifásica MT Estas chaves são usadas em SE abrigadas ou nas linhas de distribuição das concessionárias Podendo ser uma simples chave seccionadora ou agregar mais elementos de proteção tais como Dispositivo cortaarco Fusível integrado a seccionadora ou em série com esta Lâmina de aterramento para aterrar toda parte de saída da seccionadora quando esta é aberta Auxílio de molas para abertura mais rápida Monitoramento de estado aberta ou fechada Isoladores para uso externo As figuras a seguir mostram um conjunto de seccionadoras internas da empresa SCHAK e suas variáveis Chave Pedestal Chave Corta Arco 21 c Chave seccionadora trifásica AT Chaves somente utilizadas em SE de grande potência Devido ao seu tamanho não são acionadas manualmente com uma manopla como nas chaves de MT mas sim através de dispositivo acionado eletricamente geralmente motor de passo Chave com abertura central Chave com abertura dupla lateral 22 As figuras anteriores mostram uma seccionadora de Dupla Abertura Lateral DAL e com abertura central AC onde as aberturas são feitas simultaneamente de forma sincronizada nas três fases Já a figura abaixo mostra uma chave seccionadora de Abertura Vertical 73 Especificação Sumária Para a especificação da compra de uma chave seccionadora de baixa ou média potência são necessários os seguintes itens Corrente do fusível se houver Tensão nominal Corrente nominal Corrente nominal suportável de curta duração Duração suportável de curtocircuito Características dos circuitos de comando se houverem 8 Disjuntor de Média e Alta Tensão 81 Introdução Dispositivo de proteção amplamente utilizado em todas as tensões porém este funciona de forma diferente em MT e AT pois estes disjuntores não atuam por si só na presença de uma sobrecorrente ou curtocircuito como atuam os disjuntores de BT estes somente atuam quando recebem um sinal para abrirem sinal popularmente conhecido como TRIP Este sinal é proveniente do sistema de proteção geralmente constituído de TCs TPs e relés E que também podem fornecer o sinal para o fechamento do disjuntor conforme automação do sistema Possuem capacidade de fechamento e abertura que deve atender a todos os prérequisitos de manobra sob condições normais e anormais de operação Além dos estados estacionários fechado e aberto definese ambos os estados transitórios da manobra de fechamento ligamento e da manobra de abertura desligamento Chave com abertura vertical vertical 23 No estado ligado ou fechado o disjuntor deve suportar a corrente nominal da linha sem ultrapassar os limites de temperatura permitidos No estado desligado ou aberto a distância de isolamento entre contatos deve suportar a tensão de operação bem como as sobretensões internas devidas a surtos de manobra ou descargas atmosféricas Quanto à manobra de fechamento o disjuntor deve no caso de curtocircuito atingir corretamente sua posição de fechado e conduzir a corrente de curtocircuito No caso de abertura o disjuntor deve dominar todos os casos de manobra possíveis na rede na qual está instalado É importante lembrar que disjuntores frequentemente instalados ao tempo permanecem meses a fio no estado estacionário ligado conduzindo a corrente nominal sob condições climáticas as mais variáveis proporcionando às vezes variações de temperatura de várias dezenas de grau agentes atmosféricos agressivos a vários de seus componentes e outras condições adversas Após todo esse tempo de inatividade operacional mecânica o disjuntor deve estar pronto para interromper correntes de curtocircuito sem o menor desvio das especificações É fácil perceber então que uma confiabilidade total é exigida dos disjuntores de potência e deve ser consequência de um projeto racional e um controle de qualidade extremamente rigoroso que vai desde a relação de matériasprimas passando pela revisão de entrada ensaio de materiais controle dos processos de fabricação ensaios de subconjuntos até os ensaios finais 82 Características Construtivas As características construtivas dos disjuntores estão diretamente relacionadas com a potência e a tecnologia envolvida A seguir será mostrado as principais formas de extinção do arcovoltaico em diferentes tipos de disjuntores sendo que esta característica não possui grande influência na parte externa de um disjuntor Não é possível identificar somente pela carcaça se um disjuntor de AT funciona a vácuo ou a óleo por exemplo 83 Tipos de Disjuntores 831 Disjuntores a Óleo Os disjuntores a óleo estão basicamente divididos em disjuntores de grande volume de óleo GVO e de pequeno volume de óleo PVO No caso do GVO de grande capacidade as fases ficam imersas em um único recipiente contendo óleo que é usado tanto para a interrupção das correntes quanto para prover o isolamento Nos disjuntores de maior capacidade o encapsulamento é monofásico Já no PVO foi projetado uma câmara de extinção com fluxo forçado sobre o arco aumentando a eficiência do processo de interrupção da corrente diminuindo drasticamente o volume de óleo no disjuntor A maior vantagem dos disjuntores de grande volume de óleo sobre os de pequeno volume de óleo é a grande capacidade de ruptura em curtocircuito em tensões de 138 kV Mesmo assim este tipo de disjuntor está caindo em desuso O princípio de extinção do arco nos disjuntores a óleo é baseado na decomposição das moléculas de óleo pela altíssima temperatura do arco Essa decomposição resulta na produção de gases principalmente hidrogênio sendo a quantidade de gás liberada dependente da magnitude da corrente e da duração do arco O gás liberado desempenha duas funções a Em primeiro lugar ele tem um efeito refrigerante muito acentuado b Ele causa um aumento de pressão em torno do arco determinando uma elevação do gradiente de tensão necessário à sua manutenção GVOs Buchas Indicador do Nível de óleo Val De Alívio de Pressão linear linkage Amortecedor Bloco Guia Unidade de Controle de Arco Contato Paralelo Resistor plunger bar impulse cushion Disjuntores de Potência 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 Visor do óleo 2 Transformador de corrente 3 Haste dos contatos móveis 4 Câmara de interrupção 5 Posição fechada 6 Posição aberta 7 Bucha 8 Indicador de posição 9 Haste de acionamento 10 Mola de abertura 25 832 Disjuntores a Ar Comprimido Nos disjuntores de ar comprimido a extinção do arco é obtida a partir da admissão nas câmaras de ar comprimido armazenado num reservatório pressurizado que soprando sobre a região entre os contatos determina o resfriamento do arco e sua compressão A reignição do arco em seguida à ocorrência de um zero de corrente é prevenida pela exaustão dos produtos ionizados do arco da região entre os contatos pelo sopro de ar comprimido A intensidade e a rapidez do sopro de ar garantem o sucesso dos disjuntores nas corridas energética liberação x absorção de energia e dielétrica tensão de restabelecimento x suportabilidade dielétrica Os tipos originais de disjuntor a ar comprimido possuíam uma chave isoladora em série com as câmaras de interrupção Após um tempo prédeterminado para permitir a extinção do arco a chave isoladora era aberta o ar comprimido das câmaras era liberado para a atmosfera e os contatos do interruptor fechavam pela pressão das molas O fechamento do circuito era sempre feito pela chave isoladora com os contatos das câmaras de interrupção fechados A posição aberta ou fechada dos disjuntores era facilmente reconhecível a partir da observação da posição da chave isoladora Nos tipos modernos de disjuntores as câmaras são permanentemente pressurizadas com ar a aproximadamente 25 30 bares enquanto que nos reservatórios de ar comprimido a pressão é de 150 200 bares Para a interrupção do arco abremse ao mesmo tempo as válvulas de sopro e de exaustão em cada câmara de maneira a ventilar a região entre os contatos Após o fim do movimento do contato móvel que ocorre num tempo prédeterminado para permitir a extinção dos arcos as válvulas se fecham deixando o disjuntor aberto com as câmaras cheias de ar comprimido à pressão de serviço livre de produtos ionizados Na operação de fechamento as válvulas de sopro e exaustão podem ser abertas ligeiramente para ventilar a região entre contatos impedindo a contaminação da câmara por resíduos provenientes da vaporização de material de contatos A operação dos disjuntores de ar comprimido sempre produz um grande ruído causado pela exaustão do ar para a atmosfera Uma redução do nível de ruído produzido é conseguida através de silenciadores Os disjuntores a ar comprimido podem possuir compressores individuais ou trabalhar ligados a uma central de ar comprimido Como a operação dos disjuntores pode ser perigosa quando a 26 pressão de ar comprimido cai abaixo de determinado nível estes são providos de dispositivos para impedir seu fechamento ou sua abertura sob pressões inferiores a níveis préfixados Podese dispor também de dispositivos para abrir os disjuntores quando a pressão chegar a um nível perigoso mas ainda superior àquele em que a abertura seja proibida Devido a estas características é prática de muitos clientes exigir que os disjuntores que operam com sistemas de ar comprimido central possuam reservatórios individuais air receivers com capacidade suficiente para realizar um ciclo completo OCOCO sem necessidade de receber reforço de ar comprimido do sistema central e sem que a pressão caia a níveis perigosos Um reservatório central deve também ser capaz de garantir a repressurização de todos os reservatórios individuais após uma operação OCO simultânea num intervalo de tempo usualmente fixado em dois minutos Exemplos de Disjuntores a Ar Comprimido 27 833 Disjuntores a SF6 Embora o hexafluoreto de enxofre SF6 tenha sido sintetizado pela primeira vez em 1904 somente nos anos 30 a partir da observação de suas excepcionais propriedades dielétricas o novo gás encontrou uma limitada aplicação como meio isolante em transformadores O SF6 é um dos gases mais pesados conhecidos peso molecular 146 sendo cinco vezes mais pesado que o ar À pressão atmosférica o gás apresenta uma rigidez dielétrica 25 vezes superior à do ar A rigidez dielétrica aumenta rapidamente com a pressão equiparandose à de um óleo isolante de boa qualidade à pressão de 2 bares A contaminação do SF6 pelo ar não altera substancialmente as propriedades dielétricas do gás um teor de 20 de ar resulta numa redução de apenas 5 da rigidez dielétrica do gás Somente no final dos anos 40 teve início o desenvolvimento de disjuntores e chaves de abertura em carga a SF6 com base em experimentos em que as excepcionais qualidades do gás como meio interruptor de arcos elétricos foram comprovadas Essas qualidades derivam do fato de que o hexafluoreto de enxofre ser um gás eletronegativo possuindo portanto uma afinidade pela captura de elétrons livres o que dá lugar à formação de íons negativos de reduzida mobilidade Essa propriedade determina uma rápida remoção dos elétrons presentes no plasma de um arco estabelecido no SF6 aumentando assim a taxa de decremento da condutância do arco quando a corrente se aproxima de zero O SF6 é um gás excepcionalmente estável e inerte não apresentando sinais de mudança química para temperaturas em que os óleos empregados em disjuntores começam a se oxidar e decompor Na presença de arcos elétricos sofre lenta decomposição produzindo fluoretos de ordem mais baixa como SF2 e SF4 que embora tóxicos recombinamse para formar produtos não tóxicos imediatamente após a extinção do arco Os principais produtos tóxicos estáveis são certos fluoretos metálicos que se depositam sob a forma de um pó branco e que podem ser absorvidos por filtros de alumina ativada Os primeiros disjuntores de hexafluoreto de enxofre eram do tipo dupla pressão baseados no funcionamento dos disjuntores a ar comprimido O SF6 era armazenado num recipiente de alta pressão aproximadamente 16 bares e liberado sobre a região entre os contatos do disjuntor A principal diferença com relação aos disjuntores a ar comprimido consistia no fato de o hexafluoreto de enxofre não ser descarregado para a atmosfera após atravessar as câmaras de interrupção e sim para um tanque com SF6 a baixa pressão aproximadamente 3 bares Assim o gás a alta pressão era utilizado para interrupção do arco e o SF6 a baixa pressão servia à manutenção do isolamento entre as partes energizadas e a terra Após a interrupção o gás descarregado no tanque de baixa pressão era bombeado novamente para o reservatório de alta pressão passando por filtro de alumina ativada para remoção de produtos da decomposição do SF6 A principais desvantagens dos disjuntores a SF6 a dupla pressão eram a baixa confiabilidade dos compressores de gás e a tendência do hexafluoreto de enxofre a liquefazerse à temperatura ambiente quando comprimido a temperatura de liquefação do gás a 16 bares é 10C o que tornava necessário instalar aquecedores no reservatório de alta pressão com consequente aumento da complicação e redução da confiabilidade Essas desvantagens levaram ao desenvolvimento do disjuntor tipo puffer que será descrito a seguir atualmente adotado pela maioria dos fabricantes de disjuntores a SF6 Os disjuntores tipo puffer ou do tipo impulso são também denominados de pressão única porque o SF6 permanece no disjuntor durante a maior parte do tempo a uma pressão constante de 3 a 6 bares servindo ao isolamento entre as partes com potenciais diferentes A pressão necessária à extinção do arco é produzida em cada câmara por um dispositivo tipo puffer formado por um pistão e um cilindro em que um desses dois elementos ao se movimentar desloca consigo o contato móvel e comprime o gás existente no interior do cilindro A compressão do SF6 por esse processo produz pressões da ordem de 2 a 6 vezes a pressão original e no intervalo entre a separação dos contatos e o fim do movimento do gás assim comprimido é forçado a fluir entre os contatos e através de uma ou duas passagens nozzles extinguindo o arco de forma semelhante ao dos disjuntores de dupla pressão 28 O disjuntores de pressão única são de projeto mais simples que o de dupla pressão e dispensam a instalação de aquecedores para impedir a liquefação do SF6 sendo consequentemente mais econômicos e mais confiáveis O desenvolvimento e a difusão dos disjuntores a SF6 estão ligados aos desenvolvimentos das técnicas de selagem dos recipientes e detecção de vazamentos de gás Os projetos ocorridos nesses terrenos já permitem reduzir o escape de SF6 nos disjuntores a níveis inferiores a 1 por ano Os avanços tecnológicos têm permitido aos disjuntores a SF6 tornaremse crescentemente competitivos em relação aos tipo a ar comprimido e PVO sendo provável que em futuro próximo esses disjuntores ocupem uma posição dominante no mercado pelo menos para certas faixas de tensão Da mesma forma que nos disjuntores a ar comprimido os disjuntores a SF6 devem ser providos de dispositivos para indicar a ocorrência de pressões inferiores a determinados níveis mínimos e intertravamentos para impedir sua operação em condições perigosas de pressão muito alta Uma outra aplicação do SF6 é o isolamento de subestações blindadas que permite considerável redução da área ocupada A instalação de uma subestação blindada pode ser determinada pela inexistência de área suficientemente ampla em um centro urbano ou pelo elevado custo do solo nesta região Numa subestação blindada todas as partes energizadas são protegidas por uma blindagem metálica que conterá os disjuntores chaves TCs TPs barramentos etc As partes energizadas são isoladas da blindagem por isoladores de resina sintética ou outro material adequado e SF6 à pressão de cerca de 3 bares Válvulas especiais permitem detectar o escapamento do gás e possibilita efetuar manutenção dos equipamentos sem necessidade de remover grandes quantidades de gás Alarmes e intertravamentos garantem a segurança em caso de vazamento de SF6 As figuras abaixo ilustram Disjuntores a SF6 de Média Tensão 29 Figuras que ilustram Disjuntores a SF6 de Alta Tensão 834 Disjuntores a Vácuo Apesar do crescente uso de disjuntores a vácuo para baixas e médias tensões alguns fabricantes vem oferecendo comercialmente disjuntores a vácuo de alta tensão e mesmo assim os tipos disponíveis não excedem 145 kV Nos disjuntores a vácuo o arco que se forma entre os contatos é bastante diferente dos arcos em outros tipos de disjuntor sendo basicamente mantido por íons de material metálico vaporizado proveniente dos contatos catodo A intensidade da formação desses vapores metálicos é diretamente proporcional à intensidade da corrente e consequentemente o plasma diminui quando esta decresce e se aproxima do zero Atingindo o zero de corrente o intervalo entre os contatos é rapidamente desionizado pela condensação dos vapores metálicos sobre os eletrodos A ausência de íons após a interrupção dá aos disjuntores a vácuo características quase ideais de suportabilidade dielétrica Apesar das suas vantagens o desenvolvimento dos disjuntores a vácuo para altas tensões permanece na dependência de avanços tecnológicos que permitam compatibilizar em termos econômicos o aumento das tensões e correntes nominais das câmaras a vácuo e a redução de seus volumes e pesos As figuras a seguir ilustram Disjuntores a Vácuo de MT 30 84 Principais Sistemas de Acionamento O sistema de acionamento de um disjuntor é o subconjunto que possibilita o armazenamento de energia necessária à sua operação mecânica bem como a necessária liberação desta energia através de mecanismos apropriados quando do comando de abertura e fechamento do mesmo Dentro de cada categoria existe uma variação imensa de detalhes construtivos característicos de cada fabricante Os acionamentos podem ser monopolares ou tripolares No primeiro caso a atuação dos mesmos se faz diretamente em cada pólo permitindo a manobra individual de cada um deles Isso torna o 31 acionamento mais complexo e caro pois na realidade são três acionamentos um para cada pólo Este tipo é usado quando se necessita de religamento monopolares no caso de faltas monofásicas Nos acionamentos tripolares a operação é centralizada em uma unidade e transmitida aos três pólos do disjuntor simultaneamente via acoplamento mecânico hidráulico ou pneumático Neste caso só é possível ter religamento tripolares A seguir estão relacionados os principais sistemas de acionamento 841 Acionamento por Solenoide Neste sistema uma bobina solenoide que na maioria dos tipos de acionamento é usada somente para disparo é utilizada diretamente para acionar os contatos na operação de fechamento e também para carregar a mola de abertura Aliás este é um princípio comum a todos os acionamentos pois o disjuntor na condição fechado deverá estar sempre com energia armazenada para a operação de abertura Este tipo de acionamento não é muito utilizado pois tem capacidade de armazenamento de energia limitada 842 Acionamento a Mola Para este caso a energia para o fechamento é acumulada em uma mola As molas são carregadas através de motores os quais podem ser de corrente contínua ou alternada Podese ter também o acionamento manual Quando o mecanismo de disparo é acionado a mola é destravada acionando os contatos do disjuntor fechandoo acontecendo nesta operação o carregamento simultâneo da mola de abertura Cada fabricante tem seu próprio arranjo para este tipo de acionamento entretanto o princípio de funcionamento aqui descrito é comum a todos eles O acionamento a mola é muito difundido para disjuntores de média tensão até 38 kV e alta tensão 69 a 138 kV em grande volume de óleo pequeno volume de óleo sopro magnético a vácuo e a SF6 podendo ser tripolar ou monopolar Neste tipo de acionamento a caixa que abriga o mecanismo abriga também o bloco de comando ou seja acionamento e unidade de comando estão num mesmo subconjunto principal o que é uma característica mais ou menos constante em disjuntores de média tensão O sistema de acionamento a mola tem funcionamento simples dispensando qualquer supervisão tornandoo ideal para média tensão No entanto deve se ter em mente que a ausência de supervisão se por um lado simplifica e barateia o disjuntor por outro não permite que se tenha controle das partes vitais do acionamento de maneira a se prever qualquer falha na operação que neste caso ocorreria de forma totalmente imprevista Em sistema onde haja sucessivos religamento sua aplicação se torna difícil já que há um limite no acúmulo de energia 843 Acionamento a Ar Comprimido O acionamento a ar comprimido consiste em armazenar a energia necessária à operação do disjuntor em recipientes de ar comprimido a qual é liberada através de disparadores atuando sobre válvulas que acionam os mecanismos dos contatos via êmbolos solidários ou através de conexões pneumáticas Este tipo de acionamento é utilizado para disjuntores de média alta tensões e é a solução natural para disjuntores que usam o ar comprimido como meio extintor embora também seja usado para disjuntores a óleo e SF6 32 844 Acionamento Hidráulico Neste tipo de acionamento a energia necessária para a operação do disjuntor é armazenada em um acumulador hidráulico que vem a ser um cilindro com êmbolo estanque tendo de um lado o óleo ligado aos circuitos de alta e baixa pressão através da bomba hidráulica e de outro um volume reservado a uma quantidade prefixada de N2 Em algumas execuções o N2 pode estar contido em uma membrana de elastômero A bomba hidráulica de alta pressão comprime o óleo e consequentemente o N2 até que seja atingida a pressão de serviço aproximadamente 320 bar Através de disparadores de abertura ou fechamento são acionadas as válvulas de comando que ligam o circuito de óleo com o êmbolo principal de acionamento A característica principal deste tipo de acionamento é a sua grande capacidade de armazenamento de energia aliada às suas reduzidas dimensões o que é conseguido através da pressão de operação que é da ordem de 320 atm Além disso sem a necessidade de se mudar a configuração básica do acionamento ou seja dos blocos das válvulas de comando e dos êmbolos podese aumentar a capacidade do mesmo aumentandose o volume de nitrogênio Isto é particularmente importante para disjuntores a SF6 em EAT com resistores de abertura ou fechamento e de abertura rápida 2 ciclos ou no caso em que o usuário tem exigências específicas com relação à sequência de operação 85 Especificação Sumária Para a especificação da compra de um disjuntor de MT são necessários os seguintes itens Tensão nominal Corrente nominal Tensão do circuito de comando Correntes de interrupção simétrica e assimétrica Tecnologia de extinção de arco PVO vácuo SF6 Instalação interna ou externa Acessórios para automação bobinas de abertura fechamento e motor 9 TRANSFORMADORES DE CORRENTE O transformador de corrente TC é um transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em série a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de corrente de instrumentos elétricos de medição e proteção ou controle 91 Princípios Fundamentais A Figura abaixo mostra o esquema básico de um TC Zcarga TC N1 Eg A N2 I1 I2 N2I2 N1I1 33 O enrolamento primário dos TCs é normalmente constituído de poucas espiras 2 ou 3 espiras por exemplo feitas de condutores de cobre de grande seção 92 Principais Tipos Construtivos Os transformadores de corrente classificados de acordo com a sua construção mecânica são os seguintes 921 Tipo Primário Enrolado TC cujo enrolamento primário constituído de uma ou mais espiras envolve mecanicamente o núcleo do transformador O TC tipo primário enrolado é mais utilizado para serviços de medição mas pode ser usado para serviços de proteção onde pequenas relações são requeridas A Figura 20 mostra este tipo de TC 922 Tipo Barra TC cujo primário é constituído por uma barra montada permanentemente através do núcleo do transformador Este TC é adequada para resistir aos esforços de grandes sobrecorrentes A Figura abaixo mostra o esquema básico de um TC tipo barra S2 S1 P2 P1 TC Tipo Enrolado P1 S2 P2 S1 TC Tipo Barra TC Tipo Barra 34 923 Tipo Janela É aquele que não possui primário próprio e é constituído de uma abertura através do núcleo por onde passa o condutor do circuito primário 924 Tipo Bucha Tipo especial de TC tipo janela é construído e projetado para ser instalado sobre uma bucha de um equipamento elétrico fazendo parte integrante do fornecimento deste Pelo seu tipo de construção e instalação o circuito magnético dos TCs tipo bucha é maior que nos outros TCs sendo mais precisos para corrente altas pois possuem menor saturação Em baixas correntes são menos precisos em virtude da maior corrente de excitação razão pela qual não são usados para medição 925 Tipo Núcleo Dividido Este tipo possui o enrolamento secundário completamente isolado e permanentemente montado no núcleo mas não possui enrolamento primário Parte do núcleo é separável ou articulada para permitir o enlaçamento do condutor primário Destinase ao uso em circuito constituído de condutor completamente isolado ou um condutor nu Um tipo muito difundido de TC com núcleo dividido é o amperímetro alicate P1 P2 S2 S1 TC Tipo Janela S2 S1 TC Tipo Bucha TC Tipo Núcleo Dividido 35 93 Principais Características Elétricas dos TCs As principais características dos TCs são 931 Corrente Secundária Nominal Padronizada em 5 A 932 Corrente Primária Nominal Caracteriza o valor nominal suportado em regime normal de operação pelo TC Sua especificação deve considerar a corrente máxima do circuito em que o TC está inserido e os valores de curtocircuito 933 Classe de Exatidão Valor máximo do erro do TC expresso em percentagem que poderá ser causado pelo TC aos instrumentos a ele conectados A tabela abaixo mostra as classes de exatidão padronizadas em Norma TC para Medição TC para Proteção ABNT 03 06 12 30 5 10 ANSI 03 06 12 10 A Classe de exatidão do TC para medição com finalidade de faturamento a consumidor 03 ver tabela a seguir TCs Alimentando Instrumentos Classes de Exatidão Recomendado Aceitável Medidores 03 06 Indicadores 06 12 934 Carga Nominal Carga na qual se baseiam os requisitos de exatidão do TC A tabela abaixo mostra a designação da carga nominal dos TCs segundo a ABNT EB2512 Designação da carga Resistência Ω Reatância Ω Potência Aparente VA Fator de Potência Impedância Ω C 25 009 00436 25 09 01 C 50 018 00872 50 09 02 C 125 045 02180 125 09 05 C 250 050 08661 250 05 10 C 500 10 17321 500 05 20 C 1000 20 34642 1000 05 40 C 2000 40 69283 2000 05 80 935 Fator Térmico Fator pelo qual devese multiplicar a corrente primária nominal para se obter a corrente primária máxima que o TC é capaz de conduzir em regime permanente sob frequência nominal sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados e sem sai de sua classe de exatidão 936 Nível de Isolamento Define a especificação do TC quanto às condições que deve satisfazer a sua isolação em termos de tensão suportável 937 Corrente Térmica Nominal Maior corrente primária que um TC é capaz de suportar durante 1 segundo com o enrolamento secundário curtocircuitado sem exceder em qualquer enrolamento a temperatura máxima especificada para sua classe de isolamento 36 Iterm INI do disjuntor 938 Corrente Dinâmica Nominal Valor de crista da corrente primária que um TC é capaz de suportar durante o primeiro meio ciclo com o enrolamento secundário curtocircuitado sem danos devido às forças eletromagnéticas resultantes É igual a 25 vezes o valor da corrente térmica nominal 939 Polaridade Normalmente é utilizada a polaridade subtrativa 94 Designação Normativa dos TCs 941 TCs para Serviço de Medição A designação dos TCs de acordo com a ABNT é feita indicando a classe de exatidão seguida da carga nominal com a qual se verifica esta exatidão Exemplos 06 C500 03 C25 A designação de acordo com a ANSI é feita indicando a classe de exatidão seguida da letra B e da impedância da carga nominal com a qual se verifica esta exatidão Exemplos 06B 20 03B 01 942 TCs para Serviço de Proteção A designação dos TCs de acordo com a ABNT e ANSI é feita de acordo com a tabela abaixo Características Nominais Designação Impedância Secundária Interna Classe de Exatidão Potência Aparente VA Tensão Secundária V ANSI C5713 ABNT EB 2512 Rev 1968 Rev 1980 Alta 10 25 10 T 10 10A 10 10 50 20 T 20 10A 20 10 125 50 T 50 10A 50 10 250 100 T 100 10A 100 10 500 200 T 200 10A 200 10 1000 400 T 400 10A 400 10 2000 800 T 800 10A 800 Baixa 10 25 10 C 10 10B 10 10 50 20 C 20 10B 20 10 125 50 C 50 10B 50 10 250 100 C 100 10B 100 10 500 200 C 200 10B 200 10 1000 400 C 400 10B 400 10 2000 800 C 800 10B 800 37 95 Especificação Sumária Para a especificação da compra de TCs são necessários os seguintes itens Classe de exatidão Uso em medição ou proteção Uso interno ou externo Número de enrolamento no primário e secundário Relação de transformação Nível de isolação Fator térmico Carga nominal 10 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL O transformador de potencial TP é um transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em derivação a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de medição e proteção ou controle 101 Princípios Fundamentais Basicamente o TP é ligado conforme esquema abaixo O TP é construído com N1 N2 102 Principais Características dos TPs As principais características dos TPs são 1021 Tensão Primária Nominal Estabelecida de acordo com a tensão do circuito no qual o TP será instalado 1022 Tensão Secundária Nominal É padronizada em 115 V ou 115 3 V N2 V1 N1 V Zcarga V2 𝑽𝟏 𝑽𝟐 𝑵𝟏 𝑵𝟐 38 1023 Classe de Exatidão Valor máximo do erro expresso em percentagem que poderá ser causado pelo transformador aos instrumentos a ele conectados Instrumentos Classe de Exatidão Recomendada Aceitável Medidores 03 06 Indicadores 06 12 1024 Carga Nominal Carga na qual se baseiam os requisitos de exatidão do TP Designação ABNT Designação ANSI P 125 W P 25 X P 75 Y P 200 Z P 400 ZZ Exemplo Um relé de consumo 20 VAfase a 110 V é aplicado a um TP com tensão secundária de 120 V O valor corrigido será 𝑆 𝑉 𝐼 𝑉2 𝑍 20 1102 𝑍 𝑍 1102 20 𝑆𝑛𝑜𝑣𝑜 1202 1102 20 238 𝑉𝐴 1025 Potência Térmica Maior potência aparente que um TP pode fornecer em regime permanente sob tensão e frequências nominais sem exceder os limites de temperatura permitidos pela sua classe de isolamento 1026 Nível de Isolamento Define a especificação do TP quanto à sua isolação em termos de tensão suportável 103 Designação Normativa dos TPs A designação correta dos TPs é feita indicandose a classe de exatidão separada por um hífen do valor da maior carga nominal com a qual se verifica Exemplos 06 P400 ABNT 06 ZZ ANSI 12 P25 ABNT 12 X ANSI 104 Grupos de Ligação De acordo com a ABNT os TPs classificamse em três grupos Grupo 1 TP projetado para ligação entre fases Grupo 2 TP projetado para ligação entre fase e neutro de sistemas diretamente aterrados Grupo 3 TP projetado para ligação entre fase e neutro de sistema onde não se garanta a eficácia do aterramento 39 11 TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA Este é o principal e mais caro componente de uma subestação Transformadores de MT são equipamentos de prateleira ou seja já tem seus valores nominais padronizados somente variando a potência e as tensões de entrada e saída Já os de AT são componentes mais complexos onde estes são feitos sob encomenda tem os valores de impedância definidos pelos compradores e principalmente agregam mais proteções para este equipamento 111 Tipos de Transformadores Segue a classificação dos transformadores conforme o mesmo é construído TP Grupo de Ligação 1 TP Grupo de Ligação 2 TP Alta Tensão 40 1111 Transformadores de Distribuição Utilizado no setor de distribuição de energia como concessionárias de energia cooperativas instaladoras e empresas em geral como subestação externa Tem potência nominal de 15 a 300kVA trifásicos de 3 a 75kVA monofásicos e classe de tensão dependendo do fabricante de 15 242 e 362kV Figura 111 Transformador de distribuição trifásicos bifásicos e monofásicos 1112 Transformadores Industriais Semelhantes aos de distribuição porém com maior potência nominal 500kVA a 5MVA e mais itens de proteção como relés termostatos etc Outra diferença é que devido ao seu tamanho estes não são instalados em postes mas em plataformas de SE abrigadas ou externas Pelo fato deste tipo de transformador ser refrigerado a óleo este elemento deve ser renovado ou filtrado em manutenções preventivas Outra particularidade deste tipo de equipamento é o uso de transformadores recondicionados os quais tem o valor taxado em aproximadamente 60 do valor de um equipamento novo Esta prática é muito comum entre empresas que fazem SE para consumidores SE de MT Porém atenção especial deve ser dada ao rendimento do transformador recondicionado pois o rendimento piora com o passar dos anos e se a empresa onde este equipamento vai ser instalado tiver um fator de carga perto da unidade consumo médio perto da demanda máxima este equipamento terá um gasto fixo de energia na ordem de alguns kWh e em alguns casos se contabilizado em estudo apropriado pode ser mais caro manter um transformador velho do que comprar um novo 41 Figura 112 Transformador de potência trifásico a óleo 1113 Transformadores Secos Muito utilizados em ambientes que exigem segurança na instalação como indústrias químicas e petroquímicas plataformas offshore shopping centers edifícios comerciais hospitais aeroportos embarcações marítimas etc Possui muitas vantagens se comparado aos transformadores de distribuição já que não utilizam óleo para refrigeração destas vantagens podemos citar Manutenção muito rara Menor espaço necessário para a instalação Não há vazamentos de óleo Não há riscos de explosão Porém existem duas desvantagens deste transformador se comparado ao a óleo o primeiro é o preço em torno de 40 a 50 mais caro e o segundo é que transformadores a seco não são utilizados em grandes potências acima de 15MVA como em usinas geradoras e grandes subestações Figura 113 Transformador de potência trifásico a seco 42 1113 Transformadores de Força Equipamentos utilizados em grandes potências geralmente dezenas de MVA e tensões nominais acima de 69kV desta forma somente utilizados por empresas do SEP em SE na geração e transmissão de energia elétrica Figura 114 Transformador força 112 Tape Tape é o nome dado a um conjunto de conexões que podem ser feitas no primário de um transformador de potência que permite variar a tensão no secundário com a finalidade de compensar a variação de tensão no lado de AT para que esta não interfira muito na tensão nominal no lado de BT Podese variar a relação entre as espiras de um transformador quando se deseja controlar a tensão em um dos terminais O tape pode ser variado manual ou automaticamente dependendo do modelo do transformador No caso de variação automática a tensão num dos terminais é comparada a uma referência e o erro é utilizado para gerar um sinal que corrige a posição do tape 113 Placa de Identificação Nesta placa devem estar os principais dados do equipamentos conforme NBR 5440 como mostra a Figura abaixo 43 114 Especificação Sumária Para a especificação da compra de um transformador de baixa ou média potência são necessários os seguintes itens Tensão primária Tensão secundária fasefase e faseneutro Potência nominal Número de fases Tensão suportável de impulso Acessórios Alguns outros itens como tape impedância percentual etc geralmente são valores tabelados sendo que modificações nestes itens só sobre encomenda 12 PARARAIOS O pararaios é um dispositivo protetor que tem por finalidade limitar os valores dos surtos de tensão transitante que de outra forma poderiam causar severos danos aos equipamentos elétricos Para um dado valor de sobretensão o pararaios que antes funcionava como um isolador passa a ser condutor e descarrega parte da corrente para a terra reduzindo a crista da onda a um valor que depende das características do referido pararaios A tensão máxima à frequência nominal do sistema a que o pararaios poderá ser submetido sem que se processe a descarga da corrente elétrica através do mesmo é denominada de tensão disruptiva à frequência nominal Temse dois tipos de pararaios aplicados a sistema elétricos ou seja os Pararaios de Distribuição e os Pararaios de Estação 121 ParaRaios de Distribuição Nas subestações os pararaios são utilizados para proteger os equipamentos ligados diretamente na linha de transmissão contra surtos de tensões devido a descargas atmosféricas ou outros tipos de surtos como os provenientes de manobras na LT Esta proteção se dá no escoamento das correntes de descargas geradas pelos surtos de tensão e também pela interrupção das correntes subsequentes ou seja aquelas que sucedem às correntes de descarga após sua condução à terra E este escoamento da corrente é feita por resistores não lineares que se encontram dentro do pararaios mais alguns itens auxiliares E em função do tipo de resistor não linear são divididos os tipos de pararaios 1211 ParaRaios com Gap e Resistor Não Linear Este tipo de pararaios utiliza como matéria prima do resistor nãolinear o carboneto de silício e uma série de componentes envoltos em um corpo de porcelana Em termos práticos este é um equipamento mais antigo e que ainda oferece o risco de estilhaçar a armadura de porcelana quando este já está danificado e for percorrido por uma corrente muito alta Estes pararaios são constituídos basicamente de um gap em série com um resistor não linear colocados no interior de um invólucro de porcelana O gap é o elemento que separa eletricamente a rede dos resistores não lineares Constituise de um conjunto de subgaps cuja finalidade é a de fracionar o arco em um número de pedaços a fim de poder exercer um melhor controle sobre ele no momento de sua formação durante o processo de descarga e na sua extinção Nos pararaios convencionais o resistor não linear é fabricado basicamente com o carbonato de silício Com este material podese observar que por ocasião de tensões baixas temse uma resistência elevada e com tensões elevadas uma resistência baixa 44 Na figura 121 ilustra um pararaios de porcelana de carboneto de silício 1212 ParaRaios de Óxido de Zinco Este equipamento utiliza como matéria prima do resistor nãolinear o óxido de zinco e pode ter seu corpo envolto por porcelana ou por polímero Além disso oferece algumas vantagens se comparado ao modelo anterior tais como Extinção da corrente subsequente Maior absorção de energia Maior isolamento intrínseco Curva de atuação sem transitórios Atenção especial deve ser dada a este tipo de pararaios quando este é polimérico que tem muitas vantagens se comparado ao de porcelana como a ausência de vazios no interior do equipamento maior resistência a poluição e no caso de uma falta por excesso de energia este equipamento libera gazes aumentando a pressão interna porém este não tem perigo de se estilhaçar e danificar componentes perto deste como o PR de porcelana Na figura 122 temos uma representação de um pararaios de oxido de zinco polimérico Figura 121 Pararaios de carboneto de silício Figura 122 Pararaios de óxido de zinco 45 O pararaios de óxido de zinco constituise basicamente do elemento não linear colocado no interior de um corpo de porcelana Neste pararaios não são necessários os gaps em série devido às excelentes características não lineares do óxido de zinco Os pararaios de óxido de zinco apresentam vantagens sobre os pararaios convencionais entre as quais podem ser citadas além das anteriores I Inexistência de gaps gaps estão sujeitos a variações na tensão de descarga de um pararaios que não esteja adequadamente selado além de que um número elevado de partes no gap aumenta a possibilidade de falhas II Inconvenientes apresentados pelas características não lineares do carbonato de silício III Pararaios convencionais absorvem mais quantidade de energia do que o pararaios de óxido de zinco o que permite a este último absorção durante um maior número de ciclos 122 ParaRaios de Estação Os pararaios de estação são aplicados a linhas de transmissão transformadores e barramentos A instalação de pararaios em paralelo com as cadeias de isoladores das linhas constitui uma técnica atualmente utilizada para se melhorar o desempenho de linhas que apresentam índices de desligamentos elevados Essa técnica tem se mostrado mais eficiente do que os métodos clássicos de correção do ângulo de blindagem ou da melhoria do sistema de aterramento principalmente para piores condições topográficas e de resistividade do solo da região atravessada pela linha de transmissão A Figura 123 ilustra uma linha de 138 kV protegida por pararaios instalados em paralelo com as cadeias de isoladores de todas as suas fases Portanto os pararaios de Estação ou de Linha são dispositivos de proteção para os sistemas elétricos de potência cuja principal finalidade é reduzir as sobretensões transitórias que possam eventualmente ocorrer nos sistemas evitando que os níveis de isolamento das cadeias de isoladores sejam excedidos Figura 123 Pararaios instalados em paralelo com a cadeia de isoladores de uma linha de 138 kV 46 A aplicação dos pararaios de óxido metálico para linhas de transmissão iniciouse por volta dos anos 80 nas linhas de 66 77 e 138 kV Hoje embora ainda existam pararaios de SiC nas redes de distribuição em linhas de transmissão e subestações os novos pararaios instalados são todos de óxido metálico Isso porque este tipo de pararaios possui grandes vantagens em relação aos de SiC As principais vantagens são 1 Simplicidade de projeto o que melhora a qualidade global e reduz a entrada de umidade 2 Eliminação do centelhador externo 3 Aumento da capacidade de absorção de energia 1221 Características Gerais dos Pararaios de ZnO Um fator extremamente importante para a caracterização do comportamento de um pararaios é a definição da curva V x I deste equipamento A curva característica de um pararaios de óxido metálico apresenta uma característica não linear e pode ser dividida em três regiões conforme Figura 124 a seguir A Região 1 é a da seleção da máxima tensão de operação contínua do pararaios MCOV ou seja é a máxima tensão eficaz rms faseterra à frequência industrial que pode ser aplicada continuamente ao pararaios Este valor de tensão é fornecido pelo fabricante sendo da ordem de 80 a 90 da tensão nominal do pararaios Nesta região a corrente é menor que 1 mA e é primariamente capacitiva Na Região 2 uma pequena variação na tensão implica em uma grande variação de corrente Essa região é conhecida como a região de TOV transient over voltage e surto de chaveamento É admissível que o pararaios opere nesta região por até 10 s Tal região é responsável pela suportabilidade dos pararaios frente aos transitórios em 60 Hz que possam surgir no sistema elétrico Caso o pararaios seja submetido a uma operação nesta região por um tempo superior a 10 s a corrente de fuga associada elevará a temperatura das pastilhas de ZnO que por sua vez elevará a corrente de fuga do pararaios danificandoo A Região 3 é a região de proteção do pararaios contra descargas atmosféricas Nesta região a corrente varia entre 1 e 100 kA e possui uma relação aproximadamente linear com a tensão Um outro fator importante para caracterização do pararaios é a capacidade de absorção de energia dos pararaios A capacidade de absorção de energia de um pararaios é a capacidade do pararaios de absorver uma dada energia sem que haja comprometimento de sua integridade física A capacidade de Figura 124 Curva característica V x I típica de um pararaios de óxido de zinco 47 absorção de energia de um pararaios é baseada na característica construtiva de suas pastilhas de óxido de zinco Pararaios de ZnO normalmente possuem capacidade de absorção de energia na faixa de 2 a 7 kJkV de sua tensão nominal A energia absorvida por um pararaios pode ser obtida pela integral da curva de potência de acordo com a Equação 121 𝐸 𝑣𝑡𝑖𝑡𝑑𝑡 𝑡𝑓 𝑡𝑖 Onde 𝑣𝑡 é a tensão sobre o pararaios 𝑖𝑡 é a corrente drenada pelo pararaios ti é o tempo onde se inicia a circulação de corrente pelo pararaios tf é o tempo onde cessa a circulação de corrente pelo pararaios 1222 Escolha do Pararaios O desempenho adequado dos pararaios nas linhas está condicionado ao correto dimensionamento de suas características em relação ao sistema Para selecionar um pararaios de óxido metálico sem centelhadores é necessário especificar principalmente os seguintes parâmetros tensão nominal Ur máxima tensão de operação contínua MCOV corrente de descarga nominal In e a classe de descarga de linha As seções seguintes referemse à descrição e ao método de determinação de cada parâmetro referido acima 12221 Tensão Nominal Ur e Máxima Tensão de Operação Contínua MCOV A tensão nominal e a tensão de operação contínua de um pararaios são diretamente relacionadas Ambas se relacionam a máxima tensão faseterra à frequência industrial que pode ser aplicada continuamente através dos terminais do pararaios Para determinar a tensão de operação contínua do sistema o tipo de aterramento do neutro é uma questão decisiva uma vez que essa tensão deve ocorrer dentro de um período ininterrupto de no mínimo 30 segundos Essa seção aborda apenas o cálculo da tensão nominal do pararaios para sistema com neutro solidamente aterrado Assim de acordo com a Equação 122 a tensão de operação contínua que o pararaios deve suportar é a tensão eficaz faseterra do sistema adicionada de uma margem de no mínimo 5 Essa margem cobre os possíveis aumentos na amplitude da tensão ocasionados pelos possíveis harmônicos que ocorrem no sistema 𝑈𝑐𝑚𝑖𝑛 105 𝑈𝑠 3 Onde 𝑈𝑐𝑚𝑖𝑛 é a tensão contínua de operação sobre o pararaios 𝑈𝑠 é a tensão fasefase do sistema Dessa forma uma vez determinada a tensão de operação contínua a que o pararaios é submetido uma possível tensão nominal do pararaios é determinada através da Equação 123 O fator 125 é um valor empírico utilizado pelos fabricantes na especificação de quase todos os tipos de para raios de óxido metálico 𝑈𝑟 125𝑈𝑐𝑚𝑖𝑛 Onde 𝑈𝑟 é a tenção nominal do pararaios calculada através da máxima tensão de operação contínua 121 122 123 48 A Tabela 121 apresenta os valores da tensão nominal e da MCOV para diversos pararaios fabricados pela Balestro Notase que a tensão máxima de operação contínua do pararaios é sempre menor que a tensão nominal do mesmo Tabela 121 MCOV em função da tensão nominal do pararaios Tensões Nominais UrkV Tensões de Operação Contínua MCOV Uc kV 21 17 36 29 60 48 72 58 120 98 192 154 12222 Corrente de descarga Nominal A corrente de descarga nominal serve para classificar um pararaios de óxido metálico A norma IEC 600994 especifica 5 diferentes valores de corrente de descarga nominal para diferentes tensões nominais dos pararaios como mostra a Tabela 122 Tabela 122 Corrente de Descarga Nominal de acordo com a Tensão Nominal 1500 A 2500 A 5000 A 10000 A 20000 A Ur 36 kV Ur 132 kV 3kV Ur 360 kV 360 kV Ur 756 kV Os valores apresentados na Tabela 122 não se referem exatamente às características de operação do equipamento No entanto esses valores especificam diferentes demandas e requisitos de ensaios a que o equipamento deve ser submetido Embora a norma IEC 600994 classifique em 5 categorias a corrente de descarga nominal dos pararaios os pararaios para sistemas de alta tensão são usualmente classificados em apenas duas 10 KA e 20 kA A principal diferença entre essas duas classes está na classe de descarga da linha 12223 Classe de descarga da Linha A classe de descarga de linha é uma classificação dada apenas aos pararaios dos sistemas de alta tensão De acordo com a norma IEC 600994 os pararaios são classificados em 5 categorias onde cada classe de descarga de linha especifica a capacidade de absorção de energia dos pararaios A Tabela 123 exibe as cinco classes de descarga de linha com suas respectivas correntes de descarga nominal e capacidades de absorção de energia Um pararaios de 10 kA de corrente de descarga nominal pode ser classificado em três classes de descarga de linha 1 a 3 enquanto um pararaios de 20 kA apenas em duas 4 ou 5 Dessa forma antes de se especificar a classe de descarga de linha devese determinar a corrente de descarga nominal do pararaios Assim por exemplo um pararaios de 10 kA de corrente de descarga nominal para um sistema de 138 kV poderá ser das classes 1 a 3 dependendo da sua capacidade de absorção de energia A capacidade de absorção de energia é verificada através de um teste de corrente de longa duração e um teste de carga operacional com surtos de comutação No teste de carga operacional o para raios é submetido a dois impulsos de amplitude e duração específicas após os quais deve manter uma estabilidade térmica com a tensão de operação do sistema 49 Tabela 123 Classe de Descarga de Linha dos pararaios CDL Tensão do Sistema kV CDN kA CAE kJkV de Ur 1 245 10 18 a 22 2 300 10 45 a 55 3 420 10 8 4 550 20 11 5 800 20 15 1222 Exemplo de pararaios e aplicações Vejam as figuras a seguir Figura 2 Silhueta da torre para caso base analisado e a posição dos condutores no feixe das fases com destaque para a fase A 51 13 RESISTORES DE ATERRAMENTO Com a finalidade de limitar a corrente de curtocircuito é comum colocar um resistor ou um reator entre o neutro e a terra Nos geradores o neutro em geral é aterrado através de resistores ou bobinas de indutância A maioria dos neutros dos transformadores em sistemas de transmissão acima de 70 kV são solidamente aterrados abaixo dessa tensão os neutros dos transformadores podem ser ligados diretamente à terra ou através de resistências ou de reatâncias indutivas Em SEs industriais o neutro do transformador é solidamente aterrado quando seu secundário for em baixa tensão Entretanto quando o secundário for em média tensão 24 a 15 kV é comum aterrar o neutro do transformador através de resistor de aterramento obtendose assim algumas vantagens para o sistema tais como 131 A corrente de curtocircuito entre fase e terra é de valor moderado porém suficiente para sensibilizar os relés de terra 132 Segregação automática dos circuitos sujeitos a curtoscircuitos para terra atuação mais rápida do relé de terra 133 Facilidade de localização dos curtoscircuitos faseterra desde que sejam usados relés de terra adequados 134 O custo de manutenção é praticamente igual ao sistema solidamente aterrado porém os danos nos motores ligados ao sistema são bastante reduzidos 135 Controla a valores moderados as sobretensões devido à ressonância LC e curtoscircuitos intermitentes A seguir apresentase um método de aterramento do neutro de transformadores normalmente encontrado nas plantas industriais Sistemas até 600 V Solidamente aterrado Sistemas de 24 a 138 kV Resistor de aterramento na maioria dos casos e solidamente aterrado em poucos casos Sistemas acima de 22 kV Inclusive Solidamente aterrado 52 14 ISOLADORES Equipamentos presentes em todas as subestações onde seja necessário um suporte mecânico de apoio ou suspensão para os condutores sendo barramentos ou cabos Basicamente são fabricados em três tipos de material porcelana vidro e poliméricos e podem ser externos ou internos A figura 141 apresenta vários tipos de isoladores 141 ISOLADORES DE VIDRO Isoladores feitos de vidro temperado é muito utilizado em linhas de distribuição e transmissão tanto como suporte de apoio como de tração A figura 142 mostra este tipo de isolador na versão de apoio e suspensão Fig 141 Isoladores Fig 142 Isoladores de apoio e suspensão 53 142 ISOLADORES DE PORCELANA Atualmente este é o tipo de isolador mais utilizado em todo sistema elétrico de potência de BT a AT porém de formas diferentes Para isoladores de suporte a porcelana é utilizada em todas as faixas de tensões já para ancoragem este é utilizado em BT para outras tensões são utilizados outros materiais A figura 143 mostra isoladores de porcelana de MT e AT Estes componentes também são utilizados em SE abrigadas como suporte de sustentação e buchas de passagem a figura 144 mostra estes exemplos 143 ISOLADORES POLIMÉRICOS Os polímeros estão substituindo muitos materiais em todos os equipamentos em todo o mundo e isso também acontece na eletricidade sendo que os isoladores poliméricos tendem a ser a maioria Fig 143 Isoladores de porcelana Fig 144 Isoladores de porcelana internos 54 nas instalações elétricas em todas as faixas de tensão salvo alguns casos específicos de complexidade construtiva Hoje no Brasil eles são amplamente utilizados na MT e aos poucos vão ganhando espaço na AT A figura 145 mostra isoladores poliméricos de sustentação e apoio 144 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Para a especificação da compra de isoladores são necessários os seguintes itens Tensão nominal Tipo do material Tipo de isolador sustentação ou apoio Carga mecânica para sustentação Fig 145 Isoladores poliméricos de sustentação e apoio 55 15 CURTOCIRCUITO EM SISTEMAS INDUSTRIAIS ASPECTOS GERAIS Num sistema industrial é necessário o cálculo de curtocircuito com a finalidade de dimensiona lo adequadamente para que tenha condições de suportar as solicitações termodinâmicas impostas durante o curtocircuito e protegelo devidamente contra tal ocorrência Os componentes do sistema tais como chaves seccionadoras disjuntores TCs condutores devem ser dimensionados para suportarem aos esforços térmicos e mecânicos decorrentes da ocorrência do curtocircuito Quando se deseja analisar o comportamento de um sistema em condições de carga ou durante a ocorrência de um curtocircuito o diagrama unifilar deve ser transformado num diagrama de impedância Sendo a corrente de magnetização de um transformador normalmente insignificante se comparada com a corrente de plena carga a admitância em paralelo não é colocada no circuito equivalente do transformador A resistência pode ser omitida nos cálculos de faltas Nos elementos principais como geradores e transformadores a reatância é normalmente pelo menos cinco vezes maior que a resistência ou seja X 5R A corrente de curtocircuito calculada desprezandose a resistência dos elementos principais introduz um certo erro porém os resultados serão satisfatórios desde que a reatância indutiva do sistema seja muito maior que sua resistência o que normalmente acontece Este erro está a favor da segurança Cargas que não envolvam máquinas girantes têm pequena influência na corrente total durante a ocorrência de uma falta sendo frequentemente omitidas Cargas constituídas por motores síncronos no entanto são sempre incluídas no cálculo de faltas uma vez que as FEMs nelas geradas contribuem para a corrente de curtocircuito Os motores de indução também devem ser representados para se calcular a corrente imediatamente após a ocorrência de uma falta Esses motores podem ser ignorados no cálculo da corrente uns ciclos após a ocorrência da falta porque a contribuição de corrente feita pelo motor de indução cessa logo após o curtocircuito do motor Assim a corrente de curtocircuito que circula entre as fontes e o ponto de curto é limitada apenas pela impedância entre as fontes e o ponto de defeito Quando a resistência e a reatância de um dispositivo forem dadas pelo fabricante em percentagem ou em pu subentendese que as bases são os kVA e os kV nominais do dispositivo As concessionárias de energia elétrica fornecem tabelas contendo as correntes de curtocircuito Iscconc que podem ocorrer em pontos de ligação dos seus sistemas Normalmente as tabelas fornecem os MVAscconc potência de curtocircuito sendo MVAscconc 3 Vnominal Iscconc tensão em kV corrente em kA Desprezandose a resistência e a capacitância em paralelo o circuito equivalente monofásico de Thévenin que representa o sistema consta de uma FEM igual à tensão nominal de linha dividida por 3 em série com uma reatância indutiva de Xth VN Iscconc Vnominal3 Iscconc Ω ou Xth Vnominal2 MVAscconc Ω 56 Se a base em kV for igual aos kVnominais a reatância em pu será Xth MVAbase MVAscconc pu Se o sistema de potência externo for grande em comparação com o industrial as perturbações no interior da indústria não afetam a tensão no ponto de conexão Nesse caso o sistema externo é considerado uma barra infinita sendo representado por uma fonte de tensão constante sem impedância interna 57 BIBLIOGRAFIA BÁSICA o Mamede Filho João Instalações Elétricas Industriais LTC 2017 9ª Edição o Mamede Filho João Manual de Equipamentos Elétricos LTC 2013 4ª Edição o Stevenson Jr W D Elementos de Análise de Sistemas de Potência McGrawHill 1978 o Niskier Júlio Macintyre Archibald Joseph Instalações Elétricas LTC 2000 BIBLIOGRAFIA COMPLEMENTAR o Cotrim Ademaro A M B Instalações Elétricas Prentice Hall 2008 o Zanetta Jr Luiz C Transitórios Eletromagnéticos em Sistemas de Potência EDUSP 2003 o Oliveira C C B Robba E J Kagan N Introdução aos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica Edgard Blücher 2008 o Niskier Júlio Manual de Instalações Elétricas LTC 2005 o Creder Hélio Manual do Instalador Eletricista LTC 2007