Instalações Elétricas Industriais - 9ª Edição

JOÃO MAMEDE FILHO INSTALAÇÕES ELÉTRICAS INDUSTRIAIS 9ª EDIÇÃO Instalações Elétricas Industriais De acordo com a Norma Brasileira NBR 54192015 9ª Edição João Mamede Filho Engenheiro eletricista Presidente da CPE Estudos e Projetos Elétricos Professor de Eletrotécnica Industrial da Universidade de Fortaleza UNIFOR 19792012 Presidente da Nordeste Energia SA NERGISA 19992000 Diretor de Planejamento e Engenharia da Companhia Energética do Ceará 19951998 Diretor de Operação da Companhia Energética do Ceará Coelce 19911994 Presidente do Comitê Coordenador de Operações do NorteNordeste CCON 1993 Diretor de Planejamento e Engenharia da Companhia Energética do Ceará 19881990 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 2017 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 2135430770 1150800770 Fax 2135430896 ltcgrupogencombr wwwltceditoracombr Capa Leônidas Leite Produção digital Geethik Imagem da capa ilyastiStockphotocom CIPBRASIL CATALOGAÇÃO NA PUBLICAÇÃO SINDICATO NACIONAL DOS EDITORES DE LIVROS RJ M231i 9 ed Mamede Filho João Instalações elétricas industriais de acordo com a norma brasileira NBR 54192015 João Mamede Filho 9 ed Rio de Janeiro LTC 2017 28 cm Apêndice Inclui bibliografia e índice ISBN 9788521633723 1 Instalações elétricas I Título 1638265 CDD 62131924 CDU 6213161 Foi no ano de 1986 que circulou a 1ª edição deste livro que trazia no prefácio seu principal objetivo o deprover o leitor dos conhecimentos necessários para desenvolver um projeto de instalação elétrica industrial Ao final desses 30 anos ao ser publicada a 9ª edição e além dessas várias outras reimpressões intermediárias esperamos ter correspondido às expectativas dos nossos leitores que afinal são os maiores incentivadores da continuidade desta obra Por todos esses anos guardamos a mesma estrutura básica do livro por acreditar que essa é a forma mais simples de transmitir ao leitor seja ele estudante ou profissional de engenharia elétrica os conhecimentos técnicos teóricos e práticos para a elaboração de projetos de empreendimentos industriais Como não poderia ser diferente a cada nova edição associamos novos conhecimentos e por vezes inserimos novos capítulos acompanhando sempre as atualizações de documentos normativos e novos equipamentos que ganharam recursos operacionais e de engenharia Essa é uma tarefa difícil mas extremamente necessária pois a tecnologia avança em todos os segmentos da engenharia elétrica e temos a obrigação de levar ao leitor o conhecimento dessas inovações e procedimentos para que se possam elaborar projetos cada vez mais seguros e econômicos De acordo com esse pensamento enriquecemos vários capítulos com assuntos complementares e exemplos de aplicação visando facilitar a compreensão da teoria associada às situações práticas Destacamos o Capítulo 10 Proteção e coordenação que recebeu uma quantidade significativa de informações e exercícios relacionados principalmente com a proteção de sistemas de média tensão de estabelecimentos industriais Já o Capítulo 13 Proteção contra descargas atmosféricas foi totalmente refeito para atender aos novos procedimentos da norma ABNT NBR 54192015 Proteção contra descargas atmosféricas publicada em quatro diferentes volumes estabelecendo novos procedimentos de projeto notadamente no que se refere ao gerenciamento de riscos de vidas humanas patrimoniais culturais etc Da mesma forma no Apêndice Exemplo de Aplicação ocorreram alterações significativas principalmente no sistema de proteção de média tensão Além disso acrescentamos várias plantas de detalhes construtivos da instalação elétrica industrial fornecendo portanto mais subsídios ao desenvolvimento do projeto João Mamede Filho 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 110 2 21 22 23 24 25 26 27 28 3 31 32 33 34 35 36 Prefácio Agradecimentos Elementos de projeto Introdução Normas recomendadas Dados para a elaboração do projeto Concepção do projeto Meio ambiente Graus de proteção Proteção contra riscos de incêndio e explosão Formulação de um projeto elétrico Roteiro para a elaboração de um projeto elétrico industrial Simbologia Iluminação industrial Introdução Conceitos básicos Lâmpadas elétricas Dispositivos de controle Luminárias Iluminação de interiores Iluminação de exteriores Iluminação de emergência Dimensionamento de condutores elétricos Introdução Fios e cabos condutores Sistemas de distribuição Critérios básicos para a divisão de circuitos Circuitos de baixa tensão Condutores de média tensão 37 38 4 41 42 43 44 45 46 47 48 5 51 52 53 54 55 56 57 6 61 62 63 64 65 7 71 72 73 74 75 76 77 78 79 710 711 8 81 82 83 84 Barramentos Dimensionamentos de dutos Fator de potência Introdução Fator de potência Características gerais dos capacitores Características construtivas dos capacitores Características elétricas dos capacitores Aplicações dos capacitoresderivação Correção do fator de potência Ligação dos capacitores em bancos Curtocircuito nas instalações elétricas Introdução Análise das correntes de curtocircuito Sistema de base e valores por unidade Tipos de curtocircuito Determinação das correntes de curtocircuito Contribuição dos motores de indução nas correntes de falta Aplicação das correntes de curtocircuito Motores elétricos Introdução Características gerais dos motores elétricos Motores assíncronos trifásicos com rotor em gaiola Motofreio trifásico Motores de alto rendimento Partida de motores elétricos de indução Introdução Inércia das massas Conjugado Tempo de aceleração de um motor Tempo de rotor bloqueado Sistema de partida de motores Queda de tensão na partida dos motores elétricos de indução Contribuição da carga na queda de tensão durante a partida de motores de indução Escolha da tensão nominal de motores de potência elevada Sobretensões de manobra Controle de velocidade dos motores de indução Fornos Elétricos Introdução Fornos a resistência Fornos de indução Fornos a arco 9 91 92 93 10 101 102 103 11 111 112 113 114 115 116 117 118 119 12 121 122 123 124 125 126 127 128 13 131 132 133 134 135 136 137 14 141 142 143 144 145 146 Materiais elétricos Introdução Elementos necessários para especificar Materiais e equipamentos Proteção e coordenação Introdução Proteção de sistemas de baixa tensão Proteção de sistemas primários Sistemas de aterramento Introdução Proteção contra contatos indiretos Aterramento dos equipamentos Elementos de uma malha de terra Resistividade do solo Cálculo de malha de terra Cálculo de um sistema de aterramento com eletrodos verticais Medição da resistência de terra de um sistema de aterramento Medidor de resistividade de solo Subestação de consumidor Introdução Subestação de consumidor de média tensão Tipos de subestação Dimensionamento físico das subestações Paralelismo de transformadores Unidade de geração para emergência Ligações à terra Subestação de consumidor de altatensão Proteção contra descargas atmosféricas Introdução Considerações sobre a origem dos raios Orientações para proteção do indivíduo Análise de componentes de risco Sistemas de proteção contra descargas atmosféricas SPDA Métodos de proteção contra descargas atmosféricas Acessórios e detalhes construtivos de um SPDA Automação industrial Introdução Definições Unidade de aquisição de dados UAD Interface com o processo Programas e protocolos Automação de subestações de potência 147 148 15 151 152 153 154 16 161 162 163 164 165 166 167 168 169 A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 Automação de processos industriais Automação de gerenciamento de energia Eficiência energética Introdução Levantamento e medições Cálculo econômico Ações de eficiência energética Usinas de geração industrial Introdução Características das usinas de geração Dimensionamento de usinas termelétricas Geração distribuída Sistema de cogeração Proteção de usinas termelétricas Emissão de poluentes Ruídos Instalação de grupos motorgerador Apêndice Exemplo de aplicação Divisão da carga em blocos Localização dos quadros de distribuição Localização do quadro de distribuição geral Localização da subestação Definição do sistema de distribuição Determinação da demanda prevista Determinação da potência da subestação Fator de potência Determinação da seção dos condutores e eletrodutos Determinação da impedância dos circuitos Cálculo das correntes de curtocircuito Condição de partida dos motores Proteção e coordenação do sistema Cálculo da malha de terra Dimensões da subestação Dimensionamento dos aparelhos de medição Instalações Elétricas Industriais a b 11 Introdução A elaboração do projeto elétrico de uma instalação industrial deve ser precedida do conhecimento dos dados relativos às condições de suprimento e das características funcionais da indústria em geral Normalmente o projetista recebe do interessado um conjunto de plantas da indústria contendo no mínimo os seguintes detalhes Planta de situação Tem a finalidade de situar a obra no contexto urbano Planta baixa de arquitetura do prédio Contém toda a área de construção indicando com detalhes divisionais os ambientes de produção industrial escritórios dependências em geral e outros que compõem o conjunto arquitetônico Planta baixa do arranjo das máquinas layout Contém a projeção de todas as máquinas devidamente posicionadas com a indicação dos motores a alimentar ou dos painéis de comando que receberão a alimentação da rede Plantas de detalhes Devem conter todas as particularidades do projeto de arquitetura que venham a contribuir na definição do projeto elétrico tais como Vistas e cortes no galpão industrial Detalhes sobre a existência de pontes rolantes no recinto de produção Detalhes de colunas e vigas de concreto ou outras particularidades de construção Detalhes de montagem de certas máquinas de grandes dimensões O conhecimento desses e de outros detalhes possibilita ao projetista elaborar corretamente um excelente projeto executivo É importante durante a fase de projeto conhecer os planos expansionistas dos dirigentes da empresa e se possível obter detalhes de aumento efetivo da carga a ser adicionada bem como o local de sua instalação Qualquer projeto elétrico de instalação industrial deve considerar os seguintes aspectos Flexibilidade É a capacidade de admitir mudanças na localização das máquinas e equipamentos sem comprometer seriamente as instalações existentes Acessibilidade Exprime a facilidade de acesso a todas as máquinas e equipamentos de manobra c d Figura 11 Confiabilidade É a forma pela qual se projeta um sistema elétrico industrial que propicie o maior nível de disponibilidade dos equipamentos de produção A confiabilidade pode ser tratada de forma qualitativa quando se estudam as falhas do sistema elétrico projetado e as suas consequências na produção A confiabilidade também pode ser abordada de forma quantitativa quando se estuda o número de defeitos no sistema elétrico por falha de projeto o tempo de interrupção no fornecimento de energia devido a essas falhas os custos de manutenção associados além das perdas devido à restrição da produção Continuidade O projeto deve ser desenvolvido de forma que a instalação tenha o mínimo de interrupção total ou em qualquer um de seus circuitos Para isso muitas vezes é necessária alguma redundância de alimentação da indústria ou de qualquer dos setores de produção O projetista sem ser especialista no ramo da atividade da indústria que projeta deve conhecer o funcionamento de todo o complexo industrial pois isto lhe possibilita um melhor planejamento das instalações elétricas Edificação industrial Uma indústria de forma geral é compreendida por uma área industrial e uma área administrativa conforme está mostrado na Figura 11 A área industrial normalmente é composta por diversos setores de produção a depender do tipo de atividade da indústria como por exemplo uma indústria têxtil objeto do nosso Exemplo de Aplicação Geral setor de batedouro setor de cardas setor de conicaleiras setor de filatórios setor de tecelagem teares etc Já a área administrativa é composta por diferentes setores tais como escritórios de gerência auditório refeitórios arquivos etc Neste capítulo serão abordados diversos assuntos todos relacionados ao planejamento de um projeto de instalação elétrica industrial 12 Normas recomendadas Todo e qualquer projeto deve ser elaborado com base em documentos normativos que no Brasil são de responsabilidade da Associação Brasileira de Normas e Técnicas ABNT Cabe também seguir as normas particulares das concessionárias de serviço público ou particular que fazem o suprimento de energia elétrica da área onde se acha localizada a indústria Estas normas não colidem com as normas da ABNT porém indicam ao projetista as condições mínimas exigidas para que se efetue o fornecimento de energia à indústria dentro das particularidades inerentes ao sistema elétrico de cada empresa concessionária A Companhia Energética do Ceará Coelce concessionária exclusiva deste estado possui um conjunto de normas técnicas que cobre todo tipo de fornecimento de energia elétrica para os vários níveis de tensão de suprimento a b Existem também normas estrangeiras de grande valia para consultas como por exemplo a norteamericana National Electrical Code NEC A adoção de normas além de ser uma exigência técnica profissional conduz a resultados altamente positivos no desempenho operativo das instalações garantindolhes segurança e durabilidade As normas que devem ser mais utilizadas nos projetos de instalações elétricas industriais são NBR 5410 Instalações elétricas de baixa tensão NBR 14039 Instalações elétricas de média tensão de 1 a 36 kV NBR 5413 Iluminação de interiores NBR 5419 Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas Além das normas citadas o projetista deve conhecer as normas técnicas brasileiras ou as normas técnicas internacionais IEC International Electrotechnical Commission quando da falta das normas brasileiras relativas às especificações dos materiais e equipamentos que serão utilizados em seu projeto elétrico tais como as normas de cabos transformadores de potência transformadores demedida painéis elétricos conectores etc 13 Dados para a elaboração do projeto O projetista além das plantas anteriormente mencionadas deve conhecer os seguintes dados 131 Condições de fornecimento de energia elétrica Cabe à concessionária local prestar ao interessado as informações que lhe são peculiares Garantia de suprimento da carga dentro de condições satisfatórias Tensão nominal do sistema elétrico da região onde está localizado o empreendimento industrial Tipo de sistema de suprimento radial radial com recurso etc Restrições do sistema elétrico se houver quanto à capacidade de fornecimento de potência necessária ao empreendimento Capacidade de curtocircuito atual e futuro do sistema Impedância equivalente no ponto de conexão 132 Características das cargas Estas informações podem ser obtidas diretamente do responsável pelo projeto técnico industrial ou por meio do manual de especificações dos equipamentos Os dados principais são Motores Potência nominal Tensão nominal Corrente nominal Frequência nominal Número de polos Número de fases Ligações possíveis Regime de funcionamento Fornos a arco Potência nominal do forno Potência de curtocircuito do forno Potência do transformador do forno Tensão nominal Frequência nominal Fator de severidade c Outras cargas Aqui ficam caracterizadas cargas singulares que compõem a instalação tais como máquinas de soldas fornos de indução aparelhos de raios X industriais máquinas que são acionadas por sistemas computadorizados cuja variação de tensão permitida seja mínima e por isso requeiram circuitos alimentadores exclusivos ou até transformadores próprios e muitas outras cargas tidas como especiais que devem merecer um estudo particularizado por parte do projetista 14 Concepção do projeto Esta fase do projeto requer muita experiência profissional do projetista Com base nas suas decisões o projeto tomará forma e corpo que conduzirão ao dimensionamento dos materiais e equipamentos estabelecimento da filosofia de proteção e coordenação etc De forma geral a título de orientação podemse seguir os passos apontados como metodologia racional para a concepção do projeto elétrico 141 Divisão da carga em blocos Com base na planta baixa com a disposição das máquinas devese dividir a carga em blocos Cada bloco de carga também denominado Setor de Carga deve corresponder a um quadro de distribuição terminal com alimentação comando e proteção individualizados A escolha dos blocos de carga em princípio é feita considerandose os setores individuais de produção também denominados Setores de Produção bem como a grandeza de cada carga de que são constituídos para avaliação da queda de tensão Como Setor de Produção citase o exemplo de uma indústria têxtil em que se pode dividir a carga em blocos correspondentes aos setores de batedores de filatórios de cardas etc Já na indústria metalmecânica os setores de produção são identificados como setores de estampagem de compressores de solda ponteadeiras laminação etc Quando um determinado setor de produção ocupa uma área de grandes dimensões pode ser dividido em dois ou mais blocos de carga dependendo da queda de tensão a que estes ficariam submetidos dado o seu afastamento do centro de comando Também quando um determinado setor de produção está instalado em recinto fisicamente isolado de outros setores devese tomálo como bloco de carga individualizado Cabe aqui considerar que se podem agrupar vários setores de produção em um só bloco de cargas desde que a queda de tensão nos terminais delas seja permissível Isto se dá muitas vezes quando da existência de máquinas de pequena potência 142 Localização dos quadros de distribuição de circuitos terminais Os quadros ou painéis de distribuição de circuitos terminais devem ser localizados em pontos que satisfaçam em geral as seguintes condições No centro de carga Isso quase sempre não é possível pois o centro de carga muitas vezes se acha em um ponto físico inconveniente do Setor Elétrico isto é o quadro de distribuição fica instalado entre as máquinas dificultando ou interrompendo o fluxo normal de produção Próximo à linha geral dos dutos de alimentação canaletas eletrocalhas etc Afastado da passagem sistemática de funcionários Em ambientes bem iluminados Em locais de fácil acesso Em locais não sujeitos a gases corrosivos inundações trepidações etc Em locais de temperatura adequada Os quadros de distribuição normais são designados neste livro como Centro de Controle de Motores CCM quando nestes forem instalados componentes de comandos de motores São denominados Quadros de Distribuição de Luz QDL quando contenham componentes de comando de iluminação 143 Localização do quadro de distribuição geral Figura 12 Deve ser localizado de preferência no interior da subestação ou em área contígua a esta De uma maneira geral deve ficar próximo das unidades de transformação a que está ligado É também chamado neste livro de Quadro Geral de Força QGF o quadro de distribuição geral que contém os componentes projetados para seccionamento proteção e medição dos circuitos de distribuição ou em alguns casos de circuitos terminais 144 Caminhamento dos circuitos de distribuição e circuitos terminais Os condutores devem ser instalados no interior de eletrodutos eletrocalhas canaletas etc O caminhamento desses dutos deve satisfazer determinadas condições de forma a manter a segurança da instalação e do recinto onde estão instalados Os circuitos elétricos quando instalados nas proximidades de instalações não elétricas devem manter um afastamento em relação às referidas instalações não elétricas de forma a garantir que a intervenção em uma delas não represente risco de danos para eles Os circuitos elétricos não devem ser instalados nas proximidades de canalizações que produzem vapores e outras fontes de calor que possam causar danos às instalações elétricas a não ser que se interponham anteparos que garantam a integridade dessas instalações Os circuitos elétricos que caminharem junto a canalizações que possam produzir condensação sistema de climatização e vapor devem ser instalados acima dessas canalizações 145 Localização da subestação É comum o projetista receber as plantas do empreendimento com a indicação do local da subestação Nestes casos a escolha é feita em função do arranjo arquitetônico da construção Pode ser também uma decisão visando à segurança da indústria principalmente quando o seu produto é de alto risco Porém nem sempre o local escolhido é o mais tecnicamente adequado ficando a subestação central às vezes muito afastada do centro de carga o que acarreta alimentadores longos e de seção elevada Estes casos são mais frequentes quando a indústria é constituída de um único prédio e é prevista uma subestação abrigada em alvenaria As indústrias formadas por duas ou mais unidades de produção localizadas em galpões fisicamente separados conforme a Figura 12 permitem maior flexibilidade na escolha do local tecnicamente apropriado para a subestação Em tais casos é necessário localizar a cabine de medição que contém os equipamentos e instrumentos de medida de energia de propriedade da concessionária próximo à via pública Essa distância varia de acordo com a norma da empresa concessionária de energia elétrica Contíguo ao posto de medição deve ser localizado o Posto de Proteção Geral PPG de onde derivam os alimentadores primários para uma ou mais subestações localizadas próximo ao centro de carga Indústria formada por diversos galpões Figura 13 O processo para a localização do centro de carga que deve corresponder a uma subestação é definido pelo cálculo do baricentro dos pontos considerados como de carga puntiforme e correspondentes à potência demandada de cada galpão industrial com suas respectivas distâncias em relação à origem no caso o posto de proteção geral conforme as Equações 11 e 12 A demanda de cada galpão deve ser considerada como um ponto localizado na subestação correspondente O esquema de coordenadas da Figura 13 é referente à indústria representada na Figura 12 Para exemplificar considerar as potências e as distâncias indicadas nas Figuras 12 e 13 As coordenadas X e Y indicam o local adequado da subestação do ponto de vista da carga O local exato porém deve ser decidido tomandose como base outros parâmetros tais como proximidades de depósitos de materiais combustíveis sistemas de resfriamento de água arruamento interno etc A escolha do número de subestações unitárias deve ser baseada nas seguintes considerações Quanto menor a potência da subestação maior é o custo do kVA instalado em transformação Quanto maior é o número de subestações unitárias maior é a quantidade de condutores primários Quanto menor é o número de subestações unitárias maior é a quantidade de condutores secundários dos circuitos de distribuição Coordenadas para se determinar o centro de carga Daí podese concluir que é necessário analisar os custos das diferentes opções a fim de se determinar a solução mais econômica Estudos realizados indicam que as subestações unitárias com potências compreendidas entre 750 e 1000 kVA são consideradas de menor custo por kVA instalado 146 Definição dos sistemas 1461 Sistema primário de suprimento a b Figura 14 A alimentação de uma indústria é na grande maioria dos casos de responsabilidade da concessionária de energia elétrica Por isso o sistema de alimentação quase sempre fica limitado às disponibilidades das linhas de suprimento existentes na área do projeto Quando a indústria é de certo porte e a linha de produção exige uma elevada continuidade de serviço fazse necessário realizar investimentos adicionais buscando recursos alternativos de suprimento tais como a construção de um novo alimentador ou a aquisição de geradores de emergência As indústrias de maneira geral são alimentadas por um dos seguintes tipos de sistema Sistema radial simples É aquele em que o fluxo de potência tem um sentido único da fonte para a carga É o tipo mais simples de alimentação industrial e também é o mais utilizado Apresenta porém baixa confiabilidade devido à falta de recurso para manobra quando da perda do circuito de distribuição geral ou alimentador Em compensação o seu custo é o mais reduzido comparativamente aos outros sistemas por conter somente equipamentos convencionais e de larga utilização A Figura 14 exemplifica este tipo de sistema Radial com recurso É aquele em que o sentido do fluxo de potência pode ser fornecido a partir de duas ou mais alimentações Dependendo da posição das chaves interpostas nos circuitos de distribuição e da flexibilidade de manobra conforme a Figura 15 este sistema pode ser operado como Sistema radial em anel aberto Sistema radial seletivo Esses sistemas apresentam uma maior confiabilidade pois a perda eventual de um dos circuitos de distribuição ou alimentador não deve afetar significativamente a continuidade de fornecimento para a grande parte das indústrias No entanto algumas indústrias após uma interrupção mesmo que por tempo muito curto como por exemplo pela atuação de um religador ajustado para um só disparo levam um tempo muito elevado para voltar a produzir na sua capacidade plena às vezes até 3 horas como no caso de indústrias de cimento notadamente aquelas que possuem máquinas do seu sistema produtivo operando com alto grau de automação Esquema de sistema radial simples Figura 15 a b Esquema de sistema radial com recurso Os sistemas com recurso apresentam custos elevados devido ao emprego de equipamentos mais caros e sobretudo pelo dimensionamento dos circuitos de distribuição que devem ter capacidade suficiente para suprir individualmente as cargas quando da saída de um deles Esses sistemas podem ser alimentados de uma ou mais fontes de suprimento da concessionária o que no segundo caso melhorará a continuidade de fornecimento Dizse que o sistema de distribuição trabalha em primeira contingência quando a perda de um alimentador de distribuição não afeta o suprimento de energia Semelhantemente em um sistema que trabalha em segunda contingência a perda de dois alimentadores de distribuição não afetaria o suprimento da carga Consequentemente quanto mais elevada é a contingência de um sistema maior é o seu custo 1462 Sistema primário de distribuição interna Quando a indústria possui duas ou mais subestações alimentadas de um único ponto de suprimento da concessionária conforme visto na Figura 12 podese proceder à energização destas subestações utilizandose um dos seguintes esquemas Sistema radial simples Já definido anteriormente pode ser traçado conforme a Figura 16 Sistema radial com recurso Como já definido este sistema pode ser projetado de acordo com a ilustração apresentada na Figura 17 em que os pontos de consumo setoriais possuem alternativas de suprimento através de dois circuitos de alimentação Cabe observar que cada barramento das SE é provido de disjuntores ou chaves de transferência automáticas ou manuais podendo encontrarse nas posições NA normalmente aberto ou NF normalmente fechado conforme a melhor distribuição da carga nos dois alimentadores Exemplificando uma condição usual podemos operar esse sistema com a seguinte configuração chaves ligadas AB CD EF H IJ chave desligada G Nesse caso o sistema opera em anel aberto Fechandose a chave G o sistema operaria na configuração em anel fechado Para operar dessa forma é necessário que sejam aplicadas em todas as chaves relés de proteção direcionais com exceção das chaves AB 1463 Sistema secundário de distribuição A distribuição secundária em baixa tensão em uma instalação industrial pode ser dividida em 14631 Circuitos terminais de motores Em uma definição mais elementar o circuito terminal de motores consiste em dois ou três condutores motores monofásicos ou bifásicos e trifásicos conduzindo corrente em uma dada tensão desde um dispositivo de proteção até o ponto de utilização A Figura 18 mostra o traçado de um circuito terminal de motor Figura 16 Figura 17 Exemplo de distribuição de sistema radial simples Exemplo de distribuição de sistema primário radial com recurso Os circuitos terminais de motores devem obedecer a algumas regras básicas Conter um dispositivo de seccionamento na sua origem para fins de manutenção O seccionamento deve desligar tanto o motor como o seu dispositivo de comando Podem ser utilizados Seccionadores Interruptores Disjuntores Contactores Fusíveis com terminais apropriados para retirada sob tensão Tomada de corrente pequenos motores Conter um dispositivo de proteção contra curtocircuito na sua origem Conter um dispositivo de comando capaz de impedir uma partida automática do motor devido à queda ou falta de tensão se a partida for capaz de provocar perigo Neste caso recomendase a utilização de contactores Conter um dispositivo de acionamento do motor capaz de reduzir a queda de tensão na partida a um valor igual ou inferior a 10 ou de conformidade com as exigências da carga De preferência cada motor deve ser alimentado por um circuito terminal individual Figura 18 Quando um circuito terminal alimentar mais de um motor ou outras cargas os motores devem receber proteção de sobrecarga individual Neste caso a proteção contra curtoscircuitos deve ser feita por um dispositivo único localizado no início do circuito terminal capaz de proteger os condutores de alimentação do motor de menor corrente nominal e que não atue indevidamente sob qualquer condição de carga normal do circuito Quanto maior a potência de um motor alimentado por um circuito terminal individual é recomendável que cargas de outra natureza sejam alimentadas por outros circuitos São consideradas aplicações normais para as finalidades das prescrições que se seguem as definidas a seguir para atendimento a NBR 5410 Cargas de natureza industrial ou similar Motores de indução de gaiola trifásicos de potência superior a 150 kW 200 cv com características normalizadas conforme NBR 7094 Cargas acionadas em regime S1 e com características de partida conforme a NBR 7094 Cargas residenciais e comerciais Motores de potência inicial não superior a 15 kW 2 cv constituindo parte integrante de aparelhos eletrodomésticos e eletroprofissionais Exemplo de distribuição de sistema secundário 14632 Circuitos de distribuição Compreendemse por circuitos de distribuição também chamados neste livro de alimentadores os condutores que derivam do Quadro Geral de Força QGF e alimentam um ou mais centros de comando CCM e QDL Os circuitos de distribuição devem ser protegidos no ponto de origem por disjuntores ou fusíveis de capacidade adequada à carga e às correntes de curtocircuito Os circuitos de distribuição devem dispor no ponto de origem de um dispositivo de seccionamento dimensionado para suprir a maior demanda do centro de distribuição e proporcionar condições satisfatórias de manobra 14633 Recomendações gerais sobre projeto de circuitos terminais e de distribuição No Capítulo 3 discutese a metodologia de cálculo da seção dos condutores dos circuitos terminais e de distribuição Aqui são fornecidas algumas considerações práticas a respeito do seu projeto A menor seção transversal de um condutor para circuitos terminais de motor e de tomadas é de 25 mm2 A menor seção transversal de um condutor para circuitos terminais de iluminação é de 15 mm2 Não devem ser utilizados condutores com seção superior a 25 mm2 em circuitos terminais de iluminação e tomadas de uso geral com exceção dos circuitos de iluminação de galpões industriais Devemse prever quando conveniente uma capacidade reserva nos circuitos de distribuição visando ao aparecimento de futuras cargas na instalação Devemse dimensionar circuitos de distribuição distintos para luz e força Devese dimensionar um circuito de distribuição distinto para cada carga com capacidade igual ou superior a 10 A Nesse caso devese admitir um circuito individual para cada uma das seguintes cargas chuveiro elétrico aparelho de ar condicionado torneira elétrica máquina de lavar roupa e máquina de lavar louça As cargas devem ser distribuídas o mais uniformemente possível entre as fases A iluminação de preferência deve ser dividida em vários circuitos terminais O comprimento dos circuitos parciais para iluminação deve ser limitado em 30 m Podem ser admitidos comprimentos superiores desde que a queda de tensão seja compatível com os valores estabelecidos pela NBR 5410 e apresentados no Capítulo 3 14634 Constituição dos circuitos terminais e de distribuição São constituídos de a Condutores isolados cabos unipolares e multipolares b Condutos eletrodutos bandejas prateleiras escada para cabos etc A aplicação de quaisquer dos dutos utilizados pelo projetista deve ser acompanhada de uma análise dos meios ambientes nos quais serão instalados conforme será discutido na Seção 15 O dimensionamento dos dutos deve ser feito segundo o que prescreve o Capítulo 3 1464 Considerações gerais sobre os quadros de distribuição Os quadros de distribuição devem ser construídos de modo a satisfazer as condições do ambiente em que serão instalados bem como apresentar um bom acabamento rigidez mecânica e disposição apropriada nos equipamentos e instrumentos Os quadros de distribuição QGF CCM e QDL instalados abrigados e em ambiente de atmosfera normal devem em geral apresentar grau de proteção IP40 característico de execução normal Em ambientes de atmosfera poluída devem apresentar grau de proteção IP54 ou acima de conformidade com a severidade dos poluentes Estes são vedados e não devem possuir instrumentos e botões de acionamento fixados exteriormente As principais características dos quadros de distribuição são Tensão nominal Corrente nominal capacidade do barramento principal Resistência mecânica aos esforços de curtocircuito para o valor de crista Grau de proteção Acabamento revestido de proteção e pintura final Devese prever circuito de reserva nos quadros de distribuição de forma a satisfazer os seguintes critérios determinados pela NBR 5410 Quadros de distribuição com até 6 circuitos espaço para no mínimo 2 circuitos de reserva Quadros de distribuição contendo de 7 a 12 circuitos espaço para no mínimo 3 circuitos Quadros de distribuição contendo de 13 a 30 circuitos espaço para no mínimo 4 circuitos Quadros de distribuição contendo acima de 30 circuitos espaço reserva para uso de no mínimo 15 dos circuitos existentes As chapas dos quadros de distribuição devem sofrer tratamento adequado a fim de prevenir os efeitos nefastos da corrosão As técnicas de tratamento de chapas e aplicação de revestimentos protetores e decorativos devem ser estudadas no Capítulo 10 do livro do autor Manual de Equipamentos Elétricos 4 ed LTC 2013 A Figura 19 mostra em detalhes o interior de um quadro de distribuição e os diversos componentes elétricos instalados 15 Meio ambiente Figura 19 Todo projeto de uma instalação elétrica deve levar em consideração as particularidades das influências externas tais como temperatura altitude raios solares etc Para classificar estes ambientes a NBR 5410 estabelece uma codificação específica através de uma combinação de letras e números As tabelas organizadas classificando as influências externas podem ser consultadas diretamente na norma brasileira anteriormente mencionada Sumariamente essas influências externas podem ser assim classificadas Quadro de distribuição 151 Temperatura ambiente Todo material elétrico notadamente os condutores sofrem grandes influências no seu dimensionamento em função da temperatura a que são submetidos A temperatura ambiente a ser considerada para um determinado componente é a temperatura local onde ele deve ser instalado resultante da influência de todos os demais componentes situados no mesmo local e em funcionamento sem levar em consideração a contribuição térmica do componente considerado A seguir serão indicados os códigos a classificação e as características dos meios ambientes AA1 frigorífico 60 ºC a 5 ºC AA2 muito frio 40 ºC a 5 ºC AA3 frio 25 ºC a 5 ºC AA4 temperado 5 ºC a 40 ºC AA5 quente 5 ºC a 40º C AA6 muito quente 5 ºC a 60 ºC 152 Altitude Devido à rarefação do ar em altitudes superiores a 1000 m alguns componentes elétricos tais como motores e transformadores merecem considerações especiais no seu dimensionamento A classificação da NBR 54102004 é AC1 baixa 2000 m AC2 alta 2000 m 153 Presença de água A presença de umidade e água é fator preocupante na seleção de equipamentos elétricos A classificação é AD1 a probabilidade de presença de água é desprezível AD2 possibilidade de queda vertical de água AD3 possibilidade de chuva caindo em uma direção em ângulo de 60º com a vertical AD4 possibilidade de projeção de água em qualquer direção AD5 possibilidade de jatos de água sob pressão em qualquer direção AD6 possibilidade de ondas de água AD7 possibilidade de recobrimento intermitente parcial ou total de água AD8 possibilidade total de recobrimento por água de modo permanente 154 Presença de corpos sólidos A poeira ambiente prejudica a isolação dos equipamentos principalmente quando associada à umidade Também a segurança das pessoas quanto à possibilidade de contato acidental implica o estabelecimento da seguinte classificação AE1 não existe nenhuma quantidade apreciável de poeira ou de corpos estranhos AE2 presença de corpos sólidos cuja menor dimensão é igual ou superior a 25 m AE3 presença de corpos sólidos cuja menor dimensão é igual ou inferior a 1 mm AE4 presença de poeira em quantidade apreciável 155 Presença de substâncias corrosivas ou poluentes Estas substâncias são altamente prejudiciais aos materiais elétricos em geral notadamente às isolações A classificação desses ambientes é AF1 a quantidade ou natureza dos aspectos corrosivos ou poluentes não é significativa AF2 presença significativa de agentes corrosivos ou de poluentes de origem atmosférica AF3 ações intermitentes ou acidentais de produtos químicos corrosivos ou poluentes AF4 ação permanente de produtos químicos corrosivos ou poluentes em quantidade significativa 156 Vibrações As vibrações são prejudiciais ao funcionamento dos equipamentos notadamente às conexões elétricas correspondentes cuja classificação é AH1 fracas vibrações desprezíveis AH2 médias vibrações com frequência entre 10 e 50 Hz e amplitude igual ou inferior a 015 mm AH3 significativas vibrações com frequência entre 10 e 150 Hz e amplitude igual ou superior a 035 mm 157 Radiações solares A radiação principalmente a ultravioleta altera a estrutura de alguns materiais sendo as isolações à base de compostos plásticos as mais prejudicadas A classificação é AN1 desprezível AN2 radiação solar de intensidade eou duração prejudicial 158 Raios Os raios podem causar sérios danos aos equipamentos elétricos tanto pela sobretensão quanto pela incidência direta sobre os referidos equipamentos Quanto à classificação temse AQ1 desprezível AQ2 indiretos riscos provenientes da rede de alimentação AQ3 diretos riscos provenientes de exposição dos equipamentos 159 Resistência elétrica do corpo humano As pessoas estão sujeitas ao contato acidental na parte viva das instalações cuja seriedade da lesão está diretamente ligada às condições de umidade ou presença de água no corpo A classificação neste caso é BB1 elevada condição de pele seca BB2 normal condição de pele úmida suor BB3 fraca condição de pés molhados BB4 muito fraca condição do corpo imerso tais como piscinas e banheiros 1510 Contato das pessoas com potencial de terra As pessoas quando permanecem em um local onde há presença de partes elétricas energizadas estão sujeitas a riscos de contato com as partes vivas desta instalação cujos ambientes são assim classificados BC1 nulos pessoas em locais não condutores BC2 fracos pessoas que não correm risco de entrar em contato sob condições habituais com elementos condutores que não estejam sobre superfícies condutoras BC3 frequentes pessoas em contato com elementos condutores ou se portando sobre superfícies condutoras BC4 contínuos pessoas em contato permanente com paredes metálicas e cujas possibilidades de interromper os contatos são limitadas A norma estabelece a classificação de outros tipos de ambientes que a seguir serão apenas citados Presença de flora e mofo Choques mecânicos Presença de fauna Influências eletromagnéticas eletrostáticas ou ionizantes Competência das pessoas Condições de fuga das pessoas em emergência Natureza das matérias processadas ou armazenadas Materiais de construção Estrutura de prédios 1511 Influências eletromagnéticas eletrostáticas ou ionizantes Fenômenos eletromagnéticos de baixa frequência conduzidos ou radiados Fenômenos eletromagnéticos de alta frequência conduzidos induzidos e radiados contínuos ou transitórios Descargas eletrostáticas Radiações ionizantes 1512 Descargas atmosféricas Desprezíveis 25 dias por ano Indiretas 25 dias por ano riscos provenientes da rede de alimentação Diretas riscos provenientes das exposições dos componentes da instalação Os projetistas devem considerar no desenvolvimento do projeto todas as características referentes aos meios ambientes tomando as providências necessárias a fim de tornar o projeto perfeitamente correto quanto à segurança do patrimônio e das pessoas qualificadas ou não para o serviço de eletricidade O leitor deve consultar a NBR 5410 para conhecer detalhadamente a classificação das influências externas do meio ambiente que devem ser consideradas no planejamento na concepção e na execução dos projetos das instalações elétricas 16 Graus de proteção a b Refletem a proteção de invólucros metálicos quanto à entrada de corpos estranhos e penetração de água pelos orifícios destinados à ventilação ou instalação de instrumentos pelas junções de chapas portas etc As normas especificam os graus de proteção através de um código composto pelas letras IP seguidas de dois números que significam Primeiro algarismo Indica o grau de proteção quanto à penetração de corpos sólidos e contatos acidentais 0 sem proteção 1 corpos estranhos com dimensões acima de 50 mm 2 corpos estranhos com dimensões acima de 12 mm 3 corpos estranhos com dimensões acima de 25 mm 4 corpos estranhos com dimensões acima de 1 mm 5 proteção contra acúmulo de poeira prejudicial ao equipamento 6 proteção contra penetração de poeira Segundo algarismo Indica o grau de proteção quanto à penetração de água internamente ao invólucro 0 sem proteção 1 pingos de água na vertical 2 pingos de água até a inclinação de 15º com a vertical 3 água de chuva até a inclinação de 60º com a vertical 4 respingos em todas as direções 5 jatos de água em todas as direções 6 imersão temporária 7 imersão 8 submersão Com as várias combinações entre os algarismos citados podese determinar o grau de proteção desejado para um determinado tipo de invólucro metálico em função de sua aplicação em uma atividade específica Porém por economia de escala os fabricantes de invólucros metálicos padronizam seus modelos para alguns tipos de grau de proteção sendo os mais comuns os de grau de proteção IP54 destinados a ambientes externos e os de grau de proteção IP23 utilizados em interiores Os graus de proteção são aplicados a quaisquer tipos de invólucros metálicos painéis elétricos motores elétricos geradores etc 17 Proteção contra riscos de incêndio e explosão As indústrias em geral estão permanentemente sujeitas a riscos de incêndio e dependendo do produto que fabricam são bastante vulneráveis a explosões a que normalmente se segue um incêndio Para prevenir essas ocorrências existem normas nacionais e internacionais que disciplinam os procedimentos de segurança que procuram eliminar esses acidentes Julgase oportuno citar os diversos itens a seguir discriminados e que constam da norma NR10 do Ministério do Trabalho e Emprego Todas as empresas estão obrigadas a manter diagramas unifilares das instalações elétricas com as especificações do sistema de aterramento O Prontuário de Instalações Elétricas deve ser organizado e mantido pelo empregador ou por pessoa formalmente designada pela empresa e deve permanecer à disposição dos trabalhadores envolvidos nas instalações e serviços em eletricidade É obrigatório que os projetos de quadros instalações e redes elétricas especifiquem dispositivos de desligamento de circuitos que possuam recursos para travamento na posição desligado de forma a poderem ser travados e sinalizados O memorial descritivo do projeto deve conter no mínimo os itens de segurança Especificação das características relativas à proteção contra choques elétricos queimaduras e outros efeitos indesejáveis Exigência de indicação de posição dos dispositivos de manobra dos circuitos elétricos Verde D Desligado e Vermelho L Ligado Descrição do sistema de identificação dos circuitos elétricos e equipamentos incluindo dispositivos de manobra controle proteção condutores e os próprios equipamentos e estruturas esclarecendo que tais identificações deverão ser aplicadas fisicamente nos componentes das instalações Recomendações de restrições e advertências quanto ao acesso de pessoas aos componentes das instalações Precauções aplicáveis em face das influências ambientais O princípio funcional dos elementos de proteção constantes do projeto destinados à segurança das pessoas Descrição da compatibilidade dos dispositivos de proteção Somente serão consideradas desenergizadas as instalações elétricas liberadas para serviço mediante os procedimentos apropriados obedecida a sequência abaixo Seccionamento Impedimento de reenergização Constatação de ausência de tensão Instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos condutores dos circuitos Instalação da sinalização de impedimento de energização O estado de instalação desenergizado deve ser mantido até a autorização para reenergização devendo ser reenergizada respeitando a sequência dos procedimentos abaixo Retirada de todas as ferramentas equipamentos e utensílios Retirada da zona controlada de todos os trabalhadores não envolvidos no processo de energização Remoção da sinalização de impedimento de energização Remoção do aterramento temporário da equipotencialização e das proteções adicionais Destravamento se houver e religação dos dispositivos de seccionamento Os processos ou equipamentos suscetíveis de gerar ou acumular eletricidade estática devem dispor de proteção específica e dispositivos de descarga elétrica Nas instalações elétricas das áreas classificadas ou sujeitas a risco acentuado de incêndio ou explosões devem ser adotados dispositivos de proteção complementar tais como alarme e seccionamento automático para prevenir sobretensões sobrecorrentes fugas aquecimentos ou outras condições anormais de operação 18 Formulação de um projeto elétrico Antes de iniciar um projeto de uma instalação industrial o projetista deve planejar o desenvolvimento de suas ações de forma a evitar o retrabalho desperdiçando tempo e dinheiro A seguir serão formuladas orientações técnicas de forma didática para o desenvolvimento racional de um projeto de instalação industrial 181 Fatores de projeto Na elaboração de projetos elétricos é necessária a aplicação de alguns fatores denominados fatores de projeto visando à economicidade do empreendimento Se tais fatores forem omitidos a potência de certos equipamentos pode alcançar desnecessariamente valores muito elevados 1811 Fator de demanda É a relação entre a demanda máxima do sistema e a carga total conectada a ele durante um intervalo de tempo considerado A carga conectada é a soma das potências nominais contínuas dos aparelhos consumidores de energia elétrica O fator de demanda é usualmente menor que a unidade Seu valor somente é unitário se a carga conectada total for ligada simultaneamente por um período suficientemente grande tanto quanto o intervalo de demanda A Equação 13 mede matematicamente o valor do fator de demanda que é adimensional Figura 110 Tabela 11 Dmáx demanda máxima da instalação em kW ou kVA Pinst potência da carga conectada em kW ou kVA Para um projeto industrial com carga instalada de 1500 kW cuja curva de demanda está indicada na Figura 110 podese determinar o fator de demanda no valor de A Tabela 11 fornece os fatores de demanda para cada grupamento de motores e operação independente Pontos importantes de uma curva de carga Fatores de demanda Número de motores em operação Fator de demanda em 1 10 70 80 11 20 60 70 21 50 55 60 51 100 50 60 Acima de 100 45 55 1812 Fator de carga É a razão entre a demanda média durante um determinado intervalo de tempo e a demanda máxima registrada no mesmo período O fator de carga normalmente referese ao período de carga diária semanal mensal e anual Quanto maior é o período de tempo ao qual se relaciona o fator de carga menor é o seu valor isto é o fator de carga anual é menor que o mensal que por sua vez é menor que o semanal e assim sucessivamente O fator de carga é sempre maior que zero e menor ou igual à unidade O fator de carga mede o grau no qual a demanda máxima foi mantida durante o intervalo de tempo considerado ou ainda mostra se a energia está sendo utilizada de forma racional por parte de uma determinada instalação Manter um elevado fator de carga no sistema significa obter os seguintes benefícios Otimização dos investimentos da instalação elétrica Aproveitamento racional da energia consumida pela instalação Redução do valor da demanda pico O fator de carga diário pode ser calculado pela Equação 14 O fator de carga mensal pode ser calculado pela Equação 15 CkWh consumo de energia elétrica durante o período de tempo considerado Dmáx demanda máxima do sistema para o mesmo período em kW Dméd demanda média do período calculada pela integração da curva de carga da Figura 110 o equivalente ao valor do lado do retângulo de energia correspondente ao eixo da ordenada A área do retângulo é numericamente igual ao consumo de energia do período Ou ainda a soma das áreas da curva de carga acima da reta que define a demanda média deve ser igual à soma das áreas abaixo da referida reta Relativamente à curva de carga da Figura 110 o fator de carga diário da instalação é Com relação ao fator de carga mensal considerando que o consumo de energia elétrica registrado na conta de energia do mês emitida pela concessionária foi de 232800 kWh podese calcular o seu valor diretamente da Equação 15 Dentre as práticas que merecem maior atenção em um estudo global de economia de energia elétrica está a melhoria do fator de carga que pode simplificadamente ser resumida em dois itens Conservar o consumo e reduzir a demanda Conservar a demanda e aumentar o consumo Essas duas condições podem ser reconhecidas pela análise da Equação 15 Cada uma delas tem uma aplicação típica A primeira que se caracteriza como a mais comum é peculiar àquelas indústrias que iniciam um programa de conservação de energia mantendo a mesma quantidade do produto fabricado É bom lembrar neste ponto que dentro de qualquer produto fabricado está contida uma parcela de consumo de energia elétrica isto é de kWh e não de demanda kW Logo mantida a produção devese atuar sobre a redução de demanda que pode ser obtida com sucesso através do deslocamento da operação de certas máquinas para outros intervalos de tempo de baixo consumo na curva de carga da instalação Isso requer em geral alteração nos turnos de serviço e algumas vezes o dispêndio de adicionais na mão de obra para atender a legislação trabalhista Analisando agora o segundo método para se obter a melhoria do fator de carga isto é conservar a demanda e aumentar o consumo observase que ele é destinado aos casos por exemplo em que determinada indústria deseja a b implementar os seus planos de expansão e esteja limitada pelo dimensionamento de algumas partes de suas instalações tais como as unidades de transformação barramento etc Sem necessitar de investir na ampliação do sistema elétrico o empresário poderá aproveitarse da formação de sua curva de carga e implementar o novo empreendimento no intervalo de baixo consumo de suas atuais atividades Além da vantagem de não necessitar de fazer investimentos contribuirá significativamente com a melhoria de seu fator de carga reduzindo substancialmente o preço da conta de energia cobrada pela concessionária Além dessas práticas citadas para a melhoria do fator de carga são usuais duas outras providências que dão excelentes resultados Controle automático da demanda Esta metodologia consiste em segregar certas cargas ou setores definidos da indústria e alimentálos através de circuitos expressos comandados por disjuntores controlados por um dispositivo sensor de demanda regulado para operar no desligamento dessas referidas cargas toda vez que a demanda atingir o valor máximo predeterminado Nem todas as cargas se prestam para atingir esse objetivo pois não se recomenda que o processo produtivo seja afetado Pelas características próprias as cargas mais comumente selecionadas são sistema de ar condicionado estufas fornos de alta temperatura câmaras frigoríficas Mesmo assim é necessário frisar que a seleção dessas cargas deve ser precedida de uma análise de consequências práticas resultantes deste método Por exemplo o desligamento do sistema de climatização de uma indústria têxtil por um tempo excessivo poderá trazer sérias consequências quanto à qualidade de produção Os tipos de carga anteriormente selecionados são indicados para tal finalidade por dois motivos básicos Primeiro porque a sua inércia térmica em geral permite que as cargas sejam desligadas por um tempo suficiente grande sem afetar a produção Segundo por serem normalmente constituídas de grandes blocos de potência unitária tornandose facilmente controláveis Reprogramação da operação das cargas Consiste em estabelecer horários de operação de certas máquinas de grande porte ou mesmo certos setores de produção ou ainda redistribuir o funcionamento destas cargas em períodos de menor consumo de energia elétrica Essas providências podem ser impossíveis para determinadas indústrias como aquelas que operam com fatores de carga elevados tal como a indústria de cimento porém perfeitamente factíveis para outros tipos de plantas industriais O controle automático da demanda e a reprogramação da operação de cargas são práticas já bastante conhecidas das indústrias desde o início da implantação das tarifas especiais como a horossazonal a tarifa verde etc 1813 Fator de perda É a relação entre a perda de potência na demanda média e a perda de potência na demanda máxima considerando um intervalo de tempo especificado O fator de perda nas aplicações práticas é tomado como uma função do fator de carga conforme a Equação 16 Enquanto o fator de carga se aproxima de zero o fator de perda também o faz Por outro lado quando o fator de carga se aproxima de 10 o fator de perda segue a mesma trajetória Assim quando o sistema elétrico está operando com o seu fator de carga mínimo as perdas elétricas são mínimas Por outro lado quando o fator de carga atingir o seu valor máximo naquele sistema as perdas elétricas nessa condição são máximas Para a curva de carga da Figura 110 o fator de perda diário vale Fp 030 047 070 0472 029 1814 Fator de simultaneidade Tabela 12 Fatores de simultaneidade Tabela 13 Fatores de utilização b a b Em cada cômodo ou dependência de unidades habitacionais deve ser previsto pelo menos um ponto de luz fixo no teto com potência mínima de 100 VA comandado por interruptor de parede Como alternativa à previsão de carga feita através da NBR 5413 podem ser aplicados os seguintes requisitos Em cômodos ou dependências com área igual ou inferior a 6 m2 devese prever uma carga mínima de 100 VA Em dependências com área superior a 6 m2 devese prever uma carga mínima de 100 VA para os primeiros 6 m2 de área acrescendose 60 VA para cada 4 m2 ou fração Pontos de tomadas Em banheiros pelo menos uma tomada junto ao lavatório Em cozinhas copas e copascozinhas no mínimo uma tomada para cada 350 m ou fração de perímetro acima de cada bancada e devem ser previstas pelo menos duas tomadas de corrente no mesmo ponto ou em pontos distintos Em varandas deve ser previsto no mínimo um ponto de tomada Em cada um dos demais cômodos ou dependências de habitação devem ser adotados os seguintes procedimentos Prever um ponto de tomada quando a área do cômodo ou dependência for igual ou inferior a 225 m2 permitindo que o ponto de tomada seja externamente posicionado até 80 cm da porta de acesso à área do cômodo ou dependência Prever um ponto de tomada se a área for superior a 225 m2 e igual ou inferior a 6 m2 Se a área for superior a 6 m2 prever uma tomada para cada 5 m ou fração de perímetro espaçadas tão uniformemente quanto possível Às tomadas de corrente devem ser atribuídas as seguintes potências Para tomadas de uso geral em banheiros cozinhas copas copascozinhas e áreas de serviço no mínimo 600 VA por tomada até 3 três tomadas e 100 VA por tomada para as excedentes considerando os referidos ambientes separadamente Quando o número de tomadas no conjunto desses ambientes for superior a 6 seis pontos adotar pelo menos 600 VA por tomada até dois pontos e 100 VA por ponto excedente considerando cada um dos ambientes separadamente Para as tomadas de uso geral nos demais cômodos ou dependências no mínimo 100 VA por tomada 1823 Cargas em locais usados como escritório e comércio As prescrições anteriores podem ser complementadas com as que se seguem Em dependências cuja área seja igual ou inferior a 37 m2 a determinação do número de tomadas deve ser feita segundo as duas condições seguintes adotandose a que conduzir ao maior valor Uma tomada para cada 3 m ou fração de perímetro da dependência Uma tomada para cada 4 m2 ou fração de área da dependência Em dependências cuja área seja superior a 37 m2 o número de tomadas deve ser determinado de acordo com as seguintes condições Oito tomadas para os primeiros 37 m2 de área Três tomadas para cada 37 m2 ou fração adicional Utilizar um número arbitrário de tomadas destinadas ao uso de vitrines demonstração de aparelhos e ligação de lâmpadas específicas Devese atribuir a potência de 200 VA para cada tomada Em ambientes industriais o número de tomadas a ser adotado é função de cada tipo de setor Para facilitar o projetista na composição do Quadro de Carga as Tabelas 14 e 15 fornecem a potência de diversos aparelhos de uso comum Conhecida a carga a ser instalada podese determinar a partir da Tabela 18 a demanda resultante aplicandose sobre a carga inicial os fatores de demanda indicados Com esse resultado aplicar as equações correspondentes Como regra geral a determinação da demanda pode ser assim obtida Demanda dos aparelhos Os condutores dos circuitos terminais dos aparelhos devem ser dimensionados para a potência nominal dos aparelhos Demanda dos Quadros de Distribuição Parcial Tabela 14 Cargas nominais aproximadas de aparelhos em geral Tabela 16 BTU kcal kW TR kcal kW 7100 1775 110 300 9000 520 8500 2125 150 400 12000 700 10000 2500 165 500 15000 870 12000 3000 190 600 18000 1040 14000 3500 210 750 22500 1300 18000 4500 286 800 24000 1390 21000 5250 308 1000 30000 1890 27000 6875 370 1250 37500 2170 30000 7500 400 1500 45000 2600 1700 51000 2950 2000 60000 3470 Fatores de demanda para iluminação e tomadas Descrição Fator de demanda Auditório salões para exposição e semelhantes 100 Bancos lojas e semelhantes 100 Barbearias salões de beleza e semelhantes 100 Clubes e semelhantes 100 Escolas e semelhantes 100 para os primeiros 12 kW e 50 para o que exceder Escritório edifícios de 100 para os primeiros 20 kW e 70 para o que exceder Garagens comerciais e semelhantes 100 Hospitais e semelhantes 40 para os primeiros 50 kW e 20 para o que exceder Hotéis e semelhantes 50 para os primeiros 20 kW 40 para os seguintes 80 kW 30 para o que exceder de 100 kW Igrejas e semelhantes 100 Residências apartamentos residenciais 100 para os primeiros 10 kW 35 para os seguintes 110 kW e 25 para o que exceder de 120 kW Restaurantes e semelhantes 100 Inicialmente determinase a demanda dos aparelhos individuais multiplicandose a sua potência nominal pelo fator de utilização ou rendimento No caso de motores devese considerar os seus respectivos fatores de serviço de utilização e rendimento c a A demanda é então obtida somandose as demandas individuais dos aparelhos e multiplicandose o resultado pelo respectivo fator de simultaneidade entre os aparelhos considerados Tratandose de projeto de iluminação utilizando lâmpadas à descarga é conveniente admitir um fator de multiplicação sobre a potência nominal das lâmpadas a fim de compensar as perdas próprias do reator e as correntes harmônicas resultantes Esse fator pode ser considerado igual a 18 para reatores eletrônicos de baixo fator de potência acrescido da corrente de alto conteúdo harmônico e da corrente obtida considerando o rendimento da lâmpada ou outro valor inferior em conformidade com a especificação do fabricante dos aparelhos Alternativamente podese determinar a potência absorvida pelo conjunto lâmpadareator considerandose a potência nominal da lâmpada W a perda ôhmica nominal do reator W o fator de potência do reator e o rendimento médio do conjunto lâmpadareator no valor médio de 085 A potência final absorvida pelo conjunto lâmpadareator é determinada pela Equação 17 Pnl potência nominal da lâmpada em W Pnr perda ôhmica nominal do reator em W α ângulo do fator de potência do reator em valores médios temse α 66 para reatores eletromagnéticos não compensados fator de potência igual a 040 α 23 para reatores eletromagnéticos compensados fator de potência igual a 092 α 60 para reatores eletrônicos com fator de potência natural fator de potência igual a 050 α 14 para reatores eletrônicos com alto fator de potência fator de potência igual a 097 Assim uma lâmpada fluorescente tubular de 110 W utilizando reator eletrônico com fator de potência natural e perdas ôhmicas nominais de 15 W absorve da rede de energia elétrica uma potência de Demanda do Quadro de Distribuição Geral É obtida somandose as demandas concentradas nos Quadros de Distribuição Parcial e Centro de Controle de Motores e aplicandose o fator de simultaneidade adequado Quando não for conhecido esse fator com certa precisão devese adotar o valor unitário É conveniente informarse junto aos responsáveis pela indústria dos planos de expansão a fim de prever a carga futura deixando por exemplo reserva de espaço na subestação ou reserva de carga do transformador De posse do conhecimento das cargas localizadas na planta de layout podese determinar a demanda de cada carga aplicandose os fatores de projeto adequados Motores elétricos Cálculo da potência no eixo do motor Pn potência nominal do motor em cv Fum fator de utilização do motor Peim potência no eixo do motor em cv Demanda solicitada da rede de energia b c a Fp fator de potência do motor η rendimento do motor Iluminação administrativa e industrial A demanda é determinada pela Equação 110 Nl quantidade de cada tipo de lâmpadas Pablr potência absorvida por tipo de lâmpada conforme a Equação 17 de acordo com o projeto de iluminação Pabto potência absorvida pelas tomadas de acordo com o projeto de iluminação Outras cargas A demanda deve ser calculada considerando as particularidades das referidas cargas tais como fornos a arco máquinas de solda câmaras frigoríficas etc Para que o leitor tenha melhor entendimento dessa prática deve acompanhar o Exemplo de Aplicação 11 Exemplo de aplicação 11 Considerar uma indústria representada na Figura 111 sendo os motores 1 de 75 cv os motores 2 de 30 cv e os motores 3 de 50 cv Determinar as demandas dos CCM1 CCM2 QDL e QGF e a potência necessária do transformador da subestação Considerar a carga de iluminação administrativa e industrial indicada na planta baixa da Figura 111 Todos os motores são de indução rotor em gaiola e de IV polos Foram utilizados reatores eletrônicos com fator de potência natural e perda ôhmica de 8 W para as lâmpadas de 32 W Para as lâmpadas de 400 W vapor metálico foram utilizados reatores eletromagnéticos compensados com perda de 26 W Demanda dos motores Motores elétricos tipo 1 Peim Pn Fum Figura 111 b Planta industrial A potência solicitada no eixo do motor para o fator de utilização de Fum 087 Tabela 13 vale Peim 75 087 65 25 cv potência no eixo de 1 motor A demanda solicitada da rede para o rendimento do motor no valor de η 092 Tabela 63 vale demanda solicitada da rede para 1 motor em kW A demanda solicitada da rede para o fator de potência do motor no valor de Fp 086 Tabela 63 vale demanda solicitada da rede para 1 motor em kVA Motores elétricos tipo 2 Peim Pn Pum A potência solicitada no eixo do motor para o fator de utilização de Fum 085 Tabela 13 vale Peim 30 085 255 cv potência no eixo de 1 motor A demanda solicitada da rede para o rendimento do motor no valor de η 090 Tabela 63 vale demanda solicitada da rede para 1 motor em kW A demanda solicitada da rede para o fator de potência do motor no valor de Fp 083 Tabela 63 vale demanda solicitada da rede para 1 motor em kVA Motores elétricos tipo 3 Peim Pn Fum A potência solicitada no eixo do motor para o fator de utilização de Fum 087 Tabela 13 vale Peim 50 087 435 cv potência no eixo de 1 motor A demanda solicitada da rede para o rendimento do motor no valor de η 092 Tabela 63 vale demanda solicitada da rede para 1 motor em kW A demanda solicitada da rede para o fator de potência do motor no valor de Fp 086 Tabela 63 temse demanda solicitada da rede para 1 motor em kVA Demanda dos Quadros de Distribuição Centro de Controle de Motores CCM1 Dcam1 Narm Dn Fsm1 Dcm2 Nn2 Dn2 Fsm2 Nn3 Dn3 Fsm3 a b Para se determinar a curva de carga de uma instalação em operação é necessário utilizarse dos diversos equipamentos disponíveis para essa finalidade Um dos equipamentos muito utilizados e de tradição no mercado é o SAGA 4000 mostrado na Figura 112 Em geral esses equipamentos armazenam durante o período de medição diversos parâmetros elétricos tensão corrente fator de potência potência ativa reativa e aparente etc e que são transportados para um microcomputador através de um software dedicado Os dados assim armazenados no microcomputador podem ser utilizados pelo Excel através do qual se obtém os gráficos de curva de carga em conformidade com a Figura 113 A Figura 113 representa genericamente uma curva de carga de uma instalação industrial em regime de funcionamento de 24 horas Na elaboração de um projeto elétrico industrial é de fundamental importância que o projetista formule a curva de carga provável da instalação através do conhecimento das atividades dos diferentes setores de produção o que pode ser obtido com os técnicos que desenvolveramo projeto da indústria De posse do conhecimento das cargas localizadas na planta de layout e dos períodos em que cada setor de produção está em operação parcial ou total podese determinar a curva de demanda de carga elaborando uma tabela apropriada que contenha toda a carga e as devidas considerações já abordadas Como exemplo observar a Tabela 17 preenchida com base nos cálculos de demanda assim definidos Demanda dos motores Cálculo da demanda ativa kW Nm quantidade de motores Peim potência nominal do motor em cv Fu fator de utilização Fs fator de simultaneidade η rendimento Cálculo da demanda aparente kVA Demanda da iluminação Conforme determinado pela Equação 110 Figura 112 Tabela 17 Equipamento de medição Levantamento de carga Figura 113 a Curva de carga de uma instalação industrial existente Exemplo de aplicação 12 Um projeto industrial é composto de cargas motrizes e de iluminação cujas cargas instaladas e prováveis intervalos de utilização fornecidos por um especialista em projeto de produção da referida indústria estão contidos na Tabela 17 Elaborar a curva de carga horária da instalação Demanda dos motores elétricos Demanda dos motores elétricos do Setor A Demanda dos motores elétricos do Setor B O cálculo para os demais motores segue o mesmo procedimento D toad 140 200 3 93333 W 20000 W fator de demanda 100 veja Tabela 16 Tabela 18 a b inferior a 2500 kW Fornecimento em tensão primária de distribuição igual ou superior a 69 kV quando a demanda a ser contratada pelo interessado para o fornecimento for superior a 2500 kW A distribuidora poderá estabelecer a tensão de fornecimento diferente daquela estabelecida anteriormente quando ocorrer uma das seguintes condições A unidade consumidora operar equipamento que pelas características de funcionamento ou potência possa prejudicar a qualidade do fornecimento a outros consumidores Quando houver conveniência técnica e econômica para o subsistema elétrico da distribuidora desde que haja anuência do consumidor Planilha para determinação da curva de carga 185 Sistema tarifário brasileiro O sistema tarifário brasileiro deve ser de conhecimento obrigatório de todos os profissionais da área de eletricidade principalmente daqueles que trabalham diretamente com projetos elétricos Um resumo desse sistema definido pela Resolução 4142010 da ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica é dado a seguir Inicialmente a legislação define quatro diferentes tipos de horário de consumo durante o intervalo de um ano Horário de ponta de carga Corresponde ao intervalo de três horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga do seu sistema elétrico aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão exceto aos sábados domingos terçafeira de Carnaval Sextafeira da Paixão Corpus Christi e os feriados nacionais definidos pela legislação Horário fora de ponta de carga É o período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta Os horários de ponta e fora de ponta devem ser propostos pela distribuidora para aprovação da ANEEL c d a b c Período úmido É o período que abrange as leituras de consumo e demanda extraídas entre o primeiro dia do mês de dezembro até o dia 30 de abril totalizando cinco meses do ano Período seco É o período que abrange as leituras de consumo e demanda extraídas entre o primeiro dia do mês de maio até o dia 30 de novembro totalizando sete meses do ano A partir da definição desses horários foi montada a estrutura tarifária vigente do Grupo A tensão igual ou superior a 23 kV que compreende seguintes segmentos Tarifa azul É a modalidade tarifária caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano assim como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia Demanda Um preço para o horário de ponta de carga do sistema elétrico da concessionária Um preço para o horário fora de ponta do sistema elétrico da concessionária O valor da demanda faturada nos horários de ponta e fora de ponta é o maior entre os valores Demanda contratada Demanda registrada Consumo Um preço para o horário de ponta de carga em período úmido Um preço para o horário fora de ponta de carga em período úmido Um preço para o horário de ponta de carga em período seco Um preço para o horário fora de ponta de carga em período seco Tarifa verde É a modalidade tarifária caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano assim como de uma única tarifa de demanda de potência Demanda Um preço para o horário de ponta e fora de ponta de carga do sistema elétrico da concessionária O valor da demanda faturada é o maior entre os valores Demanda contratada Demanda registrada Consumo Um preço para o horário de ponta de carga em período úmido Um preço para o horário fora de ponta de carga em período úmido Um preço para o horário de ponta de carga em período seco Um preço para o horário fora de ponta de carga em período seco Tarifa convencional É a modalidade tarifária caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano Demanda Um preço único para o horário de ponta e fora de ponta de carga do sistema elétrico da concessionária O valor da demanda faturada é o maior entre os valores Demanda contratada Demanda medida 10 da maior demanda medida em qualquer dos 11 ciclos completos de faturamentos anteriores quando se tratar de unidade consumidora rural ou sazonal faturada na estrutura tarifária convencional Consumo Um preço único para o horário de ponta e fora de ponta de carga d Tarifa de ultrapassagem É a tarifa diferenciada a ser aplicada à parcela de demanda que superar as respectivas demandas contratadas em cada segmento horossazonal para a tarifa azul ou demanda única contratada para a tarifa verde Os consumidores ligados em altatensão com demanda igual ou superior a 50 kW poderão ter opções tarifárias conforme o critério a seguir Tensão de fornecimento maior ou igual a 69 kV e qualquer demanda tarifa azul Tensão de fornecimento inferior a 69 kV e demanda igual ou superior a 300 kW tarifas azul e verde Tensão de fornecimento inferior a 69 kV e demanda igual ou superior a 50 kW tarifas azul verde e convencional A aplicação das tarifas de ultrapassagem se realiza quando a demanda registrada é superior à demanda contratada de acordo com as seguintes condições Tarifa azul 5 para unidades ligadas em tensão igual ou superior a 69 kV 10 para unidades ligadas em tensão inferior a 69 kV com demanda contratada superior a 100 kW 20 para unidades com demanda contratada de 50 até 100 kW Tarifa verde 10 para unidades com demanda contratada superior a 100 kW 20 para unidades com demanda contratada de 50 até 100 kW Para se escolher a tarifa adequada para o empreendimento é necessário realizar um estudo do fator de carga da instalação e identificar os horários durante o dia do uso da energia elétrica Podese de forma geral orientar o empreendedor na escolha da tarifa adequada considerando os seguintes pontos Em instalações com fator de carga muito elevado tal como ocorre com as indústrias do setor têxtil pesado é mais vantajoso utilizar a tarifa azul já que o preço médio da energia na tarifa verde é normalmente superior ao preço médio praticado na tarifa azul Em instalações com fator de carga igual ou inferior a 060 tal como ocorre em indústrias de fabricação de peças mecânicas estampadas e similares é mais vantajoso utilizar a tarifa verde já que o preço médio da energia na tarifa azul é normalmente superior ao preço médio praticado na tarifa verde Em instalações com fator de carga igual ou inferior a 080 e superior a 060 tal como ocorre no segmento têxtil de confecção é mais vantajoso utilizar a tarifa convencional já que o preço médio da energia na tarifa verde é normalmente superior ao preço médio praticado na tarifa convencional Em instalações que não operam no horário de ponta de carga tais como muitas indústrias do ramo metal mecânico é indiferente a escolha da tarifa azul ou verde pois o valor médio da energia é exatamente igual devendose no entanto evitar o uso da tarifa convencional já que o preço médio da energia nessa modalidade tarifária é normalmente superior ao preço médio praticado nas tarifas azul ou verde Em instalações que não operam no horário de ponta de carga mas que esporadicamente necessitam avançar a sua operação no horário de ponta é mais vantajoso utilizar a tarifa verde comparativamente com a tarifa azul para evitar pagar o elevado custo da demanda de ponta Em instalações industriais de pequeno porte é normalmente vantajoso utilizar a tarifa convencional já que o preço médio da tarifa de energia de baixa tensão é sempre superior ao preço médio da energia na modalidade convencional 186 Conceito de tarifa média O preço médio da tarifa é um precioso insumo no controle das despesas operacionais de um estabelecimento industrial notadamente aqueles considerados de consumo intensivo de eletricidade tais como indústrias siderúrgicas indústrias de frios etc Para que se possa determinar o preço médio da tarifa de energia elétrica é necessário que se disponham das tarifas cobradas pela companhia fornecedora de energia da área de concessão onde está localizado o estabelecimento industrial Como se sabe as tarifas de energia elétrica no Brasil são diferentes para cada tipo de empresa que explora o serviço de eletricidade As Tabelas 19 a 111 fornecem os valores médios das tarifas de energia elétrica brasileiras anobase de 2013 Com base no fator de carga mensal podese determinar o preço médio pago pela energia consumida em função do Grupo Tarifário a que pertence a unidade consumidora a Tabela 19 Tabela 110 Grupo tarifário convencional A tarifa média pode ser calculada a partir da Equação 113 ou através da planilha de cálculo eletrônica da Tabela 112 vista no Exemplo de Aplicação 14 TC tarifa de consumo de energia elétrica em RkWh TL tarifa de demanda de energia elétrica em RkW Tarifas médias nacionais de energia elétrica Tarifa azul ano 2013 Horossazonal Azul SubgrupoNível de tensão Demanda RkW Consumo RkWh Normal Ultrapas Ponta Fora de ponta Hora Irrigada Ponta FP Ponta FP Seca Úmida Seca Úmida Seca Úmida A1 2300 kV Comercial Serv outros 112 047 224 037345 037345 022632 022632 A1 2300 kV Industrial 112 047 224 037345 037345 022632 022632 A3 690 kV Comercial Serv outr 603 176 1206 351 034037 034037 020748 020748 A3 690 kV Água Esgoto e Saneam 512 150 1025 298 028931 028931 017636 017636 A3 690 kV Industrial 603 176 1206 351 034037 034037 020748 020748 A3 690 kV Poderes Públicos 603 176 1206 351 034037 034037 020748 020748 A3 690 kV Rural Irrigante e Aquicultura 391 114 781 228 022061 022061 013448 013448 001494 001494 A4 138 kV Comercial e Serv outr 2505 793 5011 1586 035301 035301 021947 021947 A4 138 kV Industrial 2505 793 5011 1586 035301 035301 021947 021947 A4 138 kV Poderes Públicos 2505 793 5011 1586 035301 035301 021947 021947 A4 138 kV Rural 1624 514 3248 1028 022881 022881 014225 014225 A4 138 kV Água Esgoto e Saneamento 2130 673 4260 1348 030006 030006 018654 018654 Tarifas médias nacionais de energia elétrica Tarifa verde ano 2013 Horossazonal Verde SubgrupoNível de Demanda RkW Consumo RkWh Tabela 111 a tensão Normal Ultrapas Ponta Fora de ponta HR Irrigação Seca Úmida Seca Úmida Seca Úmida A4 138 kV Comercial Serv outr 774 1548 094050 094050 021898 021898 A4 138 kV Industrial 774 1548 094050 094050 021898 021898 A4 138 kV Poderes Públicos 774 1548 094050 094050 021898 021898 A4 138 kV Residencial 774 1548 094050 094050 021898 021898 A4 138 kV Água Esgoto e Saneam 673 1348 079942 079942 018613 018613 A4 138 kV Rural Irrigante e Aquicultura 502 1003 060960 060960 014193 014193 Tarifas médias nacionais de energia elétrica Tarifa convencional ano 2013 Convencional AltaTensão SubgrupoNível de tensão Demanda RkW Consumo RkWh Normal Ultrapas Horário Normal Irrigação A4 138 kV Comercial Serv outr 2451 4901 022878 A4 138 kV Industrial 2451 4901 022878 A4 138 kV Poderes Públicos 2451 4901 022878 A4 138 kV Residencial 2451 4901 022878 A4 138 kV Rural Irrigante Aquicultura 1589 3176 014828 A4 138 kV Água Esgoto e Saneam 2084 4166 019446 Exemplo de aplicação 13 As Figuras 115 e 116 representam a situação operativa diária de uma planta industrial respectivamente antes e depois da aplicação de um estudo de melhoria do fator de carga conservando o mesmo nível de produção Determinar a economia de energia elétrica resultante considerando que o consumidor esteja pagando a Tarifa Convencional A4 industrial A energia consumida no período de 1 mês vale em média 100000 kWh Situação anterior à adoção das medidas para melhoria do fator de carga Fator de carga b Figura 115 Valor da conta de energia Considerandose o valor da tarifa industrial em RkWh da planilha de cálculo eletrônica da Tabela 111 temse Tarifa de consumo fora de ponta TC R 022878kWh Tarifa de demanda fora de ponta TD R 2451kW Logo a fatura correspondente vale Fa 100000 022878 270 2451 Fa R 2949570 Preço médio pago pela energia consumida Pode ser calculado pela Equação 113 Situação posterior à adoção das medidas para melhoria do fator de carga Fator de carga Valor da conta de energia Fb 100000 022878 200 2451 Fb R 2778000 Curva de carga não otimizada Preço médio pago pela energia consumida Pme 2451 068730 022878 R 027074kWh R27074MWh Economia percentual resultante ΔF 2959327074100 27074 93 É notória a diferença da conta de energia elétrica paga pela empresa e consequentemente o reflexo nas suas despesas operacionais permitindo que os produtos fabricados nessas condições apresentem uma maior competitividade no mercado principalmente se nele é expressiva a parcela de energia elétrica no custo final de produção Outra forma de calcular o valor da tarifa média do Grupo Tarifario Convencional é através da Tabela 112 Figura 116 Curva de carga otimizada Exemplo de aplicação 14 Uma indústria de pequeno porte apresenta uma significativa regularidade no consumo e demanda de energia elétrica ao longo do ano O consumo médio mensal foi de 73920 kWh e a demanda média faturada foi de 200 kW Determinar o valor do preço médio da energia sabendose que ela pertence ao grupo tarifário A4 convencional Tabela 113 Tabela 114 Convencional Altatensão Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição RkW RMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano Demanda 2451 12 2000 490200 5882400 Consumo 22878 12 73920 887040 1691142 20293701 Totalano 887040 26176101 Total mensal Rmês 2181342 Tarifa média mensal RMWh 29509 Exemplo de aplicação 15 Considerando a indústria tratada no Exemplo de Aplicação 14 determinar o valor do preço médio da energia para a condição de a mesma pertencer ao Grupo Tarifário A4 industrial horossazonal verde Observar que a energia gasta mensalmente é a mesma nos Exemplos de Aplicação 14 e 15 Determinação do custo anual médio da tarifa de energia elétrica Grupo tarifário verde Horossazonal tarifa verde Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição RkW RMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano Demanda Fat 774 12 2000 154800 1857600 Consumo FPS 21898 7 62320 436240 1364683 9552784 Consumo PS 94050 7 11600 81200 1090980 7636860 Consumo FPU 21898 5 62320 311600 1364683 6823417 Consumo PU 94050 5 11600 58000 1090980 5454900 Totalano 887040 31325560 Total mensal Rmês 2610463 Tarifa média mensal RMWh 35315 Determinação do custo anual médio da tarifa de energia elétrica Grupo tarifário verde Horossazonal tarifa verde Tabela 115 Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição RkW RMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano Demanda Fat 774 12 2000 154800 1857600 Consumo FPS 21898 7 64680 452760 1416363 9914538 Consumo PS 94050 7 9240 64680 869022 6083154 Consumo FPU 21898 5 64680 323400 1416363 7081813 Consumo PU 94050 5 9240 46200 869022 4345110 Totalano 887040 29282216 Total mensal Rmês 2440185 Tarifa média mensal RMWh 33011 Pela planilha de cálculo eletrônica mostrada na Tabela 113 podese determinar o preço médio da energia cujo valor é de R 35315MWh obtido a partir da relação entre o montante anual pago nas faturas de energia em Rano e o consumo anual de energia em MWhano ou seja R 3132556092ano 887040 kWhano 1000 Se por exemplo fosse possível a indústria realizar a transferência de parte do consumo da hora de ponta de carga para fora de ponta mantendo o consumo médio anual no valor de 887040 kWh conservando portanto a mesma produção industrial o preço médio da energia seria de R 33011MWh de conformidade com a Tabela 114 observando uma redução no preço médio de aproximadamente 698 Se por outro lado toda a produção no horário de ponta migrasse para o período fora de ponta conforme visto na Tabela 115 o preço médio da energia seria de R 23992MWh obtendose assim uma redução no preço médio da conta de energia no valor de 376 em relação à condição anterior Determinação do custo anual médio da tarifa de energia elétrica Grupo tarifário verde Horossazonal tarifa verde Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição RkW RMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano Demanda Fat 774 12 2000 154800 1857600 Consumo FPS 21898 7 73920 517440 1618700 11330901 Consumo PS 94050 7 0 0 000 000 Consumo 21898 5 73920 369600 1618700 8093501 a Grupo tarifário azul As tarifas médias de energia elétrica do Grupo Tarifário Azul devem ser tomadas em um intervalo de tempo de 12 meses para cobrir os períodos secos maio a novembro e úmidos dezembro a abril cujas tarifas são bastante diferenciadas O cálculo da tarifa média pode ser conhecido através da planilha de cálculo eletrônica da Tabela 116 elaborada para o Exemplo de Aplicação 16 Tabela 116 Determinação do custo anual médio da tarifa de energia elétrica Grupo tarifário azul Horossasional tarifa azul Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição RkW RMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano O consumidor pertence ao Grupo Tarifário A1 industrial horossazonal azul Através da planilha eletrônica mostrada na na Tabela 116 podese determinar o preço médio da energia cujo valor é de R 25479MWh valor obtido a partir da relação entre o montante anual pago pela indústria nas faturas de energia elétrica em Rano e o consumo anual de energia em MWhano ou seja R 1519139376ano 59623200 kWhano 1000 19 Roteiro para a elaboração de um projeto elétrico industrial Um projeto de instalação elétrica industrial é desenvolvido em diferentes etapas como se segue 191 Planejamento Consiste inicialmente em conhecer a concepção do projeto industrial e todos os dados técnicos disponíveis das máquinas no que se refere à carga e as condições operacionais Nessa etapa o projetista já deve estar de posse de todas as plantas de que necessita para o desenvolvimento do projeto Também já deve buscar entendimentos com a concessionária local para analisar a questão da conexão e os requisitos normativos que a concessionária estabelece 192 Projeto luminotécnico O projeto luminotécnico dos ambientes administrativos e industriais deve ser a primeira ação a ser desenvolvida o que pode ser realizado seguindo os procedimentos do Capítulo 2 193 Determinação dos condutores A partir do projeto luminotécnico o projetista já pode determinar a seção dos condutores dos circuitos terminais e de distribuição Como o projetista nessa etapa já definiu a localização dos Centros de Controle de Motores CCM e das subestaçãoões com os respectivos Quadros Gerais de Força QGF deve determinar a seção dos condutores dos circuitos terminais e de distribuição A metodologia de cálculo está apresentada no Capítulo 3 194 Determinação e correção do fator de potência Conhecendo as cargas ativas e reativas o projetista já dispõe de condições para determinar o fator de potência horário da instalação e determinar a necessidade de potência capacitiva para manter o fator de potência nos limites da legislação o que pode ser feito através do Capítulo 4 195 Determinação das correntes de curtocircuito Conhecidas todas as seções dos condutores e já tendo definida a concepção da distribuição do sistema bem como as características da rede de alimentação devem ser determinadas as correntes de curtocircuito em cada ponto da instalação notadamente onde serão instalados os equipamentos e dispositivos de proteção A metodologia de cálculo está explanada no Capítulo 5 196 Determinação dos valores de partida dos motores Tratase de conhecer as condições da rede durante a partida dos motores a fim de se determinarem os dispositivos de acionamento deles e os elementos de proteção entre outros O Capítulo 7 detalha o procedimento de cálculo e analisa as diferentes situações para as condições de partida 197 Determinação dos dispositivos de proteção e comando A partir dos valores das correntes de curtocircuito e da partida dos motores devese elaborar o esquema de proteção iniciandose com a determinação destes dispositivos e dos comandos até a definição da proteção geral O Capítulo 10 analisa e determina os dispositivos de proteção para sistemas primários e secundários 198 Cálculo da malha de terra O cálculo da malha de terra requer o conhecimento prévio da natureza do solo das correntes de falta faseterra e dos tempos de atuação correspondentes dos dispositivos de proteção O Capítulo 11 expõe a metodologia da determinação da resistividade do solo traz a sequência de cálculo que define os principais componentes da malha de terra e mostra a obtenção da resistência de malha 199 Diagrama unifilar Para o entendimento da operação de uma instalação industrial é fundamental a elaboração do diagrama unifilar no qual devem estar representados no mínimo os seguintes elementos Chaves fusíveis seccionadores e disjuntores com as suas respectivas capacidades nominais e de interrupção bem como os transformadores de corrente e cabos Indicação da seção dos condutores dos circuitos terminais e de distribuição e dos respectivos tipos monofásico bifásico e trifásico Dimensão da seção dos barramentos dos Quadros de Distribuição Indicação do corrente nominal dos fusíveis Indicação dos corrente de ajuste dos relés da faixa de ajuste e do ponto de atuação Potência tensões primária e secundária tapés e impedância dos transformadores da subestação Pararaios muflas buchas de passagem etc Transformadores de corrente e potencial com as respectivas indicações de relação de transformação Posição de medição de tensão e correntes indicativas com as respectivas chaves comutadoras caso haja Lâmpadas de sinalização A Figura 117 mostra um diagrama unifilar como exemplo Figura 117 Tabela 117 Os símbolos mais empregados atualmente são os da ABNT apresentados na Tabela 117 de forma resumida No entanto a literatura de fabricantes de equipamentos e dispositivos oriundos de outros países conserva em geral a simbologia de origem Dentro de um mesmo projeto devese sempre adotar uma única simbologia a fim de evitar dúvidas e interpretações errôneas As normas da ABNT às quais todos os projetos devem obedecer a fim de que seja assegurado um elevado padrão técnico na operação da instalação podem ser encontradas à venda nas representações estaduais da ABNT ou em sua sede situada na Av Paulista 726 São Paulo 01310000 Tel 11 31428928 Esquema unifilar básico Simbologia gráfica para projetos Duto Embutido no Teto Duto Embutido no Piso ou Canaleta Duto de Telefone Duto de Campainha Som e Anunciador Condutor Fase no Duto Condutor Neutro no Duto Condutor de Retorno no Duto Condutor de Proteção no Duto Condutor Fase no Duto Eletroduto que Sobe Eletroduto que Desce Interruptor de 1 Seção Interruptor de 1 Seção Interruptor de 2 Seções Interruptor de 3 Seções Interruptor Threeway Interruptor Fourway Tomada de Luz Baixa 30 cm do Piso Tomada de Luz Média 13 m do Piso Tomada de Luz no Piso Tomada Trifásica Baixa 30 cm do Piso Tomada de Telefone na Parede Externa Tomada de Telefone na Parede Interna Tomada de Rádi o e TV Cigarra Campainha Tomada de Telefone no Piso Luz Incandescente no Teto Luz Incandescente na Parede Luz Fluorescente no Teto Fusível Disjuntor Chave Seccionadora Tripolar Chave Reversora Contactor Magnético Relé Térmico Chave Compensadora Automática Chave EstrelaTríangulo Chave Série Paralelo Transformador de Corrente Transformador de Força Transformador de Potencial Motor Gerador Pararaios Atmosférico Resistor Símbolo de Terra Capacitor Caixa de Medidor Lâmpada de Sinalização Chave Seccionadora Unipolar Chave Fusível Unipolar 21 Introdução A iluminação é responsável atualmente por cerca de 17 de toda energia consumida no Brasil No setor industrial a participação do consumo da iluminação é de aproximadamente 18 o que representa a produção de energia elétrica da Hidroelétrica de Sobradinho no rio São Francisco no Nordeste do Brasil Os recintos industriais devem ser suficientemente iluminados para se obter o melhor rendimento possível nas tarefas a executar O nível de detalhamento das tarefas exige um iluminamento adequado para se ter uma percepção visual apurada Um bom projeto de iluminação em geral requer a adoção dos seguintes pontos fundamentais nível de iluminamento suficiente para cada atividade específica distribuição espacial da luz sobre o ambiente escolha da cor da luz e seu respectivo rendimento escolha apropriada dos aparelhos de iluminação tipo de execução das paredes e pisos iluminação de acesso O projetista deve dispor das plantas de arquitetura da construção veja o Capítulo 1 com detalhes suficientes para fixar os aparelhos de iluminação O tipo de teto é de fundamental importância bem como a disposição das vigas de concreto ou dos tirantes de aço de sustentação que afinal podem definir o alinhamento das luminárias Além disso a existência de pontes rolantes e máquinas de grande porte deve ser analisada antecipadamente Muitas vezes é necessário complementar a iluminação do recinto para atender certas atividades específicas do processo industrial Assim devem ser localizados aparelhos de iluminação em pontos específicos e muitas vezes na estrutura das próprias máquinas Em uma planta industrial além do projeto de iluminação do recinto de produção propriamente dito há o desenvolvimento do projeto de iluminação dos escritórios almoxarifados laboratórios e da área externa tais como pátio de estacionamento jardins locais de carga e descarga de produtos primários e manufaturados entre outros 22 Conceitos básicos Para melhor entendimento do assunto serão abordados a seguir alguns conceitos clássicos de modo resumido 221 Luz É uma fonte de radiação que emite ondas eletromagnéticas em diferentes comprimentos apenas algumas ondas de comprimento de onda definido são visíveis ao olho humano As radiações de menor comprimento de onda como o violeta e o azul intensificam a sensação luminosa do olho humano quando o ambiente é iluminado com pouca luz como ocorre no fim de tarde e à noite Já as radiações de maior comprimento de onda como o laranja e o vermelho minimizam a sensação luminosa do olho humano quando o ambiente é iluminado com muita luz O ser humano em geral julga que os objetos possuem cores definidas já que os conhece normalmente em ambientes iluminados com luz contendo todos os espectros de cores No entanto as cores dos objetos se definem em função da radiação luminosa incidente A cor de uma banana tradicionalmente amarela é o resultado da radiação luminosa que se reflete quantitativamente maior no segmento amarelo Para radiação monocromática incidente como por exemplo o branco obtido através de filtro que obstacule a radiação amarela a banana se apresenta ao observador na cor negra já que refletiria pouquíssima luz 222 Iluminância É o limite da razão do fluxo luminoso recebido pela superfície em torno de um ponto considerado para a área da superfície quando esta tende a zero NB57 A iluminância é conhecida também como nível de iluminamento É expressa em lux que corresponde ao fluxo luminoso incidente numa determinada superfície por unidade de área Assim se uma superfície plana de 1 m2 é iluminada perpendicularmente por uma fonte de luz cujo fluxo luminoso é de 1 lúmen apresenta uma iluminância de 1 lux F fluxo luminoso em lumens S área da superfície iluminada em m2 São clássicos alguns exemplos de iluminância Dia de sol de verão a céu aberto 100000 lux Dia com sol encoberto no verão 20000 lux Noite de lua cheia sem nuvens 025 lux Noite à luz de estrelas 0001 lux Normalmente o fluxo luminoso não é distribuído uniformemente resultando em iluminâncias diferentes em diversos pontos do ambiente iluminado Na prática considerase o fluxo luminoso médio 223 Fluxo luminoso É a potência de radiação emitida por uma fonte luminosa em todas as direções do espaço Sua unidade é o lúmen que representa a quantidade de luz irradiada através de uma abertura de 1 m2 feita na superfície de uma esfera de 1 m de raio por uma fonte luminosa de intensidade igual a 1 candela em todas as direções colocada no seu interior e posicionada no centro Como referência uma fonte luminosa de intensidade igual a uma candela emite uniformemente 1256 lumens ou seja 4 πR2 lumens para R 1 m O fluxo luminoso também pode ser definido como a potência de radiação emitida por uma determinada fonte de luz e avaliada pelo olho humano O fluxo luminoso não poderia ser expresso em watts já que é função da sensibilidade do olho humano cuja faixa de percepção varia para o espectro de cores entre os comprimentos de onda de 450 cor violeta a 700 nm cor vermelha A Figura 21 mostra a forma de irradiação do fluxo luminoso emitido por uma lâmpada incandescente Figura 21 Forma de irradiação da luz 224 Eficiência luminosa É a relação entre o fluxo luminoso emitido por uma fonte luminosa e a potência em watts consumida por esta conforme está mostrado na Tabela 21 Devese ressaltar que a eficiência luminosa de uma fonte pode ser influenciada pelo tipo de vidro difusor da luminária caso este absorva alguma quantidade da energia luminosa irradiada É dada pela expressão ψ fluxo luminoso emitido em lumens Pc potência consumida em W Através da eficiência luminosa das fontes de radiação podem ser elaborados projetos mais eficientes selecionandose lâmpadas de maior eficiência luminosa A Tabela 21 fornece o rendimento luminoso para cada tipo de lâmpada 225 Intensidade luminosa É definida como o limite da relação entre o fluxo luminoso em um ângulo sólido em torno de uma direção dada e o valor desse ângulo sólido quando esse ângulo sólido tenda a zero ABNT ou seja Pode ser definida também como sendo a potência de radiação visível que uma determinada fonte de luz emite em uma direção especificada Sua unidade é denominada candela cd A Figura 22 mostra a relação que existe entre a intensidade luminosa e o ângulo sólido ocupando a fonte luminosa o vértice do referido ângulo Isto quer dizer que se uma determinada fonte luminosa localizada no centro de uma esfera de raio igual a 1 m emitir em todas as direções uma intensidade luminosa de 1 cd cada metro quadrado da superfície da referida esfera está sendo iluminado pelo fluxo luminoso de 1 lúmen A Figura 23 demonstra conceitualmente a definição de intensidade luminosa Figura 22 Figura 23 Tabela 21 Demonstração gráfica do ângulo sólido Representação do conceito de intensidade luminosa Rendimento luminoso das lâmpadas Tipos de lâmpadas Rendimento luminoso lumensW Incandescente 10 a 15 Halogêneas 15 a 25 Mista 20 a 35 Vapor de mercúrio 45 a 55 Leds 35 a 70 Fluorescente comum 55 a 75 Fluorescente compacta 50 a 80 Multivapores metálicos 65 a 90 Fluorescentes econômicas 75 a 90 Vapor de sódio 80 a 140 Figura 24 A intensidade luminosa é avaliada utilizandose como fonte de luz um corpo negro aquecido à temperatura de solidificação da platina que é de 1773 ºC à pressão constante de 101325 Nm2 e cuja intensidade luminosa resultante incide perpendicularmente sobre uma área plana igual a 1600000 m2 Na prática podese observar que as fontes de luz não emitem o fluxo luminoso uniformemente em todas as direções Basta que se observe uma lâmpada incandescente como a da Figura 24 em que a intensidade luminosa é maior em determinadas direções do que em outras A partir dessa definição são construídas as curvas de distribuição luminosa que caracterizam as luminárias dos diversos fabricantes e estão presentes basicamente em todos os catálogos técnicos sobre o assunto Neste caso a fonte de luz e a luminária são reduzidas a um ponto no diagrama polar a partir do qual são medidas as intensidades luminosas em todas as direções Para exemplificar a Figura 24a mostra uma fonte de luz constituída de uma lâmpada incandescente fixada em fio pendente e o correspondente diagrama da curva de distribuição luminosa tomandose como base o plano horizontal Já a Figura 24b mostra a mesma lâmpada onde se construiu o referido diagrama tomandose agora como base o plano vertical É comum expressar os valores da intensidade luminosa na curva de distribuição luminosa para um fluxo de 1000 lumens 226 Luminância É a relação entre a intensidade luminosa com a qual irradia em uma direção determinada uma superfície elementar contendo um ponto dado e a área aparente desta superfície para uma direção considerada quando esta área tende para zero ABNT Sua unidade é expressa em candela por metro quadrado cdm2 A luminância é entendida como a medida da sensação de claridade provocada por uma fonte de luz ou superfície iluminada e avaliada pelo cérebro Pode ser determinada pela Equação 24 S superfície iluminada α ângulo entre a superfície iluminada e a vertical que é ortogonal à direção do fluxo luminoso I intensidade luminosa Distribuição luminosa nos planos horizontal e vertical O fluxo luminoso a intensidade luminosa e a iluminância somente são visíveis se forem refletidos em uma superfície transmitindo a sensação de luz aos olhos cujo fenômeno é denominado luminância 227 Refletância a b É a relação entre o fluxo luminoso refletido por uma dada superfície e o fluxo luminoso incidente sobre a mesma É sabido que os objetos refletem luz diferentemente uns dos outros Assim dois objetos colocados em um ambiente de luminosidade conhecida originam luminâncias diferentes 228 Emitância É a quantidade de fluxo luminoso emitido por uma fonte superficial por unidade de área Sua unidade é expressa em lúmenm2 23 Lâmpadas elétricas Para o estudo de utilização das lâmpadas elétricas estas podem ser classificadas da seguinte maneira Quanto ao processo de emissão de luz Lâmpadas incandescentes Lâmpadas de descarga Lâmpadas LED Quanto ao desempenho Vida útil Rendimento luminoso Índice de reprodução de cores A seguir serão abordados os vários tipos de lâmpada de maior aplicação em projetos industriais 231 Lâmpadas incandescentes São constituídas de um filamento de tungstênio enrolado geralmente em forma espiralada que atinge a incandescência com a passagem de uma corrente elétrica e de um bulbo de vidro transparente translúcido ou opaco cheio de gás quimicamente inerte como o nitrogênio que evita a oxidação do filamento Devido às precárias características de sua eficiência luminosa vida média reduzida e custos de manutenção elevados é cada vez menor a sua aplicação em projetos industriais Sua utilização é mais sentida nas dependências administrativas mesmo assim em aplicações restritas Apresentam um custo de implantação muito reduzido porém custos elevados de manutenção As principais características das lâmpadas incandescentes são Vida útil entre 600 e 1000 horas Eficiência luminosa média 15 lumenswatts Índice de reprodução de cor 100 O rendimento cresce com a potência As lâmpadas de tensão mais baixa apresentam maior rendimento A vida útil depende da tensão de alimentação Para cada 10 de sobretensão sua vida útil se reduz em 50 O emprego de lâmpadas incandescentes em instalações industriais fica restrito a banheiros sociais instalações decorativas vitrines de amostra de produtos e aplicações outras onde o consumo de energia seja pequeno A Figura 25 mostra os principais componentes de uma lâmpada incandescente As fábricas brasileiras das populares e tradicionais lâmpadas incandescentes como se mostra na Figura 25 suspenderam sua fabricação para dar lugar ao uso de lâmpadas mais eficientes As lâmpadas dicroicas que são da família das lâmpadas incandescentes são intensivamente utilizadas na decoração de ambientes e vitrines A Figura 26 mostra uma lâmpada dicroica de 50 W 232 Lâmpadas halógenas de tungstênio Figura 25 Figura 26 A lâmpada halógena de tungstênio é um tipo especial de lâmpada incandescente em que um filamento é contido em um tubo de quartzo no qual é colocada uma certa quantidade de iodo Durante o seu funcionamento o tungstênio evaporase do filamento combinandose com o gás presente no interior do tubo formando o iodeto de tungstênio Devido às altas temperaturas parte do tungstênio se deposita no filamento regenerandoo criando assim um processo contínuo e repetitivo denominado de ciclo do iodo A Figura 27 mostra o aspecto externo de uma lâmpada halógena cuja maior aplicação se faz sentir na iluminação de cena Lâmpada incandescente Lâmpada dicroica Nas lâmpadas incandescentes convencionais o tungstênio evaporado do filamento se deposita nas paredes internas do bulbo reduzindo a sua eficiência No entanto nas lâmpadas halógenas de tungstênio o halogênio bloqueia as moléculas de tungstênio impedindo que elas se depositem nas paredes internas do bulbo resultando em uma combinação química após a qual retornam ao filamento As paredes da lâmpada são de vidro de quartzo resistente a elevadas temperaturas 233 Lâmpadas de luz mista As lâmpadas de luz mista são constituídas de um tubo de descarga a vapor de mercúrio conectado em série com um filamento de tungstênio ambos encapsulados por um bulbo ovoide cujas paredes internas são recobertas por uma camada de fosfato de ítrio vanadato Esse tipo de lâmpada tem as características básicas das lâmpadas incandescentes O seu filamento atua como fonte de luz de cor quente e ao mesmo tempo funciona como limitador do fluxo de corrente As lâmpadas de luz mista são comercializadas nas potências de 160 a 500 W Essas lâmpadas combinam a elevada eficiência das lâmpadas de descarga com as vantagens da excelente reprodução de cor característica das lâmpadas de filamento de tungstênio A Figura 28 mostra o aspecto físico de uma lâmpada de luz mista com os seus diversos componentes Figura 27 Vida útil 6000 horas Eficiência luminosa média 22 lumenswatts Índice de reprodução de cor IRC 061 a 063 Lâmpada halógena 234 Lâmpadas de descarga Podem ser classificadas em vários tipos que serão resumidamente estudados A vida útil das lâmpadas de descarga varia muito de acordo com o tipo desde 7500 horas para lâmpadas fluorescentes até 24000 horas para lâmpadas a vapor de sódio Seu custo inicial é normalmente elevado porém apresentam um custo de manutenção relativamente reduzido As lâmpadas de descargas mais empregadas serão estudadas a seguir 2341 Lâmpadas fluorescentes São aquelas constituídas de um longo cilindro de vidro cujo interior é revestido por uma camada de fósforo de diferentes tipos O fósforo é um produto químico que detém as características de emitir luz quando ativado por energia ultravioleta isto é não visível Cada extremidade da lâmpada possui um eletrodo de filamento de tungstênio revestido de óxido que quando aquecido por uma corrente elétrica libera uma nuvem de elétrons Ao ser energizada a lâmpada os eletrodos ficam submetidos a uma tensão elevada o que resulta na formação de um arco entre os mesmos de forma alternada Os elétrons que constituem o arco se chocam com os átomos do gás argônio e de mercúrio liberando certa quantidade de luz ultravioleta que ativa a camada de fósforo anteriormente referida transformandose em luz visível O fluxo luminoso varia em função da temperatura ambiente sendo 25 C em geral a temperatura de máximo rendimento Para valores superiores ou inferiores o rendimento tornase declinante As lâmpadas de descarga apresentam uma elevada eficiência luminosa compreendida entre 40 e 80 lumenswatt e vida útil entre 7500 e 12000 horas de operação São constituídas de um tubo de vidro revestido internamente por uma camada de substâncias fluorescentes quando resulta nos seguintes tipos de luz emitidos Tungstênio de cálcio luz emitida azulescura Silicato de zinco luz emitida amareloverde Borato de cálcio luz emitida róseoclara Figura 28 a b Lâmpada de luz mista Essas substâncias são ativadas pela energia ultravioleta resultante da descarga no interior do tubo contendo gás inerte argônio e mercúrio que se vaporiza no instante da partida O fluxo luminoso varia em função da temperatura ambiente sendo 25 ºC em geral a temperatura de máximo rendimento Para valores superiores ou inferiores o rendimento tornase declinante As lâmpadas fluorescentes são reconhecidas pelo diâmetro do seu tubo Na década de 1980 eram comercializadas as lâmpadas T12 128 de polegada de diâmetro sendo substituídas pelas lâmpadas T8 bem mais eficientes e que agora estão perdendo mercado para lâmpadas T5 de maior eficiência e menor diâmetro permitindo um maior aproveitamento das superfícies reflexivas das luminárias As lâmpadas fluorescentes ao contrário das incandescentes não podem sozinhas controlar o fluxo de corrente É necessário que se ligue um reator reatância série entre as suas extremidades externas para limitar o valor da corrente As lâmpadas pequenas usam o reator somente para limitar a corrente enquanto as lâmpadas fluorescentes grandes além do reator fazem uso de um transformador para elevar a tensão A Figura 29 mostra o aspecto externo de uma lâmpada fluorescente base bipino Como anteriormente mencionado nas extremidades do tubo de vidro das lâmpadas fluorescentes são fixados os eletrodos filamentos recobertos com substâncias emissoras de luz com características próprias de emissão dos elétrons dando às lâmpadas a seguinte classificação Lâmpadas fluorescentes de catodo quente preaquecido A utilização destas lâmpadas implica o uso do starter que se constitui no elemento de partida cuja descrição e modo de operação estão apresentados na Seção 242 A Figura 210 mostra a ligação da lâmpada associada aos respectivos starter e reator Lâmpadas fluorescentes de catodo sem preaquecimento A utilização destas lâmpadas dispensa a aplicação do starter S e emprega reatores especiais que provocam uma tensão elevada de partida iniciando o processo de emissão de elétrons sem a necessidade de um preaquecimento dos eletrodos E A Figura 211 mostra a ligação deste tipo de lâmpada Figura 29 c Figura 210 Lâmpada fluorescente bipino Lâmpadas fluorescentes de catodo frio Como vantagem sobre as demais possuem uma vida longa de aproximadamente 25000 horas Semelhante às lâmpadas de catodo sem preaquecimento têm partida instantânea Sua tensão de partida é da ordem de 6 vezes a tensão de funcionamento Eficiência luminosa média 50 a 80 lumenswatts Índice de reprodução de cor IRC 80 a 85 2342 Lâmpadas a vapor de mercúrio São constituídas de um pequeno tubo de quartzo onde são instalados nas extremidades em geral dois eletrodos principais e um eletrodo auxiliar ligados em série com uma resistência de valor elevado Dentro do tubo são colocadas algumas gotas de mercúrio juntamente com o gás inerte como o argônio cuja finalidade é facilitar a formação da descarga inicial Por outro lado o mercúrio é vaporizado durante o período de preaquecimento da lâmpada O tubo de quartzo é colocado dentro de um invólucro de vidro contendo certa quantidade de azoto cuja função é a distribuição uniforme da temperatura Ligação do starter Figura 211 Ligação do reatortransformador Ao se aplicar a tensão nos terminais da lâmpada criase um campo elétrico entre os eletrodos auxiliar e o principal mais próximo provocando a formação de um arco elétrico entre os mesmos aquecendo as substâncias emissoras de luz o que resulta na ionização do gás e na consequente formação do vapor de mercúrio O choque dos elétrons com os átomos do vapor de mercúrio no interior do tubo transforma sua estrutura atômica A luz finalmente é produzida pela energia liberada pelos átomos atingidos quando retornam a sua estrutura normal As lâmpadas de mercúrio comuns não emitem no seu espectro a luz vermelha limitando seu uso a ambientes em que não haja necessidade de boa reprodução de cores Para corrigir essa deficiência utilizase o fósforo em alguns tipos de lâmpadas As lâmpadas a vapor de mercúrio têm uma elevada eficiência luminosa Nesse particular apresentam uma séria desvantagem ao longo de sua vida útil média durante a qual a sua eficiência cai para um nível de aproximadamente 35 lumenswatt Quando se desliga uma lâmpada a vapor de mercúrio é necessário um tempo de 5 a 10 minutos para que se possa reacendêla tempo suficiente para possibilitar as condições mínimas de reionização do mercúrio Quando a queda de tensão no circuito de alimentação é de 1 o fluxo luminoso das lâmpadas VM cai para 3 aproximadamente Já quedas de tensão de 5 comprometem a ignição das lâmpadas Uma característica particular do bulbo externo é absorver as radiações potencialmente perigosas emitidas do interior do tubo de arco quartzo As paredes internas do bulbo externo são revestidas de substâncias fluorescentes tais como o vanadato de ítrio que permitem uma maior ou menor reprodução de cores A Figura 212 mostra os detalhes principais de uma lâmpada a vapor de mercúrio Vida útil 18000 horas Eficiência luminosa média 55 lumenswatts Índice de reprodução de cor IRC 40 Figura 212 a b Lâmpada a vapor de mercúrio 2343 Lâmpadas a vapor de sódio São fabricadas em dois tipos relativamente à pressão no tubo de descarga Lâmpadas a vapor de sódio a baixa pressão Construtivamente são formadas por um tubo especial de vidro na forma de U no interior do qual se produz a descarga O tubo é colocado no interior de uma ampola tubular de vidro que atua como proteção mecânica e isolamento térmico e cujas paredes internas são cobertas por uma fina camada de óxido de estanho para refletir as radiações infravermelhas que são produzidas durante o processo de descarga Os eletrodos de filamento são fixados nos extremos do tubo de descarga Sobre os eletrodos é depositado um material especial emissor de elétrons No interior do tubo de descarga injetase certa quantidade de gás neon que favorece o acendimento acrescida também de outra quantidade de sódio que se condensa e se deposita em pequenas cavidades do tubo quando a lâmpada se resfria Os gases são submetidos a uma pressão da ordem de 600 Nm2 As lâmpadas a vapor de sódio a baixa pressão são caracterizadas por emitir uma radiação quase monocromática luz amarela ter alta eficiência luminosa e apresentar uma elevada vida útil de operação Devido a sua característica monocromática é desaconselhável o seu uso interno em instalações industriais No entanto podem ser utilizadas na iluminação de pátios de descarga A Figura 213 fornece os principais componentes de diferentes modelos de lâmpadas a vapor de sódio Vida útil 18000 a 24000 horas Eficiência luminosa média 200 lumenswatts Índice de reprodução de cor IRC 20 Lâmpadas a vapor de sódio a alta pressão São constituídas de um tubo de descarga contendo um excesso de sódio que se vaporiza durante o período de acendimento em condições de saturação É utilizado um gás inerte o xenônio em alta pressão para se obter uma baixa tensão de ignição Ao contrário das lâmpadas a vapor de sódio à baixa pressão apresentam um espectro visível contínuo propiciando uma razoável reprodução de cor Devido à sua característica de reprodução de cores podem ser utilizadas no interior de instalações industriais cujas tarefas não necessitem de uma fidelidade de cor Vida útil 18000 a 24000 horas Eficiência luminosa média 130 lumenswatts Índice de reprodução de cor 30 Figura 213 2344 Lâmpadas a vapor metálico É um tipo particular da lâmpada a vapor de mercúrio em que são adicionados iodeto de índio tálio e sódio A mistura adequada destes compostos no tubo de descarga proporciona um fluxo luminoso de excelente reprodução de cores Sua temperatura da cor é de 4000 K e apresentam uma elevada eficiência luminosa vida longa alta e baixa depreciação São industrializadas nas formas ovoidal e tubular As lâmpadas ovoidais possuem uma cobertura que aumenta a superfície de emissão de luz reduzindo a sua luminância Lâmpadas a vapor de sódio São fornecidas lâmpadas a vapor metálico nas potências de 400 a 2000 W Estas lâmpadas são indicadas particularmente para a aplicação em áreas de pátios de estacionamento quadras esportivas campos de futebol e galpões destinados a produtos de exposição A Figura 214 mostra os principais componentes de diferentes tipos de lâmpadas a vapor metálico Vida útil 24000 horas Eficiência luminosa média 98 lumenswatts Índice de reprodução de cor IRC 80 a 90 Figura 214 Lâmpadas a vapor metálico A Tabela 23 sugere os diversos tipos de aplicação das lâmpadas elétricas estudadas anteriormente mostrando as vantagens e desvantagens de seu emprego o fluxo luminoso a eficiência luminosa e a vida útil média esperada quando em operação e que serve de orientação aos projetistas 24 Dispositivos de controle São dispositivos utilizados para proporcionar a partida das lâmpadas de descarga e controlar o fluxo de corrente no seu circuito As lâmpadas de descarga necessitam dos seguintes dispositivos para a estabilização da corrente e para a ignição 241 Reatores São elementos do circuito da lâmpada responsáveis pela estabilização da corrente a um nível adequado de projeto da lâmpada Os reatores se apresentam como uma reatância série do circuito da lâmpada Tabela 22 Características das lâmpadas fluxo luminoso inicial Tipo de lâmpada Potência watts Fluxo luminoso lumens Eficiência luminosa média lmwatts Vida média horas Vantagens Incandescente comum 40 470 12 1000 Iluminação geral e localizada de interiores 60 780 13 1500 Tamanho reduzido e custo baixo 100 1480 15 1000 150 2360 16 2000 Mistas 160 3000 19 6000 Substituem lâmpadas incandescentes normais 250 5500 22 10000 Custo elevado demora 5 min para atingir 80 do fluxo luminoso Fluorescente 15 850 57 7500 Ótima eficiência luminosa e baixo custo de funcionamento 20 1200 53 10000 Boa reprodução de cores Boa vida média 30 2000 69 Fluorescente H0 60 3850 64 10000 85 5900 69 110 8300 76 16 1020 64 7500 Fluorescente econômica 5 250 50 5000 Fluorescente compacta 7 400 57 62 9 600 67 11 900 62 13 900 69 15 1100 70 20 1200 72 23 1400 74 50 3000 60 18000 Ótima eficiência luminosa longa vida útil baixo custo de funcionamento dimensões reduzidas razoável rendimento cromático luz de cor brancodourada Aplicação das lâmpadas elétricas Tipo de ambiente Tipos de lâmpadas Comércio A B C D E F G H Alimentício x x x x Mercearia x x x Açougue x x x x Confecção x x Ferragens x x Armarinhos x x Móveis x x Relojoarias x x x x Livrarias e papelarias x x Florista x x x Escritórios Ambientes de trabalho burocrático x x Salas de reuniões x x Salas de análise de desenhos x x Locais públicos Escolas x x x x Auditórios x x x x Clínicas x x x x Cinemas x x x Teatros x x x Restaurantes x x x Ambientes externos Rodovias x Avenidas x x Vias expressas x x Vias secundárias x x Viadutos e vias elevadas x x x Pátios de manobra estacionamento etc x x x Estádios x Túneis x x Vias fluviais x x Praças jardins etc x x x Fachadas e monumentos x x x x A lâmpada incandescente B lâmpada mista C lâmpada fluorescente D lâmpada fluorescente compacta E lâmpada a vapor de mercúrio F lâmpada a vapor de sódio de alta pressão G lâmpada a vapor metálico H lâmpada de halogênio a Reator de baixo fator de potência b Reator de alto fator de potência Figura 215 Reator para lâmpadas de descarga Quando a tensão na rede é suficiente para permitir a partida da lâmpada de descarga basta que se utilizem reatores série que são formados por uma simples bobina enrolada sobre um núcleo de ferro cuja função é regular o fluxo de corrente da lâmpada O reator é de construção simples e de menor custo porém opera com fator de potência entre 040 e 060 indutivo Se for agregado a esse reator um capacitor ligado em paralelo formando um único dispositivo melhorase a condição operacional da rede devido ao novo fator de potência que é de ordem de 095 a 098 A conexão dos dois tipos de reatores com as respectivas lâmpadas é dada nas Figuras 215a e b No entanto podese agregar ao reator simples um capacitor ligado em série Sob reatores aplicados em redes onde a regulação de tensão é muito elevada Em geral as lâmpadas de descarga fluorescentes conectadas com reatores O fluxo luminoso emitido pelas lâmpadas de descarga depende do desempenho do reator denominado de fator de fluxo luminoso ou conhecido ainda como ballast factor que corresponde à relação entre o fluxo luminoso obtido e o fluxo luminoso nominal da lâmpada Normalmente os reatores para qualquer tipo de lâmpada trazem impresso o diagrama de ligação na parte superior da carcaça como se pode observar na Figura 216 Como exemplo a Figura 217 mostra alguns diagramas de ligação referentes a vários tipos de reatores a b a Figura 216 b c 2411 Reatores eletromagnéticos São de fabricação convencional dotados de um núcleo de ferro e de um enrolamento de cobre No entanto são comercializados dois tipos diferentes Reator eletromagnético a baixo fator de potência O reator eletromagnético consiste basicamente em um núcleo de lâminas de aço especial coladas e soldadas associado a uma bobina de fio de cobre esmaltado O conjunto é montado no interior de caixa metálica denominada carcaça construída em chapa de aço Os espaços vazios no interior da carcaça são preenchidos com uma massa de poliéster Os reatores para lâmpadas fluorescentes são fornecidos para ligação de uma única lâmpada reatores simples ou para ligação de duas lâmpadas reatores duplos Reator eletromagnético a alto fator de potência São dotados de um núcleo de ferro e um enrolamento de cobre além de um capacitor ligado em paralelo que permite elevar o fator de potência conforme a informação anterior 2412 Reatores eletrônicos Esses reatores são constituídos por três diferentes blocos funcionais Fonte Responsável pela redução da tensão da rede de alimentação e conversão dessa tensão na frequência de 5060 Hz em tensão contínua Adicionalmente a fonte desempenha as seguintes funções suprime os sinais de radiofrequência para compatibilizar com a classe de imunidade do reator protege os diversos componentes eletrônicos do conversor contra surtos de tensão protege a rede de alimentação contra falhas do conversor limita a injeção de componentes harmônicos no sistema de alimentação Reator Inversor É responsável pela conversão da tensão contínua em tensão ou corrente alternada de alta frequência dependendo do tipo de lâmpada utilizado Circuito de partida e estabilização Este circuito está associado normalmente ao inversor Em geral são utilizadas indutâncias e capacitâncias combinadas de forma a fornecer adequadamente os parâmetros elétricos que a lâmpada requer Tabela 24 Os reatores eletrônicos possuem grandes vantagens sobre os reatores eletromagnéticos apesar de seu preço ser ligeiramente superior ao daqueles reduzem as oscilações das lâmpadas devido à alta frequência com que operam atenuam ou praticamente eliminam o efeito estroboscópico operam a alto fator de potência alcançando cerca de 099 operam com baixas perdas ôhmicas apresentam em geral baixa distorção harmônica permitem o uso de dimer e consequentemente possibilitam obterse redução do custo de energia permitem elevar a vida útil da lâmpada permitem ser associados a sistemas automáticos de controle e conservação de energia A Tabela 24 fornece as principais características técnicas dos reatores Philips 242 Starters São dispositivos constituídos de um pequeno tubo de vidro dentro do qual são colocados dois eletrodos imersos em gás inerte responsável pela formação inicial do arco que permitirá estabelecer um contato direto entre os referidos eletrodos Somente um eletrodo é constituído de uma lâmina bimetálica que volta ao estado inicial decorridos alguns instantes Sua operação é feita da seguinte forma ao acionarmos o interruptor I da Figura 217a produzse um arco no dispositivo de partida S starter entre as lâminas A e B conforme Figura 218a cujo calor resultante provoca o estabelecimento do contato elétrico entre as mesmas fazendo a corrente elétrica percorrer o circuito no qual estão inseridos os eletrodos E da lâmpada os quais se aquecem e emitem elétrons Decorrido um pequeno intervalo de tempo o contato entre as lâminas A e B é desfeito pois a corrente que as atravessa não é suficiente para mantêlas em operação Neste instante produzse uma variação de corrente responsável pelo aparecimento da força eletromotriz de elevado valor na indutância do reator provocando um arco entre os eletrodos E da lâmpada e em consequência o acendimento da mesma Pelo efeito da reatância série a tensão entre os eletrodos diminui não mais estabelecendo um arco entre as lâminas A e B do starter A partir de então o reator passa a funcionar como estabilizador de corrente através de sua impedância própria limitando a tensão ao valor requerido O capacitor C acoplado ao circuito do starter tem por finalidade diminuir a interferência sobre os aparelhos de rádio e comunicação durante o processo de acendimento da lâmpada Características dos reatores Philips Lâmpadas Tensão Corrente Fator de potência Perdas W Modelo Reatores simples 1 16 127 063 033 11 1 16 220 040 033 12 1 20 127 075 035 120 1 20 220 040 040 100 1 32 127 065 046 70 TL 1 32 220 037 050 90 1 40 127 092 045 100 1 40 220 050 049 100 1 110 220 060 095 150 Reatores duplos Figura 217 2 16 127 040 095 130 2 16 220 024 095 110 2 20 127 045 095 150 2 20 220 027 095 190 2 32 127 067 095 90 TL HO 2 32 220 037 095 90 2 40 127 080 095 120 2 40 220 047 095 120 2 110 127 190 095 190 2 110 220 110 095 190 Ligações típicas dos reatores às respectivas lâmpadas As Figuras 218a e b mostram respectivamente os componentes de um starter e o seu aspecto externo 243 Ignitores São elementos utilizados em lâmpadas a vapor metálico e vapor de sódio e que atuam gerando uma série de pulsações de tensão elevada da ordem de 1 a 5 kV a fim de iniciar a descarga destas Uma vez que a lâmpada inicie a sua operação o ignitor deixa automaticamente de emitir pulsos As lâmpadas a vapor de sódio de baixa e alta pressão e as lâmpadas a vapor metálico devido à composição e à construção dos seus tubos de descarga necessitam na sua partida de uma tensão superior à tensão da rede normalmente utilizada Os reatores reator transformador em geral são os responsáveis pela geração dessa tensão No entanto essas lâmpadas requerem uma tensão tão elevada que é necessário um equipamento auxiliar denominado de ignitor para proporcionar o nível de tensão exigido Quando as lâmpadas são desligadas por um determinado intervalo de tempo a pressão do gás diminui Se a lâmpada for novamente energizada o ignitor inicia o disparo até que a pressão do gás atinja o valor mínimo de reacendimento Quando a lâmpada inicia sua operação normal o ignitor para de emitir pulso As lâmpadas a vapor de sódio de alta pressão apresentam um tempo de reignição de cerca de 1 minuto enquanto as lâmpadas a vapor metálico requerem um tempo de aproximadamente 15 minutos Como os estádios de futebol destinados a jogos oficiais somente utilizam lâmpadas a vapor metálico o excessivo tempo de reignição tem ocasionado grandes transtornos quando há uma falha momentânea no suprimento de energia O jogo é paralisado durante o tempo de reignição da lâmpada Nesse tipo de atividade é conveniente a utilização de algumas lâmpadas incandescentes cujo acendimento é instantâneo e possibilita uma luminosidade aceitável para a movimentação das pessoas Figura 218 Os ignitores são comercializados em três diferentes tipos 2431 Ignitor derivação Esse tipo de ignitor é constituído de três terminais conectados segundo o diagrama da Figura 219a Nesse caso o capacitor C se descarrega mediante o dispositivo controlador D Os pulsos gerados pelo ignitor são aplicados sobre o reator ligado entre os pontos 2 e 3 vistos no diagrama Através de um adequado número de espiras o reator amplia o módulo dos pulsos e os aplica sobre os terminais da lâmpada Starter Esse tipo de ignitor apresenta as seguintes características utiliza o reator como transformador de impulso o reator deve suportar os impulsos de tensão o reator e o ignitor devem estar juntos e o conjunto afastado da lâmpada 2432 Ignitor série Esse tipo de ignitor é constituído de três terminais conectados segundo a Figura 219b Neste caso o capacitor C se descarrega mediante o dispositivo controlador D Os pulsos gerados pelo ignitor são aplicados às espiras do transformador em T que amplifica os pulsos adequadamente cujo módulo da tensão depende do próprio ignitor O ignitor série apresenta as seguintes características o ignitor e o transformador estão incorporados em um único invólucro o ignitor funciona independentemente do reator instalado deve estar próximo à lâmpada para evitar a redução da intensidade dos pulsos o transformador pode estar distante da lâmpada 2433 Ignitor paralelo Esse tipo de ignitor é constituído de dois terminais conectados de acordo com o diagrama da Figura 219c Neste caso a energia armazenada no capacitor C e fornecida à lâmpada através da intervenção do circuito de disparo D no instante em que a tensão alcança o seu valor máximo resulta em um pulso de tensão da ordem de 2 a 4 vezes a tensão da rede de alimentação isto é entre 600 e 1200 V O ignitor paralelo apresenta as seguintes características é utilizado somente com alguns tipos de lâmpadas a vapor de mercúrio e a vapor de sódio de baixa pressão a tensão de impulso de 1200 V pode perfurar o isolamento dos componentes do circuito da lâmpada caso esta não chegue a acender Figura 219 25 Luminárias São aparelhos destinados à fixação das lâmpadas devendo apresentar as seguintes características básicas serem agradáveis ao observador modificarem o fluxo luminoso da fonte de luz possibilitarem fácil instalação e posterior manutenção Ignitores A seleção de luminárias em recintos industriais deve ser precedida de algumas precauções relativamente à atividade produtiva do projeto Assim para ambientes onde haja presença de gases combustíveis em suspensão é necessário escolher luminárias fabricadas com corpo resistente à pressão ou de segurança reforçada prevenindo desta forma acidentes sérios provocados por exemplo pela explosão de uma lâmpada Também em indústrias têxteis onde há uma excessiva poluição de pó de algodão em estado de suspensão no ar a tendência é adotar no projeto luminárias do tipo fechado Já para ambientes onde existe vapor de substâncias oleaginosas ou de fácil impregnação é aconselhável não se utilizar luminárias abertas com refletor de alumínio pois sua superfície é porosa e absorve facilmente essas substâncias reduzindo a sua refletância e consequentemente a sua eficiência O uso de um vidro plano resistente ao calor fechando hermeticamente a luminária protege um pouco mais o refletor porém quando a lâmpada é desligada ocorre uma pressão negativa na parte interna da luminária propiciando a entrada do ar externo contaminado cujos poluentes se depositam na superfície do refletor tornandoa escura e pouco refletiva No entanto o uso do refletor de vidro de borossilicato mesmo utilizando a luminária aberta o ar ascendente contaminado circulando pelo seu interior devido ao calor desenvolvido pela lâmpada não se deposita na superfície do borossilicato fazendo com que a lâmpada permaneça com as características originais Assim no caso de ambientes industriais com temperatura elevada e onde há presença de poeira em suspensão fumaça vapor de óleo têm sido utilizadas luminárias com refletor em vidro borossilicato prismático com as seguintes vantagens o vidro de borossilicato não está sujeito a alterações devido aos raios ultravioletas ou ao calor gerado pela lâmpada o vidro de borossilicato é inerte eletrostaticamente o que evita que as partículas de poeira em suspensão sejam aderentes ao refletor os refletores de borossilicato após a limpeza adquirem praticamente a sua condição original apresenta maior eficiência em função de a reflexão e a refração ocorrerem através de prismas 251 Características quanto à direção do fluxo luminoso Para a iluminação geral a IEC adotou as seguintes classes para as luminárias 2511 Direta Quando o fluxo luminoso é dirigido diretamente ao plano de trabalho Nesta classe se enquadram as luminárias refletoras espelhadas comumente chamadas de spots 2512 Indireta Quando o fluxo luminoso é dirigido diretamente em oposição ao plano de trabalho As luminárias que atendem a esta classe em geral assumem uma função decorativa no ambiente iluminado 2513 Semidireta Quando parte do fluxo luminoso chega ao plano de trabalho diretamente dirigido e outra parte atinge o mesmo plano por reflexão Neste caso deve haver predominância do efeito direto 2514 Semiindireta Quando parte do fluxo luminoso chega ao plano de trabalho por efeito indireto e outra parte é diretamente dirigida ao mesmo Neste caso o efeito predominante deve ser o indireto 2515 Geraldifusa Quando o fluxo luminoso apresenta praticamente a mesma intensidade em todas as direções Para mais informações sobre o assunto consultar literatura específica 252 Características quanto à modificação do fluxo luminoso As luminárias têm a propriedade de poder modificar o fluxo luminoso produzido por sua fonte luminosa a lâmpada Assim se uma luminária é dotada de um vidro protetor transparente parte do fluxo luminoso é refletida para o interior da luminária parte é transformada em calor e finalmente a maior parte é dirigida ao ambiente a iluminar Dessa forma as luminárias podem ser assim classificadas de acordo com as suas propriedades de modificar o fluxo luminoso 2521 Absorção É a característica da luminária de absorver parte do fluxo luminoso incidente na sua superfície Quanto mais escura for a superfície interna da luminária maior será o índice de absorção 2522 Refração É a característica das luminárias de poder direcionar o fluxo luminoso da fonte que é composta pela lâmpada e refletor através de um vidro transparente de construção específica podendo ser plano não há modificação da direção do fluxo ou prismático Os faróis de automóveis são exemplos de luminárias refratoras prismáticas 2523 Reflexão É a característica das luminárias de modificar a distribuição do fluxo luminoso através da sua superfície interna e segundo a sua forma geométrica de construção parabólica elíptica etc 2524 Difusão É a característica das luminárias de reduzir a sua luminância diminuindo consequentemente os efeitos inconvenientes do ofuscamento através de uma placa de acrílico ou de vidro 2525 Louvers O painel destas luminárias é constituído por aletas de material plástico ou metálico em geral esmaltado na cor branca não permitindo que a lâmpada seja vista pelo observador dentro de um determinado ângulo 253 Aplicação As luminárias devem ser aplicadas de acordo com o ambiente a iluminar e com o tipo de atividade desenvolvida no local Em geral são conhecidos os seguintes tipos luminárias comerciais luminárias industriais luminárias para logradouros públicos luminárias para jardins Figura 220 Nas instalações comerciais as luminárias mais empregadas são as fluorescentes Há vários tipos disponíveis no mercado e a escolha de um deles deve ser estudada tanto do ponto de vista econômico como técnico Em geral a sua aplicação é conveniente em ambientes cuja altura não ultrapasse 6 m Nas instalações industriais é mais frequente o emprego de luminárias de facho de abertura média para lâmpadas de descarga sendo que a preferência recai sobre as lâmpadas a vapor de mercúrio São aplicadas mais comumente em galpões industriais com altura superior a 6 m A Figura 220a mostra um modelo de projetor industrial muito utilizado em instalações industriais e próprio para lâmpadas a vapor de mercúrio ou a vapor de sódio Se o projeto utiliza lâmpadas a vapor metálico é comum o uso do projetor da Figura 220b As luminárias para áreas externas são construídas para fixação em poste A Figura 221 mostra uma luminária de uso muito comum em áreas externas de complexos industriais Alternativamente são também utilizadas luminárias específicas montadas em postes tubulares metálicos do tipo apresentado na Figura 222 No ajardinamento dessas áreas são frequentemente aplicadas luminárias específicas com aparência agradável com fins decorativos A sensibilidade estética do projetista aliada aos conhecimentos necessários de luminotécnica leva à elaboração de bons projetos de iluminação 254 Características fotométricas Cada tipo de luminária juntamente com a sua fonte luminosa produz um fluxo luminoso de efeito não uniforme Se a fonte luminosa distribui o fluxo de maneira espacialmente uniforme em todas as direções a intensidade luminosa é igual para cada distância tomada da referida fonte Caso contrário para cada plano em uma dada direção a intensidade luminosa toma diferentes valores A distribuição deste fluxo em forma de intensidade luminosa é representada através de um diagrama de coordenadas polares cuja fonte luminosa se localiza no seu centro Tomando como base este ponto a intensidade é determinada em função das várias direções consideradas Para citar um exemplo observar o diagrama da Figura 223 no qual a intensidade luminosa para ângulo de 0º diretamente abaixo da luminária é de 260 candelas para 1000 lumens da lâmpada e a um ângulo de 60º a intensidade luminosa se reduz a 40 candelas para 1000 lumens Como a intensidade luminosa é proporcional ao fluxo luminoso emitido pela lâmpada os fabricantes de luminárias convencionalmente elaboram estas curvas tomando como base um fluxo luminoso de 1000 lumens Já a Figura 224 mostra a luminária que produz a distribuição luminosa da Figura 223 Tipos de projetor industrial As curvas de distribuição luminosa são utilizadas com frequência nos projetos de iluminação empregando o método ponto por ponto a ser estudado posteriormente Figura 221 Figura 222 255 Ofuscamento É o fenômeno produzido por excesso de luminância de uma fonte de luz O ofuscamento oferece ao espectador uma sensação de desconforto visual quando este permanece no recinto iluminado durante certo intervalo de tempo O ofuscamento direto provocado pela luminância excessiva de uma determinada fonte de luz pode ser reduzido ou eliminado através do emprego de vidros difusores ou opacos colmeias etc O limite de ofuscamento é dado pela Equação 25 e está representado na Figura 225 D distância horizontal do espectador à fonte luminosa em m Hno altura da fonte luminosa no nível do olho em m Luminária externa Sistema de iluminação externa Há vários métodos de avaliação do ofuscamento adotados em diferentes países europeus Um dos mais utilizados baseiase na satisfação visual dos observadores em função dos níveis de iluminação ângulo de visão φ e das dimensões D e Hno O ângulo φ igual a 45º representa o valor máximo acima do qual são considerados os limites de luminância para luminárias observadas sob uma direção normal da visão a Figura 223 Figura 224 As normas alemãs DIN 5035 apresentam três classes de ofuscamento de acordo com a qualidade exigida para o ambiente de trabalho Classe C1 Devese adotar uma excelente qualidade em relação ao ofuscamento São ambientes característicos de salas de aula lojas de exposição museus salas de desenho recintos de trabalho manual fino recintos com máquinas operatrizes de produção de alta velocidade Curva de distribuição luminosa Luminária Figura 225 b c Ofuscamento de um operador de máquina Classe C2 Condições médias em relação ao ofuscamento São ambientes característicos de fabricação industrial bruta tais como galvanização sala de máquinas vestiários fabris oficinas mecânicas e similares Classe C3 Condições desfavoráveis em relação ao ofuscamento e que devem ser evitadas em qualquer tipo de iluminação industrial 256 Superfícies internas das luminárias O tipo e a qualidade das superfícies reflexivas das luminárias são responsáveis pelo nível de eficiência da iluminação de uma determinada área As luminárias podem então ser classificadas a partir do material de cobertura da sua superfície em três diferentes tipos luminárias de superfície esmaltada luminárias de superfície anodizada luminárias de superfície pelicular Independentemente do tipo as luminárias em geral são fabricadas em chapas de alumínio Alguns fabricantes têm lançado luminárias confeccionadas em fibras especiais utilizadas notadamente em iluminação pública reduzindo o efeito do vandalismo 2561 Luminárias de superfície esmaltada Também conhecidas como luminárias convencionais recebem uma camada de tinta branca esmaltada e polida que permite um nível de reflexão médio de 50 No entanto há luminárias com cobertura de esmalte branco especial que alcança um nível de reflexão de até 87 2562 Luminárias de superfície anodizada São luminárias confeccionadas em chapa de alumínio revestida internamente por uma camada de óxido de alumínio cuja finalidade é proteger a superfície preservando o brilho pelo maior tempo possível evitando que a superfície refletora adquira precocemente uma textura amarelada Enquanto a luminária convencional apresenta uma reflexão difusa em que os raios luminosos são refletidos em diversos ângulos direcionando parte do fluxo para as paredes a luminária anodizada é concebida para direcionar o fluxo luminoso para o plano de trabalho 2563 Luminárias de superfície pelicular São luminárias confeccionadas em chapa de alumínio revestida internamente por uma fina película de filme reflexivo e com a deposição de uma fina camada de prata e autoadesivo criando uma superfície de elevada reflexão e alto brilho alcançando um índice de reflexão de 92 O filme tem uma vantagem sobre os demais processos utilizados para aumentar a reflexão das luminárias devido a sua baixa depreciação elevando em consequência o tempo de limpeza das luminárias Em quatro anos a sua depreciação atinge um valor de apenas 3 resultando em economia para a instalação Em geral as luminárias aumentam o seu rendimento quando são utilizadas lâmpadas com diâmetro reduzido por exemplo no caso das lâmpadas fluorescentes tipo T5 devido ao fato de que os raios luminosos refletidos pela superfície interna da luminária encontram menor área de obstáculo para atingir o plano de trabalho 26 Iluminação de interiores Um projeto de iluminação industrial requer um estudo apurado para indicar a solução mais conveniente em função das atividades desenvolvidas da arquitetura do prédio dos riscos de explosão ou de outros detalhes peculiares a cada ambiente Em geral as construções industriais têm um pédireito que pode variar de 35 m até 9 m É comum a utilização de projetores de facho de abertura média com lâmpadas a vapor de mercúrio ou de luminária com pintura difusora com lâmpadas fluorescentes As luminárias fluorescentes podem ser dispostas em linha de maneira contínua ou espaçadas Os projetores são fixados em pontos mais elevados a fim de se obter uma uniformidade desejada no plano de trabalho As luminárias fluorescentes em geral são fixadas em pontos de altura inferior As Figuras 226 e 227 mostram respectivamente as maneiras de instalar os projetores para lâmpadas VM VS e vapor metálico e luminárias para lâmpadas fluorescentes Algumas considerações básicas são interessantes para orientar o profissional em um projeto de iluminação industrial Sempre que desejável e possível utilizar sensores de presença associados a sensores de nível de iluminação para desligar os circuitos de iluminação Não utilizar lâmpadas incandescentes dicroicas e mistas na iluminação principal Utilizar lâmpadas incandescentes somente na iluminação de emergência ou na iluminação localizada em certos tipos de máquinas É comum também o seu uso em banheiros sociais como iluminação decorativa e em outras aplicações em que é exigida pouca iluminância e número reduzido de luminárias Tornar a iluminação o mais uniforme possível A relação entre as iluminâncias dos pontos de menor e maior iluminamento preferencialmente não deve ser inferior a 070 Estabelecer uma altura adequada para o nível das luminárias A quantidade de luz que chega ao plano de trabalho é inversamente proporcional ao quadrado da altura entre o plano das luminárias e o plano de trabalho Em prédios com pédireito igual ou inferior a 6 m é conveniente utilizar lâmpadas fluorescentes em linhas contínuas ou ininterruptas Em prédios com pédireito superior a 6 m é conveniente utilizar lâmpadas de descarga de alto fluxo luminoso Quando empregar projetores utilizar lâmpadas a vapor de mercúrio ou vapor de sódio Em ambientes onde é exigida uma boa reprodução de cores não utilizar lâmpadas a vapor de sódio Nos ambientes em que operam pontesrolantes tomar cuidado com o posicionamento das luminárias Quando possível é aconselhável projetar um sistema de iluminação com iluminância adequada somente para a circulação de pessoas e movimentação dos produtos processados instalando pontualmente luminárias dirigidas para o plano de trabalho com iluminância que satisfaça ao desenvolvimento das tarefas O cálculo do nível de iluminamento deve expressar o iluminamento médio máximo e mínimo Sempre que possível devese projetar utilizando softwares de cálculo independentes Muitos fabricantes fornecem gratuitamente softwares que calculam os níveis de iluminamento com base nos valores fotométricos de suas luminárias Já os softwares independentes podem ser utilizados com luminárias de qualquer fabricante desde que sejam conhecidos os dados fotométricos das luminárias a serem utilizadas Os softwares independentes utilizam fotometrias no padrão de arquivo IES Alguns exemplos de softwares independentes são Relux Dialux Visual Lighting Software AGI32 e Lúmen Micro Figura 226 Figura 227 Maneira de instalar os projetores Maneira de instalar luminárias fluorescentes A Figura 228 mostra uma instalação de iluminação industrial onde se pode observar a fixação das luminárias projetores diretamente na eletrocalha de alimentação através de um ponto de tomada fixada na própria eletrocalha Em muitos galpões industriais não forrados são instaladas telhas translúcidas como um recurso de eficiência energética No entanto no cálculo do sistema de iluminação não deve ser considerada a contribuição da luz natural através das telhas translúcidas mesmo que a indústria funcione apenas no período diurno pois nos dias muito nublados ou quando por motivo de uma reprogramação de turnos será necessário um nível de iluminação adequado no ambiente industrial utilizandose apenas a luz artificial As telhas translúcidas são úteis para reduzir o consumo da luz artificial nos dias de sol quando parte da iluminação será desligada à medida que a luz natural complemente as necessidades luminotécnicas das atividades industriais Figura 228 Iluminação de um galpão industrial com projétores Para se elaborar um bom projeto de uma instalação é necessário que sejam observados os seguintes aspectos 261 Iluminações Para que os ambientes sejam iluminados adequadamente é necessário que o projetista adote os valores de iluminância estabelecidos pela NBR 5413 para cada grupo de tarefas visuais o que é reproduzida na Tabela 25 Para a determinação da iluminância adequada aos ambientes podese adotar os seguintes procedimentos recomendados pela NBR 5413 Analisar cada característica dada na Tabela 26 para determinar o seu peso Somar os três valores encontrados algebricamente considerando o sinal Quando o valor total do sinal for igual a 2 ou 3 usar a iluminância mais baixa do grupo usar a iluminância superior quando a soma for 2 ou 3 nos outros casos utilizar o valor médio Exemplo de aplicação 21 Determinar a iluminância adequada para o ambiente de inspeção de produtos têxteis em uma indústria cuja idade média dos trabalhadores é inferior a 40 anos e é necessária uma elevada refletância Pela Tabela 26 obtémse o somatório dos pesos Idade 1 Velocidade e precisão 0 Refletância do fundo de tarefa 1 Nesse caso utilizase a iluminância mais baixa do grupo faixa B da Tabela 25 isto é 1000 lux tarefas com requisitos especiais gravação manual inspeção indústria de roupas A NBR 5413 também estabelece as iluminâncias mínimas para os diversos tipos de ambientes em função das tarefas visuais desenvolvidas resumidamente reproduzidas na Tabela 27 Tabela 25 Iluminações para cada grupo de tarefas visuais Faixas Iluminâncias lux Tipo de atividade A Iluminação geral para áreas usadas intermitentemente ou com tarefas visuais simples 20 50 75 Orientação simples para permanência curta 100 150 Recintos não usados para trabalho contínuo depósitos 200 300 500 Tarefas com requisitos visuais limitados trabalho bruto de maquinária auditorias B Iluminação geral para áreas de trabalho 500 750 1000 Tarefas com requisitos visuais normais trabalho médio de maquinária auditorias 1000 1500 2000 Tarefas com requisitos especiais gravação manual inspeção indústria de roupas 2000 3000 5000 Tarefas visuais extras e prolongadas eletrônicas e tamanho pequeno 5000 7500 10000 C Iluminação adicional para tarefas difíceis 5000 7500 10000 10000 15000 20000 Tabela 26 Fatores determinantes da iluminância adequada Características da tarefa e do observador Peso 1 Idade Inferior a 40 anos Velocidade e precisão Sem importância Refletância do fundo da tarefa Superior a 70 0 Entre 40 e 55 anos Importante Entre 30 e 70 1 Superior a 55 anos Crítica Inferior a 30 Em muitos galpões industriais são utilizadas telhas translúcidas que têm a função de substituir total ou parcialmente a iluminação artificial durante as horas do dia de forma a atender os requisitos mínimos de iluminação Para isso devese dotar o sistema de iluminação com circuitos que possam ser desligados de forma a permitir uma redução uniforme do nível de iluminamento artificial que é compensado com a iluminação natural através das telhas translúcidas Esse controle às vezes se torna complicado principalmente em dias inconsistemente nublados Sala de médicos 150 Sala de espera 150 Corredores e escadas 100 Cozinhas 200 Sala de operação geral 500 Quartos para pacientes 150 Hotéis e restaurantes Banheiros 200 Corredores e escadas 100 Cozinha 200 Quartos 150 Exposições 300 Sala de reuniões 150 Restaurantes 150 Portariarecepção 200 Lojas Vitrines e balcões 1000 Hall escadas 100 Centros comerciais 500 Banheiros geral 150 Soldas Iluminação geral 200 Solda de arco 2000 Esporte Futebol de salão 200 Voleibol 200 Indústria alimentícia Enlatamento 200 Acabamento 150 Classificação 1000 Locais de armazenamento Geral 100 Pequenos volumes 200 Grandes volumes 200 Indústrias metalúrgicas Usinagem grosseira 500 Tornos e polimento 1000 Usinagem alta precisão 2000 Escritórios Sala de trabalho 250 Arquivo 200 Sala de desenho 500 Recepção 250 Na prática não existe o corpo negro porém alguns materiais comportamse como ele como é o caso do filamento de tungstênio das lâmpadas incandescentes Também o sol é considerado como um corpo negro por isso sua luz é tomada para comparação de cores A temperatura da cor da luz do sol por exemplo ao meiodia é de cerca de 5300 K Quanto maior for a temperatura do corpo negro maior será a porcentagem de energia visível A classificação das lâmpadas através da temperatura da cor tem por objetivo avaliar comparativamente a sensação da tonalidade de cor das diversas lâmpadas Se aquecermos gradativamente um corpo metálico podemos observar que sua superfície passa da cor vermelha até atingir a cor branca Assim uma lâmpada incandescente emite uma luz na cor amarelada que corresponde à temperatura de cor de 2800 K Já algumas lâmpadas quando ligadas emitem uma luz na cor branca aparentando a luz do sol ao meiodia que corresponde à temperatura de cor de 6500 K Daí é comum classificar a luz emitida pelas lâmpadas em luz quente e luz fria De forma geral podese estabelecer uma graduação entre a temperatura de cor e a cor percebida pelo observador Luz vermelha temperatura de cor 2800 K luz quente suave Luz neutra branca temperatura de cor 4000 K neutra Luz branca temperatura de cor 5000 K neutra Luz azulada temperatura de cor 6500 K luz fria clara 264 Índice de reprodução de cores O índice de reprodução de cor ICR é definido como sendo a capacidade de uma fonte de luz ao iluminar um objeto de fazer com que este reproduza suas cores naturais As lâmpadas devem permitir que o observador veja os objetos com todo o espectro de cor que os caracteriza Para isso é conceituado o chamado índice de reprodução de cor que caracteriza como as cores dos objetos iluminados são percebidas pelo observador Este índice varia em uma escala de 0 a 100 A Tabela 28 fornece este índice para vários tipos de fontes luminosas Quanto mais elevado melhor é o equilíbrio de cores Assim as variações de cor dos objetos iluminados por fontes de luz de cores diferentes podem ser identificadas pelo índice de reprodução de cor O metal sólido como o filamento de tungstênio das lâmpadas incandescentes quando aquecido até emitir luz foi utilizado como referência para estabelecer os níveis de reprodução de cor igual a 100 As lâmpadas avermelhadas têm baixo índice de reprodução de cor inferior a 50 para uma temperatura de cor em torno de Tabela 28 2000 K As lâmpadas de tonalidade amarelada como as lâmpadas incandescentes apresentam índice de reprodução de cor de cerca de 90 para temperatura de cor de 4000 K As lâmpadas de tonalidade branca apresentam índice de reprodução de cor variando entre 85 e 95 para uma temperatura da cor de 5000 a 5800 K luz do dia especial Finalmente nas lâmpadas de tonalidade azulada o índice de reprodução da cor é de aproximadamente 75 para uma temperatura de cor em torno de 6000 K luz do dia Índice de reprodução de cores Tipo de lâmpada Temperatura da cor em ºC Índice Incandescente 2800 100 Incandescente de halogênio 3200 100 Fluorescente luz do dia 6500 7579 Fluorescente luz branca 4000 7579 Vapor de mercúrio 5000 47 Vapor de sódio 3000 35 Nos ambientes de trabalho as lâmpadas fluorescentes ou as de vapor metálico são mais indicadas do que as lâmpadas a vapor de sódio de baixa pressão Essas lâmpadas aplicadas em um ambiente industrial aumentam a possibilidade de cometimento de erros na execução das tarefas fadiga visual e consequentemente risco de acidentes de trabalho Muitas vezes devido à baixa temperatura de cor elas tendem a provocar sonolência nos operários que desenvolvem atividades como as de observação 265 Escolha dos aparelhos de iluminação Como já foi observado anteriormente o projeto de iluminação deve ser coerente com o ambiente a iluminar tanto do ponto de vista econômico quanto do recinto 266 Depreciação do fluxo luminoso Com o uso dos aparelhos de iluminação há uma diminuição progressiva da iluminância devido ao acúmulo de poeira sobre as superfícies das lâmpadas luminárias paredes pisos e teto Além disso há um decréscimo natural do fluxo luminoso das lâmpadas dado o seu envelhecimento A depreciação do fluxo luminoso em uma determinada instalação é medida através do fator de depreciação do serviço da luminária e do fator de utilização cujas particularidades serão adiante detalhadas 267 Cálculo de iluminação Podem ser utilizados três métodos de cálculo para a determinação do iluminamento dos diversos ambientes de trabalho Método dos lumens Método das cavidades zonais Método do ponto por ponto O primeiro método é de resolução simplificada porém de menor precisão nos resultados O segundo é mais complexo podendo levar a resultados mais confiáveis O terceiro e último método também conhecido como método das intensidades luminosas permite calcular o iluminamento em qualquer ponto da superfície de trabalho a partir do iluminamento individual dos aparelhos sendo muito complexa sua elaboração 2671 Método dos lumens É baseado na determinação do fluxo luminoso necessário para se obter um iluminamento médio desejado no plano de trabalho Consiste resumidamente na determinação do fluxo luminoso através da Equação 26 26712 Fator de utilização O fator de utilização do recinto ou simplesmente fator de utilização é a relação entre o fluxo luminoso que chega ao plano de trabalho e o fluxo luminoso total emitido pelas lâmpadas O fator de utilização depende das dimensões do ambiente do tipo de luminária e da pintura das paredes Dessa forma podemos definir o fator de utilização como sendo a eficiência luminosa do conjunto lâmpada luminária e recinto A Tabela 210 indica os fatores de utilização para algumas luminárias típicas de aplicação em recintos comercial e industrial O manuseio da Tabela 210 implica a determinação do índice de recinto K e o conhecimento das refletâncias médias ρₑ do teto ρₐ das paredes e ρₑ do piso que são função da tonalidade das superfícies iluminadas a Teto Branco ρₑ 70 e 070 Claro ρₑ 50 e 050 Escuro ρₑ 30 e 030 b Paredes Claras ρₐ 50 e 050 Escuras ρₐ 30 e 030 c Piso Escuro ρₑ 10 e 010 A seguir informamos algumas cores com os seus respectivos coeficientes de refletância percentual ρₑ ou seja 80 a 70 branco brancoclaro 65 a 55 amareloclaro 40 a 45 verdeclaro rosa azulceleste cinzaclaro 40 35 bege amareloescuro marromescuro 30 a 25 vermelho laranja cinza médio 20 a 15 verdeescuro azulescuro vermelhoescuro 10 a 5 azulmarinho preto A refletância média exprime as reflexões médias das superfícies do ambiente da instalação O índice de recinto K é dado pela Equação 27 125 050 043 045 039 037 034 036 032 150 055 048 049 044 042 039 040 036 200 061 055 056 050 050 046 046 042 250 066 060 060 055 055 051 050 047 300 069 064 063 058 059 055 053 055 400 073 069 067 063 065 060 057 055 500 076 072 069 066 069 063 060 058 TMS 500 2 lâmpadas de 65 W 060 031 025 027 022 020 018 019 016 080 038 032 033 028 027 024 024 021 100 043 037 038 033 032 029 028 025 125 049 043 042 037 038 033 032 029 150 053 047 046 041 042 037 035 032 200 059 054 051 047 049 043 040 038 250 063 058 054 051 054 048 044 041 300 065 061 057 054 058 051 046 044 400 069 066 060 057 062 055 049 047 500 071 068 062 060 066 058 051 050 TMS 426 2 lâmpadas de 40 W 060 035 028 023 031 025 021 022 019 080 043 036 030 038 032 027 028 024 100 050 042 036 044 038 033 033 029 125 056 049 043 049 043 038 038 034 150 061 054 048 054 048 043 042 038 200 068 061 056 060 055 050 048 045 250 072 067 062 064 060 056 053 050 300 076 071 066 067 063 060 056 053 400 080 076 072 071 068 065 060 058 500 083 080 076 074 071 068 063 061 TCK 427 4 lâmpadas de 40 W 060 033 027 023 032 027 023 026 023 080 041 034 030 040 034 030 033 029 100 047 040 036 045 040 036 039 035 125 052 046 042 051 046 042 045 041 150 056 051 047 055 050 046 049 046 200 063 058 054 061 057 054 056 053 250 067 063 059 065 062 059 060 058 300 070 066 063 068 065 062 064 061 400 073 070 068 071 069 067 068 066 500 075 073 071 074 072 070 070 068 HDK 472 1 lâmpada de 400 W 060 050 046 050 045 042 042 045 042 080 058 053 057 052 049 049 052 049 100 063 059 062 058 056 055 058 055 125 068 064 067 063 061 061 063 060 150 072 068 070 067 065 065 066 064 200 077 074 075 073 071 071 072 070 250 080 077 078 076 075 074 075 074 300 082 080 080 079 078 077 077 076 400 084 082 082 081 081 080 080 079 500 085 084 083 082 083 081 081 080 26713 Cálculo do número de luminárias É dado pela Equação 28 ψl fluxo luminoso emitido por uma lâmpada em lumens de acordo com a Tabela 21 Nla número de lâmpadas por luminárias 26714 Distribuição das luminárias O espaçamento que deve existir entre as luminárias depende de sua altura útil que por sua vez pode conduzir a uma distribuição adequada de luz A distância máxima entre os centros das luminárias deve ser de 1 a 15 m da sua altura útil O espaçamento da luminária à parede deve corresponder à metade deste valor A Figura 229 indica a disposição correta das luminárias em uma instalação Logo pela Figura 229 temse Figura 229 Distribuição das luminárias 1 Y 15 Hₕ 210 Hₕ altura útil da luminária em m X e Y espaçamento entre luminárias em m Exemplo de aplicação 22 Considerar o galpão industrial central da Figura 228 com medida de 12 17 m e altura de 75 m destinado à fabricação de peças mecânicas Sabese que o teto é branco as paredes claras e o piso escuro Determinar o número de projetores necessários utilizando lâmpadas a vapor de mercúrio de 400 W a Cálculo do fluxo luminoso Pela Equação 26 temse E 500 lux Tabela 27 Indústrias metalúrgicas usinagem grosseira S A B 17 12 204 m² Fₕa 070 Tabela 29 Refletor industrial para lâmpada VM Para o cálculo do fator de utilização devese aplicar a Equação 27 do índice de recinto K A B Hₕ A B 17 12 6 17 12 117 Hₕ 6 m veja Figura 226 Na Figura 230 estão registradas as dimensões utilizadas no cálculo Foram tomados os seguintes valores de refletância média de acordo com o ambiente anteriormente descrito ρₑ 70 teto branco ρₐ 50 parede clara ρₑ 10 piso escuro Figura 230 Distribuição dos projetores Na Tabela 28 com os valores K ρₑ refletância percentual do teto ρₐ refletância percentual da parede ρₑ refletância percentual do piso e a luminária HDK 472 da Philips determinase o valor Fₕ por interpolação entre os valores de K 100 e K 125 1 125 063 068 1 117 063 Fₕ Fₕ 066 Logo o valor de é ψₜ 500 204 070 066 220779 lumens b Cálculo do número de luminárias Através da Equação 28 temse ψ 22000 lumens Tabela 22 Nₕ 10 luminárias Nₕₜ ψₜ Nₕₐ ψ₁ 220779 1 22000 1003 c Distribuição das luminárias Tratandose de um galpão de forma retangular devese adotar a opção por distribuir as luminárias em número proporcional à direção da largura e à direção do comprimento da área conforme disposição da Figura 230 Neste caso optouse por 12 luminárias para melhor se adequar à sua distribuição na área em questão Logo a distância entre as luminárias e a distância entre estas e a parede valem 12 2 Y 2 Y₁ 2 Y 2 Y2 3 Y Y 4 m 1 Y 15 Hₕ valor atendido 17 3 X 2 X₁ 3 X 2 X2 4 X X 425 m 1 X 15 Hₕ valor atendido Y₁ Y2 42 2 m X₁ X2 4252 212 m a b c As edificações de plantas industriais via de regra possuem pédireito altura do teto ao solo superior a 5 metros o que dificulta bastante a manutenção do sistema de iluminação Muitas vezes é necessário que se armem andaimes ou sistemas equivalentes para se ter acesso aos aparelhos de iluminação a fim de executar a troca de lâmpadas limpeza das luminárias substituição de reatores etc Para contornar essas dificuldades no projeto de iluminação deve ser definido o tempo em que esses serviços devem ser executados normalmente durante as férias coletivas ou outro evento em que o recinto industrial esteja fora de operação Assim devese prever uma quantidade de lâmpadas e luminárias adicionais que venham a cobrir a deficiência de iluminação decorrente da queima de lâmpadas e da sujeira acumulada no refletor eou refrator da luminária durante esse período Se possível é conveniente que esse período seja aproximadamente coincidente com a queima das lâmpadas associada à depreciação do serviço da luminária que acumule uma deficiência do fluxo luminoso no sistema de iluminação de cerca de 30 Nessa condição devem ser realizados os serviços de substituição de todas as lâmpadas acesas e apagadas e a limpeza das luminárias A utilização do método das cavidades zonais facilita a aplicação dessas medidas e outras que serão definidas durante a explanação do processo de cálculo da iluminação O método das cavidades zonais bem como o método dos lumens é fundamentado na teoria da transferência de fluxo em que são admitidas superfícies uniformes refletindo o fluxo luminoso de modo preciso dadas as considerações que são feitas na determinação dos fatores de utilização e de depreciação Para a elaboração de um projeto de iluminação industrial podem ser adotadas algumas recomendações adicionais visando a economia de energia flexibilidade operacional e redução do tempo de manutenção do sistema de iluminação utilizar sensores fotovoltaicos com retardo de tempo para ligar e desligar automaticamente determinados circuitos de iluminação quando da existência de telhas translúcidas utilizar plugues e tomadas na conexão das luminárias com os circuitos de iluminação os circuitos de distribuição devem ligar as luminárias com alternância de forma que se for necessário reduzir o nível de iluminamento de maneira aproximadamente uniforme seja suficiente desligar apenas alguns circuitos Essa alternância pode ser feita para atingir 25 50 75 e 100 do nível de iluminamento Os valores das cavidades podem alterar substancialmente o nível do fluxo luminoso que chega ao plano de trabalho São consideradas as seguintes cavidades Cavidade do teto Representa o espaço existente entre o plano das luminárias e o teto Para luminárias no forro por exemplo a cavidade do teto é o próprio forro isto é nula Cavidade do recinto ou do ambiente É o espaço entre o plano das luminárias e o plano de trabalho geralmente considerado a 080 m do piso Na verdade a cavidade do recinto é igual à altura útil da luminária Cavidade do piso Representa o espaço existente entre o plano de trabalho e o piso Quando se quer determinar o iluminamento médio na superfície do piso a cavidade do piso é o próprio chão isto é nula A Figura 231 indica as três cavidades anteriormente estudadas Podese observar que entre o plano das luminárias e o plano de trabalho existem as paredes que influenciam significativamente sobre a quantidade de luz que chega ao plano de trabalho Assim para ambientes similares com o mesmo número de luminárias e lâmpadas todas do mesmo modelo e potência o ambiente cujas paredes são pintadas com cores mais claras apresenta um nível de iluminamento maior do que aquele pintado com cores escuras Também ambientes estreitos e altos absorvem mais fluxo luminoso que os ambientes mais baixos e largos A determinação do fluxo luminoso pelo método das cavidades é feita através da Equação 211 Figura 231 a b c Cavidades zonais Fdi fator de depreciação do serviço da iluminação Como se pode observar as variáveis dessa expressão são semelhantes às da fórmula para o cálculo do iluminamento pelo método dos lumens 26721 Fator de utilização Já definido anteriormente o fator de utilização é determinado a partir do conhecimento das refletâncias efetivas das cavidades do teto e das paredes além da relação da cavidade do recinto e da curva de distribuição da luminária Pode ser determinado de acordo com a seguinte metodologia Escolha da luminária e da lâmpada Fabricante Tipo e categoria da luminária Lâmpada adotada Fator de relação das cavidades Deve ser determinado pela Equação 212 A comprimento do recinto em m B largura do recinto em m Relações das cavidades zonais Pela Figura 231 podem ser conhecidas as distâncias indicadas necessárias ao cálculo das seguintes relações Relação da cavidade do recinto Hlp altura da luminária ao plano de trabalho em m Relação da cavidade do teto d e f g Htl altura do teto ao plano das luminárias em m Relação da cavidade do piso Hpp altura do plano de trabalho ao piso em m Refletância efetiva da cavidade do piso ρcp É obtida pela combinação das refletâncias percentuais do piso e das paredes associadas ao valor de Rcp conforme a Tabela 211 Refletância efetiva da cavidade do teto ρct À semelhança do item anterior pode ser obtida da mesma Tabela 211 porém com base no valor de Rct Quando as luminárias são fixadas na superfície do teto o valor da refletância da cavidade do teto é igual à refletância do teto Quando o teto possui superfícies não planas como é o caso de muitos galpões industriais para se determinar a refletância da cavidade do teto podese aplicar a Equação 216 Spt área da projeção horizontal da superfície do teto em m2 Srt área real da superfície do teto em m2 ρte refletância percentual do teto Determinação do fator de utilização Finalmente o fator de utilização é determinado pela Tabela 212 em função de ρct ρpa e da relação da cavidade do recinto Rcr Coeficiente de correção do fator de utilização Quando as refletâncias da cavidade do piso apresentarem valores muito diferentes do valor estipulado na Tabela 212 o fator de utilização deverá ser corrigido de conformidade com Tabela 213 e com a Equação 217 Fu fator de utilização inicial Fc fator de correção Fuc fator de utilização corrigido Se a refletância efetiva da cavidade do piso for superior a 20 devese multiplicar o fator de utilização pelo fator de correção encontrado na Tabela 213 Entretanto se a refletância efetiva da cavidade do piso for inferior a 20 o fator de utilização inicial deve ser dividido pelo fator de correção correspondente Por exemplo considerar os seguintes dados ρct 80 refletância efetiva da cavidade do teto ρpa 50 refletância percentual das paredes ρcp 30 refletância efetiva da cavidade do piso Rcr 5 considerar a luminária P 1124 da Tabela 212 Fu 042 refletância efetiva da cavidade do piso 20 da Tabela 212 Logo o valor do fator de correção encontrado na Tabela 213 é de Fc 104 Como a refletância efetiva da cavidade do piso é superior a 20 o fator de utilização deve ser multiplicado pelo fator de correção ou seja a Fuc 042 104 04368 26722 Fator de depreciação do serviço da iluminação Fdi A degradação do fluxo luminoso no ambiente iluminado é função de vários fatores de depreciação que se tornam críticos com o decorrer do tempo de operação do projeto Fator de depreciação do serviço da luminária Fd Já definido anteriormente o fator de depreciação do serviço da luminária é determinado a partir do conhecimento prévio do intervalo de tempo esperado para que se proceda à manutenção efetiva dos aparelhos de iluminação Com o decorrer do tempo a poeira acumulada sobre as superfícies das lâmpadas e do refletor das luminárias provoca uma perda excessiva da luz e em consequência uma drástica diminuição da iluminação do ambiente Quando não se conhecem maiores dados sobre o tipo de ambiente para o qual se elabora o projeto de iluminação nem o espaço de tempo previsto para a manutenção dos aparelhos o fator de depreciação pode ser determinado aproximadamente através da Tabela 29 No entanto em projetos de maior envergadura estes dados devem ser obtidos com maior precisão a fim de se dimensionar adequadamente o número de luminárias que irá permitir o nível de iluminamento desejado no final do período após o qual serão iniciados os trabalhos de limpeza Pelas curvas da Figura 232 podese determinar o fator de depreciação do serviço da luminária considerandose o período de manutenção desejado e a categoria de manutenção em que se enquadra o aparelho que se quer utilizar no projeto Esta categoria é função das características da atmosfera no interior dos ambientes que são assim definidos ML muito limpa L limpa M média S suja MS muito suja Quanto à categoria de manutenção da luminária a Tabela 212 estabelece as características fundamentais que possibilitam a sua determinação Somente fica definida a categoria de manutenção de uma luminária quando é possível enquadrála segundo os critérios estabelecidos na Tabela 214 conhecendose as características construtivas das partes superior e inferior das luminárias As luminárias que podem ser definidas em mais de uma categoria devem ser enquadradas na categoria de manutenção mais baixa Alguns fabricantes no entanto fornecem em suas tabelas de catálogo a categoria de manutenção de suas luminárias b Tabela 212 Fator de depreciação das superfícies do ambiente devido à sujeira Fs Representa a redução do fluxo luminoso devido ao acúmulo de sujeira nas superfícies do ambiente A Figura 233 fornece o percentual esperado de sujeira em função do tempo estabelecido para a limpeza das superfícies do ambiente e das características do mesmo onde a luminária está instalada A partir do percentual esperado de sujeira obtémse da Tabela 215 o fator de depreciação devido à sujeira do ambiente Fatores de utilização Luminárias típicas Categoria de manutenção Relação alturaespaçamento ρct 80 50 10 ρpa 50 30 10 50 30 10 50 30 10 Figura 233 Percentual esperado de sujeira tempo de limpeza c Fator de redução do fluxo luminoso por queima da lâmpada Ff Tabela 213 6 7 8 9 10 052 048 044 041 036 047 043 040 037 032 044 040 037 033 029 050 046 043 040 035 046 043 039 036 031 044 040 036 033 028 048 045 041 039 034 045 042 038 035 031 043 039 035 033 028 Fatores de correção para as refletâncias efetivas do piso que não sejam 20 ρct 80 70 50 10 ρpa 50 30 10 50 30 10 50 30 10 50 30 10 Rcr Fatores de correção 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 108 107 105 105 104 103 103 103 102 102 108 106 104 103 103 102 102 102 101 101 107 105 103 102 102 101 101 101 101 101 107 106 105 104 103 103 103 102 102 102 106 105 104 103 102 102 102 102 101 101 106 104 103 102 102 101 101 101 101 101 105 104 103 103 102 102 102 102 102 102 104 103 103 102 102 102 101 101 101 101 104 103 102 102 102 102 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 100 100 100 100 100 100 100 Figura 232 Fatores de depreciação do serviço da luminária Tabela 214 Categoria de manutenção das luminárias Categoria de manutenção Parte superior da luminária Parte inferior da luminária I Aberta II Transparente com 15 ou mais de fluxo luminoso emitido para cima através de aberturas Translúcida idem Opaca idem Tabela 215 Fator de depreciação devido à sujeira Tipo de distribuição da luminária Direto Semidireto Diretoindireto Semiindireto Indireto Sujeira 10 20 30 40 10 20 30 40 10 20 30 40 10 20 30 40 Rr 1 98 96 94 92 96 92 88 84 87 80 76 94 87 80 76 84 87 79 79 80 75 70 60 2 98 96 94 92 96 92 88 84 87 79 73 90 89 76 76 68 69 67 66 65 60 53 3 98 95 93 90 96 91 87 84 96 79 74 86 78 71 90 79 68 67 62 58 d e As lâmpadas apresentam vida útil média dentro de uma determinada faixa de tempo de operação Sua queima sempre ocorre em tempos e posições diferentes na instalação acarretando constantemente a sua reposição Devese ressaltar que o conceito de vida útil de uma lâmpada é muito divergente entre fabricantes No entanto é prática considerar que o tempo de vida útil é medido quando 50 das lâmpadas de um lote em análise se queimam A vida útil da lâmpada depende de vários fatores tais como temperatura ambiente nível de variação da tensão da rede presença de gases corrosivos na atmosfera industrial etc Para se obter o fator por queima das lâmpadas devese conhecer o seu tempo de vida útil médio além de estabelecer o tempo de manutenção das mesmas Assim para uma instalação em que se devem utilizar lâmpadas a vapor de mercúrio cujo tempo de vida útil médio esperado é de 18000 horas e estabelecer um tempo de reposição das lâmpadas queimadas em 7000 horas considerando que no final das 18000 horas há 90 das lâmpadas queimadas o fator por queima vale O projetista deve ser alertado de que o fator do fluxo luminoso por queima de lâmpadas acarreta um custo de investimento inicial muito elevado um custo operacional significativo com a reposição das lâmpadas queimadas mais lâmpadas no sistema e um custo adicional mensal na conta de energia elétrica que pode ser muito elevado se a instalação operar 24 horas por dia O mais recomendável é tomar como prática a substituição imediata de cada lâmpada queimada evitando assim o ônus econômico e financeiro da aplicação desse fator Há indústrias que apresentam dificuldades de substituição das lâmpadas queimadas durante o dia de trabalho devido à presença de máquinas operatrizes no salão industrial as quais inibem o trabalho das equipes de manutenção Essas indústrias normalmente operam 24 horas durante todos os dias do ano Nesses casos é prática comum que a indústria pare as suas atividades por um período de tempo no ano em torno de 1 semana a 15 dias Nesse período há uma intensa atividade das equipes de manutenção preventiva momento em que são limpas as luminárias e trocadas as lâmpadas Existem alguns procedimentos a serem aplicados nesse tipo de indústria como utilizar lâmpadas com vida útil média de 24000 horas No período de um ano por motivos práticos aproximadamente 30 das lâmpadas estarão queimadas A partir desse ponto temse um processo acelerado de queima de lâmpadas Então procedese à limpeza e troca de todas as lâmpadas da instalação Entretanto tratase de um processo caro que deve ser evitado ao máximo Nesse caso cabe projetar uma quantidade de lâmpadas 30 maior para compensar a queima durante o ano Como se comentou as lâmpadas queimam dentro de uma determinada faixa de tempo de operação Sua queima sempre ocorre em tempos e posições diferentes na instalação acarretando constantemente a sua reposição Podemos classificar uma lâmpada relativamente à duração de tempo de queima em Vida útil É o tempo decorrido para ocorrer uma redução de 30 do fluxo luminoso inicial como resultado da queima de um determinado número de lâmpadas associada à depreciação do fluxo luminoso de cada lâmpada Vida média É a média aritmética do tempo de duração de cada lâmpada parte de um conjunto de lâmpadas ensaiadas Vida mediana É o número de horas decorrentes de um ensaio de um conjunto de lâmpadas em que 50 das lâmpadas ainda permanecem acesas Fator de depreciação do fluxo luminoso da lâmpada Ff Quando se utiliza a Tabela 22 na realidade adotase o fluxo luminoso inicial da lâmpada À medida que a lâmpada se aproxima do fim de sua vida útil o fluxo luminoso se reduz de acordo com a Figura 234 Fator de fluxo luminoso do reator Fr Já definido no item 241 pode ser expresso pela Equação 218 Fl fluxo luminoso depreciado devido à influência do reator Fn fluxo luminoso nominal da lâmpada Os reatores normalmente apresentam os seguintes fatores médios de fluxo luminoso Reator eletromagnético simples de baixo fator de potência 080 a 090 Reator eletromagnético duplo de alto fator de potência 090 a 10 Reator eletrônico 090 a 11 Finalmente o fator de depreciação do serviço da iluminação vale Fdi Fd imes Fs imes Fq imes Ff imes Ff 219 É interessante observar que inicialmente se obtém um iluminamento muito superior ao normalmente requerido com a aplicação do fator de depreciação do serviço da iluminação No final do tempo estipulado para a limpeza das lâmpadas e luminárias para a troca de lâmpadas queimadas etc obtémse o valor do iluminamento determinado através da Equação 211 26723 Distribuição das luminárias Além dos critérios anteriormente discutidos para o posicionamento relativo das luminárias a Tabela 210 estabelece a relação entre o espaçamento máximo das luminárias de instalação consecutiva e a sua altura de montagem Figura 234 Decréscimo do fluxo luminoso das lâmpadas Exemplo de aplicação 23 Considerar uma indústria cujo galpão central de produção meça 12 17 m com a altura de 75 m conforme a Figura 226 Determinar o número de luminárias através do método das cavidades zonais aplicando os parâmetros do ambiente e iluminância dados em Exemplo de Aplicação 22 demonstrativo do método dos lumens A indústria opera durante 24 horas por dia juntamente com a iluminação ligada Aplicandose a Equação 211 temse psit fracE imes SFu imes Fdi a Escolha das luminárias e lâmpadas Fabricante Tliumi Tipo de luminária refletor T38 b Cálculo do fator de relação Pela Equação 212 temse K frac5 imes A BA imes B frac5 imes 17 1217 imes 12 071 c Cálculo das relações das cavidades zonais Cavidade do recinto Da Equação 213 temse Rr K imes Hp 071 imes 6 426 Cavidade do teto Da Equação 214 temse Ra K imes Hi 071 imes 070 049 Cavidade do piso Da Equação 215 temse Rp K imes Hp 071 imes 080 056 d Cálculo da refletância efetiva da capacidade do piso ρp Pela Tabela 211 e com valores das refletâncias percentuais do piso e da parede e o valor da relação da cavidade do piso determinase ρp ρp 10 piso muito escuro rightarrow ρpo 50 paredes claras rightarrow Rp 056 rightarrow ρpe 11 Podese observar neste caso que ao completar um ano de uso todas as lâmpadas serão trocadas e a cada 2 anos além da troca das lâmpadas as luminárias são limpas Esta sistemática foi adotada neste Exemplo de Aplicação Porém na prática quando se realiza a substituição das lâmpadas procedese à limpeza das luminárias i Cálculo do fluxo luminoso Conforme a Equação 211 temse y1 E x S F u x F d i 500 x 204 057 x 050 357895 lumens j Cálculo do número de projetores De acordo com a Equação 28 temse N u 357895 1 x 22000 16 luminárias por questão de estética na distribuição das luminárias serão adotadas 18 unidades k Distribuição dos projetores Seguir o mesmo processo apresentado no Exemplo de Aplicação 22 ou seja 17 5 x X 2 x 2 X 2 5 x X 6 x X X 280 m 12 3 x Y 2 x Y 2 3 x Y 4 x Y Y 300 m X1 X 2 280 2 14 m Y1 Y 2 300 2 15 m A Figura 235 mostra a distribuição das luminárias a Figura 236 Figura 237 Iluminamento horizontal É a soma das contribuições do fluxo luminoso de todas as luminárias em um ponto do plano horizontal Pode ser determinado a partir da Equação 220 Eh iluminamento horizontal em lux I intensidade do fluxo luminoso em cd α ângulo entre uma dada direção do fluxo luminoso e a vertical que passa pelo centro da lâmpada H altura vertical da luminária em m A Figura 236 mostra a determinação dos parâmetros geométricos da Equação 220 Já a Figura 237 mostra a contribuição de várias luminárias para o estabelecimento da iluminação horizontal em um determinado ponto O do plano Logo o iluminamento horizontal neste caso vale Iluminamento horizontal Contribuição das fontes de luz Eh Eh1 Eh2 Eh3 Para se obter o valor final da iluminância é necessário aplicar o fator de depreciação dos projetores utilizados Como valores médios podem ser admitidos b Figura 238 Figura 239 Projetores abertos 065 Projetores fechados 075 Iluminamento vertical É a soma das contribuições do fluxo luminoso de todas as luminárias em um ponto do plano vertical Pode ser determinado a partir da Equação 221 Ev iluminamento vertical em lux D distância entre a luminária e o ponto localizado no plano vertical em m A Figura 238 mostra a determinação dos parâmetros geométricos da Equação 221 Já a Figura 239 mostra a contribuição de duas luminárias para o estabelecimento da iluminação vertical em um determinado ponto O do plano Logo o iluminamento vertical neste caso vale Ev Ev1 Ev2 Iluminamento vertical Contribuição das fontes de luz A partir da conceituação anterior podem ser estabelecidas as seguintes considerações Os iluminamentos Eh e Ev variam na proporção inversa do quadrado da distância da fonte de luz ao ponto iluminado Os iluminamentos Eh ou Ev variam na proporção direta da intensidade luminosa na direção do ponto iluminado Figura 240 Figura 241 O iluminamento Eh varia na proporção direta do cosseno do ângulo formado entre a direção da intensidade do fluxo luminoso que atinge o ponto considerado e a reta que passa pela fonte luminosa e é perpendicular ao plano horizontal O iluminamento Ev varia na proporção direta do seno do ângulo formado entre a direção da intensidade do fluxo luminoso que atinge o ponto considerado e a reta que passa pela fonte luminosa e é perpendicular ao plano horizontal Curvas isocandelas1000 lumens A intensidade do fluxo luminoso é obtida a partir das curvas de distribuição luminosa também conhecidas como curvas isocandelas mostradas como exemplo na Figura 240 para um determinado tipo de luminária O método ponto por ponto é muito aplicado na determinação do iluminamento em áreas abertas pátios de manobra quadras esportivas etc ou em iluminação de fachadas Nos projetos de quadras de esporte tais como basquete voleibol e campos de futebol é necessário aplicar alguns procedimentos básicos para se obter os melhores resultados na distribuição do fluxo luminoso mostrado na Figura 241 observandose as linhas de focalização dos projetores e as distâncias regulamentares entre as torres e as laterais do campo O conjunto dos projetores de cada torre é considerado um único ponto de luz para a determinação das distâncias e ângulos Linhas de focalização de uma quadra de esporte Exemplo de aplicação 24 Determinar o iluminamento da quadra de esporte definida na Figura 241 destinada ao lazer de funcionários de uma determinada indústria Serão utilizadas seis torres com altura igual a 20 m altura para evitar o ofuscamento afastadas as torres e a metade da distância entre duas torres consecutivas Serão utilizados seis conjuntos de 8 projetores de foco aberto cuja curva de distribuição luminosa é dada na Figura 240 A lâmpada empregada é de 1000 W vapor metálico cujo fluxo luminoso inicial é de 90000 lumens Serão utilizadas três torres de cada lado da quadra de esporte de conformidade com a Figura 241 A Figura 242 define a posição de uma torre de iluminação e os ângulos correspondentes Devido à complexidade dos cálculos trigonométricos será mostrada somente a iluminação de um ponto conforme Figura 241 Distância entre as torres de iluminação D t distância entre duas torres consecutivas D t 22 m D t 2 11 m Distância entre as linhas de focalização Y L N l 1 40 4 1 8 m Distância entre os pontos de foco O número de pontos de foco é igual ao número de projetores ou seja N f 6 x 8 48 O número de linhas de interseção vale N i N p N l 48 4 12 Logo a distância entre os pontos de foco vale 66 11 x X 2 x X 2 12 x X X 55 m Cada projetor está focalizado no respectivo ponto de foco conforme a Figura 241 ou seja o ponto de foco 8 está diretamente iluminado pelo projetor 8 da torre L1 Esse ponto de foco receberá a contribuição de 47 projetores 48 1 47 Intensidade luminosa no ponto de foco 12 devido ao projetor 12 da torre L2 D 1212 distância horizontal entre as torres L2 onde está instalado o projetor 12 e o ponto de foco 12 α arctg 182 20 423 Através das curvas isoacendais mostradas na Figura 240 podese obter o valor da intensidade luminosa lumens para β 0 e γ 0 I L112 660 x 90000 1000 59400 cd Iluminamento E 1212 devido ao projetor 12 no ponto de foco 12 Intensidade luminosa no ponto de foco 12 devido ao projetor 8 da torre L1 D88 distância horizontal entre as torres L1 onde está instalado o projetor 8 e o ponto de foco 8 D812 distância horizontal entre as torres L1 onde está instalado o projetor 8 e o ponto de foco 12 Pela Figura 242 podese obter o valor do ângulo β resolvendo os dois triângulos formados AB2 263 X2 BD2 1982 263 X2 DC2 BC2 X2 DC2 112 X2 DC2 A partir desse conjunto de equações obtêmse os valores de X 80 m e DC 755 m Logo o ângulo β 223 Determinação da curva fotométrica que cruza o ponto 12 devido ao projetor 8 Desenvolvendose os cálculos geométricos e trigonométricos necessários concluise que o valor de γ 59 Com os valores de β 223 e aplicados sobre as curvas isocandelas da Figura 240 obtémse a curva de aproximadamente 410 cdlumens Iluminamento E812 devido ao projetor 8 no ponto de foco 12 Iluminamento no ponto de foco 12 devido aos projetores 8 da torre L1 e 12 da torre L2 EL8L12 E1212 E812 600 205 805 lux Para se conhecer as contribuições do restante dos projetores 46 unidades devese seguir a mesma metodologia aplicada para os dois projetores Como se observa é por demais trabalhoso executar essa tarefa isto é são necessários 2304 48 48 valores calculados em lux para concluir este simples projeto Somente processos eletrônicos viabilizam essa metodologia Figura 242 Distâncias e ângulos utilizados nos cálculos 27 Iluminação de exteriores As áreas externas das instalações industriais em geral são iluminadas por projetores fixados em postes ou nas laterais do conjunto arquitetônico da fábrica A Tabela 216 fornece os níveis de iluminamento adequados para áreas externas O método mais adequado para aplicação de projetores em áreas externas é o método do ponto por ponto Entretanto na iluminação dos acessos internos de complexos fabris por exemplo podem ser utilizados dois métodos bastante simples 271 Iluminamento por ponto Este método é derivado do método ponto por ponto em que o fabricante da luminária fornece em termos percentuais do fluxo máximo o diagrama de curvas isolux Logo para se determinar o iluminamento em um determinado ponto somase a contribuição de todas as luminárias cujo fluxo luminoso atinja o referido ponto Esta contribuição é determinada a partir das curvas isolux cujos valores são dados em função dos múltiplos da altura da luminária O diagrama das curvas isolux dado como exemplo na Figura 243 na realidade é um conjunto de curvas que tem como centro um ponto abaixo da luminária representando cada uma delas os pontos que recebem o mesmo fluxo luminoso da lâmpada Para determinar o iluminamento em um ponto qualquer do acesso interno utilizar a Equação 222 Considerar que a relação entre os valores de menor e maior iluminamento dos acessos internos não deve ser inferior a 033 valor este denominado de fator de uniformidade de iluminamento E iluminamento percentual no ponto considerado K fator da luminária fornecido no diagrama isolux da luminária empregada ψl fluxo luminoso da lâmpada em lumens N número de lâmpadasluminária H altura de montagem da luminária Tabela 216 Nível de iluminamento de áreas externas Áreas Iluminâncias lux Depósitos ao ar livre 10 Parques de estacionamento 50 Vias de tráfego 70 Exemplo de aplicação 25 Determinar o iluminamento na linha média de um acesso interno a um empreendimento industrial pontos P1 iluminamento mínimo e P2 iluminamento máximo da linha média com as dimensões mostradas na Figura 244 utilizando uma luminária cujo diagrama das curvas isolux é mostrado na Figura 243 A lâmpada empregada é a de vapor mercúrio de 250 W A altura das luminárias é de 10 m Iluminamento máximo Da Equação 222 temse E 1 100 valor para o iluminamento máximo K 023 valor dado no diagrama isolux ψl 12600 lumens Tabela 21 N 1 lâmpada da luminária H 10 m altura da luminária Iluminamento no ponto P1 A posição do ponto P1 P1x P1y no diagrama das curvas isolux da Figura 243 em múltiplos da altura da luminária tomandose como base a luminária L2 estabelece a curva de 15 ou seja Figura 243 Diagrama de curvas isolux com inclinação de 30 P y 30 2 10 15 H Contribuição de L1 no ponto P1 P L1 x 075 x H P y 15 x H ψ p 15 015 curva determinada entre as curvas 9 e 20 e não apresentada na Figura 243 E p11 015 x E p 015 x 2898 434 lux Contribuição de L2 no ponto P1 E p12 E p11 o ponto P1 está no ponto médio de L1 e L2 Logo o iluminamento no ponto P1 vale E p E p11 E p12 434 434 868 lux Iluminamento no ponto P2 Contribuição de L2 no ponto P2 P L2 x 075 x H P y 0 x H ψ p 40 04 E p12 040 x 2898 116 lux Contribuição de L1 no ponto P2 A curva L1 que corta o ponto P2 é P L1 x 075 x H e P y 0 x H ψ p 4 004 E p11 004 x 2898 115 lux Logo o iluminamento final no ponto P2 vale E p2 E p12 E p11 116 115 1275 lux Figura 244 a Representação de uma via externa 272 Iluminamento pelo valor médio O iluminamento pelo valor médio sobre a pista pode ser calculado pela Equação 223 Fu fator de utilização ψl fluxo luminoso da lâmpada em lumens N número de lâmpadasluminária Lp largura do acesso interno em m Dl distância entre as luminárias em m A determinação do fator de utilização é feita através da curva do fator de utilização da luminária que se está utilizando no projeto encontrada no catálogo do fabricante e exemplificada na Figura 245 A Figura 246 mostra a posição da luminária em poste em um exemplo típico de iluminação de pista Fator de utilização para o iluminamento do acesso interno Fator de utilização correspondente ao lado do acesso interno X é identificado na Figura 246 Fator de utilização correspondente ao lado da calçada Quando as distâncias Lp e X já são tomadas com base na altura H esta variável deixa de existir no denominador e as variáveis de R1 e R2 passam a ter respectivamente os seguintes valores Com os valores de R1 e R2 obtêmse os fatores de utilização parciais Fu1 e Fu2 através da curva do fator de utilização correspondente à luminária que se está utilizando O fator de utilização final vale Figura 245 b Fator de utilização Fator de utilização para o iluminamento das calçadas Na determinação do iluminamento das calçadas podese utilizar a Equação 223 Neste caso o fator de utilização é determinado pela curva da luminária correspondente utilizando as seguintes razões Fator de utilização correspondente à calçada do lado da linha das luminárias F é identificado na Figura 246 Fator de utilização correspondente à calçada do outro lado da linha das luminárias Como já foi explanado anteriormente com os valores de R1 e R2 obtêmse Fu1 e Fu2 Dessa forma o fator de utilização final vale Figura 246 Figura 247 Definição dos ângulos de focalização Exemplo de aplicação 26 Calcular a iluminação de um acesso interno de uma indústria mostrada na Figura 247 cujos detalhes dimensionais estão contidos na Figura 248 A luminária utilizada é caracterizada pelo diagrama isolux dado na Figura 241 A lâmpada utilizada é de 250 W a vapor de mercúrio A altura da luminária é 10 m O diagrama do fator de utilização da luminária é dado na Figura 245 Fator de utilização Área externa de uma indústria Para o lado da pista R1 Lp X 1H 025H 075H Fu1 023 Fig 245 Para o lado da calçada R2 X 025H Fu2 013 Fig 245 Logo o fator de utilização vale Fu Fu1 Fu2 023 013 036 Iluminamento médio Aplicandose a Equação 223 temse ψl 12600 lumens Dl 30 m Da Figura 248 podese escrever Lp 10H 10 m Logo o valor médio do iluminamento vale Figura 248 Tabela 217 Trecho de uma pista de rolamento Iluminamentos mínimos para iluminação de emergência Ambientes Iluminância Lux Auditórios salas de recepção 5 Corredores refeitórios salões iluminação externa 10 Almoxarifados escritórios escadas entradas em locais com desníveis elevadores 20 Corredores de saída de pessoal centro de processamento de dados subestação salas de máquinas 50 28 Iluminação de emergência Não deve ser confundida com iluminação alternativa A iluminação de emergência nas instalações industriais deve ser projetada adequadamente a fim de cobrir todas as áreas em que a falta de iluminação possa ocasionar riscos de acidentes ou perturbação na saída de pessoal De modo geral as áreas mais importantes de serem dotadas de iluminação de emergência são Corredores Salas de reunião Auditórios Salas de emergência Salas de máquinas em geral Setores de produção de materiais combustíveis ou gasosos O nível de iluminamento desses locais deve variar de 5 lux para áreas de permanência e trânsito de pessoas a 50 lux para os setores de produção A Tabela 217 indica os valores mínimos das iluminâncias adotadas para diferentes ambientes A iluminação de emergência poderá ser feita através de baterias ou de um gerador auxiliar 281 Sistema autônomo de emergência É constituído por uma bateria instalada no interior de uma caixa construída normalmente de fibra juntamente com o sistema retificadorcarregador Na parte superior da caixa estão instalados dois projetores que automaticamente são ligados quando a tensão se anula na tomada de alimentação do sistema autônomo A Figura 249 mostra um sistema autônomo muito popular em instalações industriais e comerciais A tensão desses sistemas em geral é de 12 V a b c Figura 249 282 Banco de baterias Quando se deseja iluminar grandes ambientes a escolha em geral recai sobre a utilização de baterias que podem ser agrupadas em um banco ou mais concentrado em um local mais conveniente da indústria sob o ponto de vista de queda de tensão Se as distâncias entre o banco de baterias e os pontos de luz forem grandes de sorte a obrigar a utilização de condutores de seção elevada devese adotar uma tensão de distribuição de 110 V ou 220 V para reduzir as quedas de tensão nos circuitos Podem ser empregados os seguintes tipos de baterias Baterias chumboácidas São de utilização comum em veículos automotivos Podem ser adquiridas facilmente a um custo relativamente reduzido Têm como solução o ácido sulfúrico H2SO4 Baterias chumbocálcio Têm um custo médio bem superior ao das de chumboácidas São empregadas com certa frequência em serviços auxiliares de subestação de força de concessionárias de eletricidade ou particulares Utilizam também como solução o ácido sulfúrico H2SO4 Entretanto diferenciamse das anteriores pela tecnologia de fabricação Baterias alcalinas Também conhecidas como níquelcádmio apresentam um elevado grau de confiabilidade Seu custo é elevado se comparado com o valor de uma unidade chumboácida São comumente empregadas em sistemas de serviços auxiliares de subestação de potência ou acopladas a sistemas ininterruptos de energia nobreak do tipo estático para suprimento de cargas que requeiram um elevado nível de continuidade A Figura 250 mostra esquematicamente um sistema de iluminação de emergência comandado por um relé de tensão que atua sobre um contator magnético permitindo a energização dos diferentes circuitos parciais pelo conjunto de baterias Sistema autônomo de iluminação de emergência Figura 250 Esquema básico de comando de iluminação 283 Gerador auxiliar Normalmente é utilizado em instalações que necessitam não somente de iluminação de emergência mas também de iluminação alternativa ou ainda de fonte de suprimento auxiliar A utilização de geradores auxiliares é significativamente mais onerosa para a instalação tanto no que se refere ao custo inicial como ao custo de operação e manutenção Em algumas indústrias devido à necessidade de continuidade do processo industrial é imperiosa a instalação de um gerador como fonte alternativa que possa ser utilizado também para suprimento dos circuitos destinados à iluminação de emergência A potência do gerador deve ser selecionada em função das cargas prioritárias que devem permanecer ligadas durante os eventos que cortem o suprimento da rede da concessionária Os geradores em geral devem ser acionados automaticamente logo que falte tensão nos terminais de entrada da subestação da indústria Isto permite que se reduza o tempo sem o serviço de energia elétrica na unidade fabril Certos setores da indústria necessitam de energia ininterruptamente São cargas de elevada prioridade Neste caso devese utilizar além do gerador auxiliar um sistema ininterrupto de energia para alimentação de força que possa também fornecer energia ao sistema de iluminação durante emergência do sistema da concessionária O sistema ininterrupto nobreak seria dimensionado com um banco de baterias adequado ao tempo necessário para a operação do gerador 31 Introdução O dimensionamento de um condutor deve ser precedido de uma análise detalhada das condições de sua instalação e da carga a ser suprida Um condutor mal dimensionado além de implicar a operação inadequada da carga representa um elevado risco de incêndio para o patrimônio principalmente quando existe associado um deficiente projeto de proteção Os fatores básicos que envolvem o dimensionamento de um condutor são tensão nominal frequência nominal potência ou corrente da carga a ser suprida fator de potência da carga tipo de sistema monofásico bifásico ou trifásico método de instalação dos condutores natureza de carga iluminação motores capacitores retificadores etc distância da carga ao ponto de suprimento corrente de curtocircuito Para que um condutor esteja adequadamente dimensionado é necessário que se projetem os elementos de proteção a ele associados de maneira que as sobrecargas e sobrecorrentes presumidas do sistema não afetem a sua isolação 32 Fios e cabos condutores A maioria absoluta das instalações industriais emprega o cobre como o elemento condutor dos fios e cabos elétricos O uso do condutor de alumínio neste tipo de instalação é muito reduzido apesar de o preço de mercado ser significativamente inferior ao dos correspondentes condutores de cobre A própria norma brasileira NBR 5410 restringe a aplicação dos condutores de alumínio ao permitir seu uso somente para seções iguais ou superiores a 16 mm² De fato os condutores de alumínio necessitam de cuidados maiores na manipulação e instalação devido às suas características químicas e mecânicas No entanto o que torna decisiva a restrição ao seu maior uso é a dificuldade de se assegurar uma boa conexão com os terminais dos aparelhos consumidores já que a maioria destes é própria para conexão com condutores de cobre De maneira geral as conexões com condutores de alumínio são consideradas o ponto vulnerável de uma instalação necessitando de mão de obra de boa qualidade e técnicas apropriadas Neste livro serão abordadas somente as instalações com condutores de cobre Os fios e cabos são isolados com diferentes tipos de compostos isolantes sendo os mais empregados o PVC cloreto de polivinila o EPR etilenopropileno e o XLPE polietileno reticulado cada um com suas características químicas elétricas e mecânicas próprias acarretando assim o seu emprego em condições específicas para cada instalação posteriormente detalhadas Ademais os condutores são chamados de isolados quando dotados de uma camada isolante sem capa de proteção Por outro lado são denominados de unipolares os condutores que possuem uma camada isolante protegida por uma capa normalmente Figura 31 Figura 32 constituída de PVC As Figuras 31 e 32 mostram respectivamente um cabo de cobre isolado em PVC e um cabo de cobre unipolar também com isolação em PVC Cabo isolado Cabo unipolar Para efeito da norma NBR 5410 os condutores com isolação de XLPE que atendam à NBR 7285 compreendendo condutores isolados e cabos multiplexados são considerados cabos unipolares e cabos multipolares respectivamente Os cabos unipolares e multipolares devem atender às seguintes normas Cabos com isolação em PVC NBR 7288 Cabos com isolação em EPR NBR 7286 Cabos com isolação de XLPE NBR 7287 Os cabos não propagadores de chama livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos podem ser condutores isolados cabos unipolares e cabos multipolares Quando um cabo é constituído por vários condutores isolados e o conjunto é protegido por uma capa externa é denominado de multipolar como mostrado na Figura 33 cabo tripolar Os fios e cabos são conhecidos e comercializados normalmente através da marca de seus respectivos fabricantes Certos condutores devido à sua qualidade e ao forte esquema de marketing já tornaram suas marcas extremamente populares como é o caso dos fios e cabos Pirastic condutor isolado em PVC e também do Sintenax condutor unipolar com isolação em PVC ambos de fabricação Pirelli atualmente nominada como Prymian Os cabos de altatensão têm uma constituição bem mais complexa do que os de baixa tensão devido principalmente aos elevados gradientes de tensão de campo elétrico a que são submetidos No Capítulo 9 será tratado adequadamente este assunto A isolação dos condutores isolados é designada pelo valor nominal da tensão entre fases que suportam e é padronizada pela NBR 6148 em 750 V Já a isolação dos condutores unipolares é designada pelos valores nominais das tensões que suportam respectivamente entre fase e terra e entre fases e é padronizada pela NBR 6251 em 061 kV para fios e cabos de baixa tensão e em 366 kV 610 8715 1220 e 2035 kV para cabos de média tensão Figura 33 Cabo tripolar 33 Sistemas de distribuição Dependendo da grandeza da carga da instalação e do seu tipo podem ser utilizados vários sistemas de distribuição 331 Sistema de condutores vivos Considerando somente os sistemas de corrente alternada temse 3311 Sistema monofásico a dois condutores FN É o sistema comumente utilizado em instalações residenciais isoladas e em prédios comerciais e residenciais com um número reduzido de unidades de consumo e de pequena carga Sua configuração é apresentada na Figura 34 3312 Sistema monofásico a três condutores É empregado em pequenas instalações residenciais e comerciais onde há carga de iluminação e motores Seu uso é limitado e tem as configurações apresentadas na Figura 35 3313 Sistema trifásico a três condutores 3F É o sistema secundário que pode estar conectado em triângulo ou estrela com o ponto neutro isolado Seu uso se faz sentir principalmente em instalações industriais onde os motores representam a carga preponderante do sistema As Figuras 36 e 37 mostram as duas configurações utilizadas triângulo e estrela 3314 Sistema trifásico a quatro condutores 3FN É o sistema secundário de distribuição mais comumente empregado nas instalações elétricas comerciais e industriais de pequeno porte Normalmente é utilizada a configuração estrela com o ponto neutro aterrado conforme a Figura 38 podendose obter as seguintes variedades de circuitos na prática A quatro condutores 220Y127V 380Y220V 440Y254V 208Y120V A três condutores 440 V 380 V 220 V A dois condutores 127 V 220 V Figura 34 Figura 35 a b Sistema monofásico Sistema monofásico a três condutores 3315 Sistema trifásico a cinco condutores 3FNT É o sistema secundário de distribuição mais comumente empregado nas instalações elétricas industriais de médio e grande portes Normalmente é utilizada a configuração estrela com o ponto neutro aterrado conforme a Figura 39 podendose obter as mesmas variedades de circuitos apresentadas no item anterior 322 Sistema de aterramento A NBR 54102004 para classificar os sistemas de aterramento das instalações utiliza a seguinte simbologia Primeira letra situação da alimentação em relação à terra T um ponto diretamente aterrado I isolação de todas as partes vivas em relação à terra ou aterramento de um ponto através de uma impedância Segunda letra situação das massas em relação à terra T massas diretamente aterradas independentemente do aterramento eventual de um ponto de alimentação N massas ligadas diretamente ao ponto de alimentação aterrado sendo o ponto de aterramento em corrente alternada normalmente o ponto neutro Figura 36 Figura 37 c a Sistema trifásico a três condutores em Δ Sistema trifásico a três condutores em Y Outras letras eventuais disposição do condutor neutro e do condutor de proteção S funções de neutro e de proteção asseguradas por condutores distintos C funções de neutro e de proteção combinadas em um único condutor condutor PEN As instalações segundo a mesma norma devem ser executadas de acordo com um dos seguintes sistemas 3321 Sistema TN Os sistemas TN têm um ponto diretamente aterrado e as massas são ligadas a este ponto através de condutores de proteção De acordo com a disposição do condutor neutro e do condutor de proteção consideramse três tipos de sistemas TN a saber TNS TNC e TNCS Sistema TNS É aquele no qual o condutor neutro e o condutor de proteção são distintos É comumente conhecido como sistema a cinco condutores Neste caso o condutor de proteção conectado à malha de terra na origem do sistema que é o secundário do transformador da subestação interliga todas as massas da instalação que são compostas principalmente pela carcaça dos motores transformadores quadros metálicos suporte de isoladores etc O condutor de proteção é responsável pela condução das correntes de defeito entre fase e massa e é representado esquematicamente pela Figura 39 As massas solidárias ao condutor de proteção PE protection earth podem sofrer sobretensões devido à elevação de potencial do ponto neutro do sistema quando este condutor é percorrido por uma corrente de defeito conforme se observa na Figura 310 Figura 38 Figura 39 Sistema trifásico a quatro condutores em Y Sistema trifásico a cinco condutores Todas as massas de uma instalação devem ser ligadas ao condutor de proteção Todas as massas de um sistema TNS devem ser equalizadas através do condutor de proteção que deve ser interligado ao ponto da alimentação aterrado O condutor de proteção pode ser aterrado em tantos pontos quanto possível Os dispositivos de proteção e as seções dos condutores segundo a NBR 5410 devem ser escolhidos de forma que ocorrendo em qualquer ponto uma falta de impedância desprezível entre um condutor fase e o condutor de proteção ou uma massa o seccionamento ocorra automaticamente em um tempo máximo igual ao especificado Isto pode ser atendido se for cumprida a seguinte condição Zs impedância do percurso da corrente de defeito isto é as impedâncias da fonte do condutor fase até o ponto onde ocorreu a falta e do condutor de proteção em toda a sua extensão Vfn tensão nominal entre fase e terra ou fase e neutro Iat corrente de defeito entre fase e terra que assegura o disparo da proteção em um tempo máximo igual aos valores estabelecidos na Tabela 31 e de acordo com a situação a seguir definida ou a 5 s em condições previstas pela NBR 5410 em 512241 Situação 1 podese considerar que uma pessoa está submetida à situação 1 quando sujeita à passagem de uma corrente elétrica conduzida de uma mão para outra ou de uma mão para um pé com pele úmida podendo estar nesse instante em locais não condutores ou estar em locais não condutores mas contendo pequenos elementos condutores cuja probabilidade de contato seja desprezada ou ainda estar em superfícies condutoras ou em contato com elementos condutores Para tensões entre fase e neutro os tempos máximos de contato estão relacionados na Tabela 31 Tabela 31 Figura 310 Tempos de seccionamento máximo do esquema TN NBR 5410 Tensão nominal V Tempo de seccionamento s Situação 1 Situação 2 115 120 127 080 035 220 040 020 254 040 020 277 040 020 400 020 050 Situação 2 podese considerar que uma pessoa está submetida à situação 2 quando sujeita à passagem de uma corrente elétrica conduzida entre as duas mãos e os dois pés estando com os pés molhados de forma a se poder desprezar a resistência de contato e ao mesmo tempo em contato com elementos condutores ou sobre superfícies condutoras ou ainda em contato permanente com paredes metálicas com possibilidades limitadas de interromper os contatos Para tensões entre fase e neutro os tempos máximos de contato estão relacionados na Tabela 31 Sistema TNS Situação 3 podese considerar que uma pessoa está submetida à situação 3 quando sujeita à passagem de uma corrente elétrica estando a pessoa imersa em água tal como em piscinas e banheiras A impedância Zs vista na Equação 31 pode ser determinada a partir da Equação 32 identificada na Figura 311 Rt resistência vista do secundário do transformador da subestação em Ω Xt reatância vista do secundário do transformador da subestação em Ω Rc resistência dos condutores fase que se estendem desde o secundário do transformador até o ponto de falta em Ω Xc reatância dos condutores fase que se estendem desde o secundário do transformador até o ponto de falta em Ω Rp resistência do condutor de proteção em Ω Xp reatância do condutor de proteção em Ω Para que a pessoa esteja protegida contra contatos indiretos estando em uma das situações anteriormente definidas ela não pode ser submetida aos valores superiores da tensão de contato limite V1 dados na Tabela 32 Vc fracVfnZs V Ich fracVcRch Ro Rm A Figura 312 Corrente nominal primária do transformador Percurso da corrente de defeito Resistência equivalente do transformador referida ao seu primário em Ω Tensão de curtocircuito Zp 55 0055 pu impedância nominal do transformador valor de placa Impedância equivalente do transformador referida ao seu primário em Ω Reatância equivalente do transformador referida ao seu primário em Ω Resistência e reatância vistas do secundário do transformador Impedância vista do enrolamento secundário do transformador Impedância dos condutores fase veja Figura 312 Figura 313 t Rt jXt 000219 j001038 Ω Resistência e reatância dos condutores de proteção Diagrama elétrico correspondente à Figura 312 Resistência e reatância dos condutores de proteção Impedância do percurso da corrente de defeito s t c p s 000219 j001038 001971 j000664 003930 j000680 s 006120 002382 Ω Zs 006567 Ω Tensão de contato Da Equação 33 temse Observase que Vc está muito acima do valor máximo que é a tensão de contato limite Vt 50 V Para que a pessoa estivesse em segurança ao tocar o CCM sem a intervenção da proteção a impedância de aterramento da alimentação por exemplo deveria ser de b c Figura 314 No caso em questão o tempo de seccionamento da proteção deve ser de no máximo 040 s de acordo com a Tabela 31 Se o circuito fosse protegido pelo disjuntor 3VF32 160 A Figura 1015 ajustado em 160 A instalado no CCM para um tempo de 040 s a corrente de atuação seria de 13 Ia isto é Iat 2080 A Aplicando a Equação 31 podese determinar o estado de segurança da pessoa Zs Iat Vfn 006567 2080 220 1365 220 V Logo existe proteção contra choques elétricos no CCM para contatos indiretos Corrente presumida de choque Sistema TNC É aquele no qual as funções de neutro e de proteção são combinadas em um único condutor ao longo de todo o sistema É comumente conhecido como sistema a quatro condutores Neste caso o condutor neutro conectado à malha de terra na origem do sistema que é a subestação interliga todas as massas da instalação Desta forma o neutro além de conduzir a corrente de desequilíbrio do sistema é responsável também pela condução da corrente de defeito O sistema TNC foi um dos mais utilizados em instalações de pequeno e médio portes devido principalmente à redução de custo com a supressão do quinto condutor A Figura 314 mostra esquematicamente o sistema TNC Devido às restrições a esse sistema é corrente o uso do sistema TNS É importante observar que o rompimento do condutor neutro PEN no sistema TNC coloca as massas dos equipamentos no potencial de fase conforme se pode observar na Figura 315 Nos sistemas TN se existirem outras possibilidades de aterramento além do aterramento nas proximidades do transformador devese ligar o condutor de proteção ao maior número de pontos possível De qualquer forma devese garantir que no caso de falta de fase para a massa ou para a terra o potencial resultante do condutor de proteção e das massas correspondentes permaneça o mais aproximado possível do potencial da terra Sistema TNCS É aquele no qual as funções de neutro e de proteção são combinadas em um único condutor em uma parte do sistema conforme se pode ilustrar na Figura 316 Sistema TNC 3322 Sistema TT É aquele que tem o ponto de alimentação da instalação diretamente aterrado sendo as massas ligadas a eletrodos de aterramento independentes do eletrodo da alimentação A Figura 317a mostra o esquema TT Alternativamente o esquema TT da Figura 317a pode ser configurado conforme a Figura 317b onde o aterramento das massas está conectado em um sistema de aterramento distinto Figura 315 Figura 316 Para assegurar que na ocorrência de uma falta entre fase e massa o dispositivo de proteção seccione o circuito de alimentação a tensão de contato presumida não deve ser superior à tensão de contato limite Para isto devese estabelecer a seguinte condição Sistema TNC em curtocircuito monopolar Sistema TNCS Ram resistência de aterramento das massas isto é a soma das resistências do eletrodo de aterramento e dos condutores de proteção Idr corrente diferencialresidual nominal Vl tensão de contato limite No caso de ser utilizada uma proteção diferencialresidual de 30 mA a resistência de aterramento Ram terá valor máximo de A tensão de contato limite a que poderia ficar submetida uma pessoa que estaria tocando uma carcaça energizada acidentalmente em um sistema TT pode ser dada na Equação 36 Vc 366 V Figura 318 Figura 319 a Corrente de defeito em um sistema TT 3323 Sistema IT É aquele em que o ponto de alimentação não está diretamente aterrado No esquema IT Figura 319 as instalações são isoladas da terra ou aterradas por uma impedância Z de valor suficientemente elevado sendo esta ligação feita no ponto neutro da fonte se ela estiver ligada em estrela ou a um ponto neutro artificial Para se obter um ponto neutro artificial quando o sistema for ligado na configuração triângulo é necessário utilizar um transformador de aterramento A corrente de defeito à terra na configuração estrela com ponto neutro aterrado com uma impedância elevada é de pequena intensidade não sendo obrigatório o seccionamento da alimentação No caso da ocorrência de uma segunda falta à massa ou à terra simultaneamente à primeira as correntes de defeito tornamse extremamente elevadas pois transformase em um curtocircuito entre duas fases O sistema IT é caracterizado quando a corrente resultante de uma única falta fasemassa não possui intensidade suficiente para provocar o surgimento de tensões perigosas As massas devem ser aterradas individualmente conforme a Figura 319 ou em grupos conectadas a um sistema de aterramento distinto conforme a Figura 320 ou ainda em grupos conectadas ao sistema de aterramento da alimentação conforme a Figura 321 O aterramento das massas no sistema IT deve satisfazer a seguinte condição para que não seja imperativo o seccionamento automático por ocasião da primeira falta Ram resistência do eletrodo de aterramento das massas em Ω Ipf corrente de defeito entre fase e massa do sistema na condição de primeira falta direta A corrente Ipf considera tanto as correntes de fuga naturais como a impedância global de aterramento da instalação Devese prever no sistema IT um dispositivo de supervisão de isolamento DSI que tem como finalidade indicar a ocorrência do primeiro defeito entre fase e massa ou entre fase e terra devendo atuar sobre um dispositivo sonoro ou visual de forma a alertar o responsável pela operação do sistema Sistema IT massas aterradas em sistemas de aterramento distintos É bom lembrar que para que um sistema em estrela com o ponto neutro aterrado através de uma impedância Z seja reconhecido como sistema IT é necessário que o valor da referida impedância seja extremamente elevado No entanto quando é necessário inserir uma impedância Z no ponto neutro do sistema a fim de reduzir as correntes de curtocircuito faseterra que devem permanecer no entanto com valor elevado capaz de sensibilizar as proteções de sobrecorrentes de neutro o sistema não é caracterizado como sistema IT A utilização do sistema IT deve ser restrita a casos específicos tais como os relacionados a seguir de acordo com a NBR 5410 Instalações industriais de processo contínuo com tensão de alimentação igual ou superior a 380 V desde que verificadas as seguintes condições b Figura 320 Figura 321 c d que a continuidade de operação seja essencial que a manutenção e a supervisão da instalação estejam a cargo de pessoa habilitada de acordo com as características BA4 e BA5 NBR 5410 que exista um sistema de detecção permanente de falta à terra que o condutor neutro não seja distribuído Instalações alimentadas por transformador de separação com tensão primária inferior a 1000 V desde que verificadas as seguintes condições que a instalação seja utilizada apenas para circuito de comando que a continuidade de alimentação de comando seja essencial que a manutenção e a supervisão estejam a cargo de pessoa habilitada de acordo com as características BA4 e BA5 NBR 5410 que exista um sistema de detecção permanente de falta à terra Sistema IT massas aterradas em um único sistema de aterramento distinto Sistema IT massas aterradas no sistema de aterramento da alimentação Circuito com alimentação separada de reduzida extensão em instalações hospitalares onde a continuidade de alimentação e a segurança dos pacientes sejam essenciais Instalações exclusivamente para alimentação de fornos a arco a Tabela 33 34 Critérios básicos para a divisão de circuitos Para que uma instalação elétrica tenha um desempenho satisfatório deve ser projetada levandose em consideração as boas técnicas de divisão e seccionamento de circuitos previstas na NBR 5410 De forma geral podemse adotar as seguintes premissas Toda instalação deve ser dividida de acordo com as necessidades em vários circuitos de forma a satisfazer as seguintes condições Segurança Evitar qualquer perigo e limitar as consequências de uma falta a uma área restrita Evitar o risco de realimentação inadvertida através de outro circuito Conservação de energia Evitar os inconvenientes que possam resultar de um circuito único tal como um só circuito de iluminação Permitir que determinadas cargas como as de climatização sejam acionadas à medida das necessidades do ambiente Facilitar o controle do nível de iluminamento principalmente em instalações comerciais e industriais Outras funções veja Capítulo 13 Métodos de referência NBR 5410 Referência Descrição A1 Condutores isolados em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante A2 Cabo multipolar em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante B1 Condutores isolados em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira B2 Cabo multipolar em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira C Cabos unipolares ou cabo multipolar sobre parede de madeira D Cabo multipolar em eletroduto enterrado no solo E Cabo multipolar ao ar livre F Cabos unipolares justapostos na horizontal vertical ou em trifólio ao ar livre G Cabos unipolares espaçados ao ar livre Notas 1 Nos métodos A1 e A2 a parede é formada por uma face externa estanque isolação térmica e uma face interna em madeira ou material análogo com condutância térmica de no mínimo 10 Wm²K O eletroduto metálico ou de plástico é fixado junto à face interna não necessariamente em contato físico com ela 2 Nos métodos B1 e B2 o eletroduto metálico ou plástico é montado sobre uma parede de madeira sendo a distância entre o eletroduto e a superfície da parede inferior a 030 vez o diâmetro do eletroduto 3 No método C a distância entre o cabo multipolar ou qualquer cabo unipolar e a parede de madeira é inferior a 030 vez o diâmetro do cabo 4 No método D o cabo é instalado em eletroduto seja metálico de plástico ou de barro enterrado em solo com resistividade térmica de 25 KmW a uma profundidade de 070 m 5 Nos métodos E F e G a distância entre o cabo multipolar ou qualquer cabo unipolar e qualquer superfície adjacente é de no mínimo 030 vez o diâmetro externo do cabo para o cabo multipolar ou no mínimo uma vez o diâmetro do cabo para os cabos unipolares 6 No método G o espaçamento entre os cabos unipolares é de no mínimo uma vez o diâmetro externo do cabo Funcionais Criar circuitos individuais para tomadas e iluminação Criar circuitos individuais para os diferentes ambientes de uma instalação tais como refeitório sala de reunião escritórios etc Criar circuitos individuais para motores e outros equipamentos conforme estudado no Capítulo 1 Produção Criar circuitos individuais para diferentes setores de produção conforme estudado no Capítulo 1 minimizando as paralisações setoriais resultantes de faltas no sistema b c d e f Manutenção Facilitar as verificações e os ensaios Devemse criar circuitos específicos para certas partes da instalação Devemse criar condições nos quadros de comando e nos condutos que permitam futuras ampliações Devemse distribuir de forma equilibrada as cargas monofásicas e bifásicas entre as fases Devem ser previstos circuitos individualizados para tomadas e iluminação Em instalações onde existam diferentes fontes de alimentação por exemplo alimentação do sistema da concessionária e geração própria cada uma delas deve ser disposta separadamente de forma claramente diferenciada não devendo compartilhar dutos caixas de passagem ou quadro de distribuição Admitese como exceção as seguintes condições Circuitos de sinalização e comando no interior dos quadros de comando e de distribuição Conjuntos de manobra que façam intertravamento entre duas diferentes fontes de alimentação 35 Circuitos de baixa tensão Compreendemse por condutores secundários aqueles enquadrados nas seguintes condições Dotados de isolação de PVC para 750 V sem cobertura Dotados de isolação de PVC ou EPR para 0610 kV com capa de proteção em PVC Dotados de isolação de XLPE para 0610 kV com capa de proteção em PVC A seção mínima dos condutores elétricos deve satisfazer simultaneamente aos três critérios seguintes Para a determinação da seção dos condutores de um circuito em cabos isolados é necessário conhecer os Métodos de Referência de instalação dos cabos elétricos estabelecidos na NBR 5410 e mostrados na Tabela 33 No entanto o conhecimento da capacidade do condutor depende dos Tipos de Linhas Elétricas que poderão ser adotados na sua instalação estabelecidos na NBR 5410 e identificados na Tabela 34 351 Critérios para dimensionamento da seção mínima dos condutores fase A seção mínima dos condutores elétricos deve satisfazer simultaneamente aos três critérios seguintes Capacidade de condução de corrente ou simplesmente ampacidade Limites de queda de tensão Capacidade de condução de corrente de curtocircuito por tempo limitado Durante a elaboração de um projeto os condutores são inicialmente dimensionados pelos dois primeiros critérios Assim quando do dimensionamento das proteções baseado entre outros parâmetros nas intensidades das correntes de falta é necessário confrontar os valores destas e os respectivos tempos de duração com os valores máximos admitidos pelo isolamento dos condutores utilizados cujos gráficos estão mostrados nas Figuras 328 e 329 respectivamente para as isolações de PVC 70 ºC e XLPE 90 ºC As isolações dos condutores apresentam um limite máximo de temperatura em regime de serviço contínuo Consequentemente o carregamento dos condutores é limitado a valores de corrente que são função do método de referência e proporcionará nestas condições temperaturas em serviço contínuo não superiores àquelas estabelecidas na Tabela 35 para cada tipo de isolamento 3511 Critério da capacidade de condução de corrente Este critério consiste em determinar o valor da corrente máxima que percorrerá o condutor e de acordo com o método de instalação procurar nas correspondentes Tabelas 36 37 38 e 39 a sua seção nominal No entanto para determinar as colunas adequadas das tabelas mencionadas é necessário pesquisar a Tabela 34 que descreve os métodos de referência ou simplesmente as maneiras correspondentes de instalar os condutores para os quais foi determinada a capacidade de condução de corrente por ensaio ou por cálculo Os valores exibidos nas tabelas de capacidade de condução de corrente são portanto determinados de acordo com a limitação da temperatura das isolações correspondentes estando os condutores secundários operando em regime contínuo Tabela 34 A Tabela 310 reproduzida da NBR 5410 fornece a seção mínima dos condutores para diferentes tipos de aplicação e serve de orientação básica aos projetistas No entanto o dimensionamento da seção dos condutores deve ser determinado de forma que sejam atendidos os seguintes critérios A capacidade de corrente nominal dos condutores obedecidas as maneiras de instalar previstas anteriormente deve ser igual ou superior à corrente de projeto do circuito afetada pelos fatores de correção de corrente contidos nas Tabelas 312 a 319 observandose quando for o caso as correntes harmônicas Respeitar as seções mínimas consideradas na Tabela 310 Os condutores devem ser protegidos contra sobrecargas Tipos de linhas elétricas NBR 5410 Método de instalação número Esquema ilustrativo Descrição Método de referência1 Método de instalação número Esquema ilustrativo Descrição Método de referência a utilizar para a capacidade de condução de corrente1 Tabela 35 Tabela 36 Notas 1 Método de referência a ser utilizado na determinação da capacidade de condução de corrente 2 Assumese que a face interna da parede apresenta uma condutância térmica não inferior a 10 Wm²K 3 Admitemse também condutores isolados em perfilado sem tampa ou com tampa desmontável sem auxílio de ferramenta ou em perfilado com paredes perfuradas com ou sem tampa desde que estes condutos sejam instalados em locais só acessíveis a pessoas advertidas ou qualificadas ou instalados a uma altura mínima de 250 m 4 A capacidade de corrente para bandeja perfurada foi determinada considerandose que os furos ocupassem no mínimo 30 da área da bandeja Para valores inferiores a bandeja deve ser considerada não perfurada 5 São considerados espaços de construção poços galerias pisos térmicos condutos formados por blocos alveolados forros falsos pisos elevados e espaços internos existentes em certos tipos de divisórias 6 De é o diâmetro externo do cabo no caso o diâmetro externo do cabo multipolar Para cabos unipolares temse a três cabos unipolares ou condutores isolados dispostos em trifólio De deve ser considerado igual a 22 vezes o diâmetro do cabo b três cabos unipolares agrupados em um mesmo plano De deve ser considerado igual a 3 vezes o diâmetro do cabo unipolar ou condutor isolado 7 De é o diâmetro externo do eletroduto quando de seção circular ou alturaprofundidade do eletroduto de seção não circular ou da eletrocalha 8 Admitese também o uso de condutores isolados desde que os mesmos estejam contidos no interior de eletroduto enterrado se no trecho enterrado não houver nenhuma caixa de passagem eou derivação enterrada e for garantida a estanqueidade do eletroduto 9 Admitemse cabos diretamente enterrados sem proteção mecânica adicional desde que esses cabos sejam providos de armação Temperaturas características dos condutores NBR 5410 Tipo de isolação Temperatura máxima para serviço contínuo do condutor ºC Temperatura limite de sobrecarga do condutor ºC Temperatura limite de curto circuito do condutor ºC Cloreto de polivinila PVC 70 100 160 Borracha etilenopropileno EPR 90 130 250 Polietileno reticulado XLPE 90 130 250 Capacidade de condução de corrente em ampères para os métodos de referência A1 A2 B1 B2 C e D da Tabela 33 NBR 5410 Os condutores devem ser protegidos contra curtoscircuitos a b Neste caso estão compreendidos tanto os circuitos terminais para iluminação e tomadas como os circuitos de distribuição que alimentam os Quadros de Distribuição de Luz QDL Conhecida a carga a ser instalada podese determinar a partir das Tabelas 14 e 15 a demanda resultante aplicandose sobre a carga inicial os fatores de demanda indicados na Tabela 16 Com este resultado aplicar as equações correspondentes Os condutores secundários devem ser identificados no momento de sua instalação Em geral essa identificação é feita através de cores eou anilhas Para isso devem ser adquiridos nas cores que representam a fase o neutro e o condutor de proteção As cores padronizadas pela NBR 5410 são Condutores fase quaisquer cores menos aquelas definidas para os condutores neutro e de proteção Condutores neutros cor azulclara Condutores de proteção PE cor verdeamarela ou cor verde estas cores são exclusivas da função de proteção Condutores neutro proteção PEN cor azulclara com anilhas verdeamarelo nos pontos visíveis Devese ressaltar que os circuitos de tomada devem ser considerados como circuito de força Circuitos monofásicos F N Com o valor da demanda calculada a corrente de carga é dada pela Equação 38 DC demanda da carga em W Vfn tensão fase e neutro em V cos ϕ fator de potência de carga Circuitos bifásicos simétricos FFN Devese considerar como o resultado de dois circuitos monofásicos quando as cargas estão ligadas entre fase e neutro Se há cargas ligadas entre fases a corrente correspondente deve ser calculada conforme a Equação 38 alterandose o valor de Vfn para a tensão Vff Neste tipo de circuito podem ser ligados pequenos motores monofásicos entre fase e neutro ou entre fases Exemplo de aplicação 33 Determinar a seção dos condutores fase do circuito bifásico mostrado na Figura 322 sabendo que serão utilizados cabos unipolares e isolação de XLPE dispostos em eletroduto embutido em alvenaria Iab corrente correspondente à carga ligada entre as fases A e B em A Considerar a proteção contra as solicitações térmicas que podem afetar a isolação dos condutores Considerar a proteção contra choques elétricos permitindo o seccionamento automático da alimentação dos circuitos Respeitar os limites de queda de tensão definidos na Tabela 321 Capacidade de condução de corrente em amperes para os métodos de referência E F e G da Tabela 33 NBR 5410 c 1 21 18 21 16 17 23 19 15 26 23 27 21 22 30 25 25 36 32 37 29 30 41 35 4 49 42 50 40 42 56 48 6 63 54 65 53 55 73 63 10 86 75 90 74 77 101 88 16 115 100 121 101 105 137 120 25 149 127 161 135 141 182 161 35 185 158 200 169 176 226 201 50 225 192 242 207 216 275 246 70 289 246 310 268 279 353 318 95 352 298 377 328 342 430 389 120 410 346 437 383 400 500 454 150 473 399 504 444 464 577 527 185 542 456 575 510 533 661 605 240 641 538 679 607 634 781 719 300 741 621 783 703 736 902 833 400 892 745 940 823 868 1085 1008 500 1030 859 1083 946 998 1253 1169 630 1196 995 1254 1088 1151 1454 1362 800 1396 1159 1460 1252 1328 1696 1595 1000 1613 1336 1683 1420 1511 1958 1849 Circuitos trifásicos Os circuitos trifásicos podem ser caracterizados por um circuito a três condutores 3F ou por um circuito a quatro condutores 3F N Considerandose que os aparelhos estejam ligados equilibradamente entre fases ou entre fases e neutro podese determinar a corrente de carga pela Equação 39 Vff tensão entre fases em V Pcar potência ativa demandada da carga considerada equilibrada em W Normalmente esse tipo de circuito destinase à alimentação de cargas trifásicas individuais de Quadros de Distribuição de Luz QDL e Centros de Controle de Motores CCM Com o valor da corrente calculada anteriormente e considerandose as condições de instalação dos condutores a sua seção é determinada através das Tabelas 36 a 39 Exemplo de aplicação 34 Determinar a seção dos condutores fase do circuito trifásico mostrado na Figura 323 sabendose que serão utilizados cabos isolados em PVC dispostos em eletroduto aparente Tabela 310 Seção mínima dos condutores 1 NBR 5410 a b 220 V 380 V 15 30 45 60 80 100 15 30 45 60 80 100 2000 58 33 15 15 25 25 4 4 15 15 15 15 15 15 3000 87 50 15 25 4 4 6 6 15 15 15 15 25 25 4000 116 67 15 25 4 6 10 10 15 15 15 25 25 4 5000 145 84 15 4 6 6 10 10 15 15 15 25 4 4 6000 175 101 25 4 6 10 10 16 15 15 25 25 4 4 7000 204 118 25 4 10 10 16 16 15 15 25 4 4 6 8000 233 135 4 6 10 10 16 25 15 25 25 4 6 6 9000 262 152 4 6 10 16 16 25 25 25 4 4 6 6 10000 291 168 6 6 10 16 25 25 25 25 4 4 6 10 12000 349 202 6 10 16 16 25 25 25 25 4 6 10 10 14000 408 236 10 10 16 25 25 35 4 4 6 6 10 10 16000 466 270 10 10 16 25 35 35 4 4 6 10 10 16 18000 524 303 16 16 25 25 35 50 6 6 6 10 10 16 20000 583 337 16 16 25 25 35 50 6 6 10 10 16 16 Condições 1 fator de potência de carga 090 2 queda de tensão 2 3 condutor de cobre embutido em eletroduto de PVC Conhecidos as correntes de carga dos motores e o método de referência de instalação dos cabos segundo a forma mais conveniente para o local de trabalho devese aplicar as instruções seguintes para determinar a seção transversal dos condutores 35112 Circuitos terminais para ligação de motores Em geral são caracterizados por circuitos trifásicos a três condutores 3F originados de um circuito trifásico a quatro ou a cinco condutores Este é o tipo mais comum de circuito para ligação de motores trifásicos Instalação de 1 um motor A capacidade mínima de corrente do condutor deve ser igual ao valor da corrente nominal multiplicado pelo fator de serviço correspondente se houver Ic corrente mínima que o condutor deve suportar em A Inm corrente nominal do motor segundo a Tabela 63 do Capítulo 6 em A Fs fator de serviço do motor quando não se especificar o fator de serviço do motor podese considerálo igual a 1 Instalação de um agrupamento de motores A capacidade mínima de corrente do condutor deve ser igual à soma das correntes de carga de todos os motores considerandose os respectivos fatores de serviço Inm1 Inm2 Inm3 Inmn correntes nominais dos motores em A Fs1 Fs2 Fs3 Fnmn fatores de serviço correspondentes Quando os motores possuírem fatores de potência muito diferentes o valor de Ie deverá ser calculado levandose em consideração a soma vetorial dos componentes ativo e reativo desses motores Com base no valor da corrente calculada podese obter nas tabelas anteriormente mencionadas o valor da seção dos condutores Tabela 313 15 117 112 20 112 108 25 106 104 35 094 096 40 087 091 45 079 087 50 071 082 55 061 076 60 050 071 65 065 70 058 75 050 80 041 35114 Fatores de correção de corrente Quando os condutores estão dispostos em condições diferentes daquelas previstas nos métodos de referência estabelecidos nas tabelas de capacidade de condução de corrente é necessário aplicar sobre os mencionados valores de corrente um fator de redução que mantenha o condutor em regime contínuo com a temperatura igual ou inferior aos limites estabelecidos Os fatores de correção de corrente são estabelecidos para cada condição particular de instalação do cabo ou seja temperatura ambiente solos com resistividade térmica diferente daquela prevista agrupamento de circuitos etc 351141 Temperatura ambiente Segundo a NBR 5410 a capacidade de condução de corrente dos condutores prevista nas tabelas correspondentes é de 20 ºC para linhas subterrâneas e de 30 ºC para linhas não subterrâneas Se a temperatura do meio ambiente onde estão instalados os condutores for diferente daquela anteriormente especificada devemse aplicar os fatores de correção de corrente previstos nas Tabelas 312 e 313 As referidas tabelas estabelecem as condições de temperatura ambiente para cabos não enterrados por exemplo cabos no interior de eletrodutos em instalação aparente e para cabos diretamente enterrados no solo ou em eletrodutos enterrados Fatores de correção para temperaturas ambiente diferentes de 20 ºC temperatura do solo para linhas subterrâneas NBR 5410 Temperatura em ºC Solo Isolação PVC EPR ou XLPE 10 110 107 15 105 104 25 095 096 30 089 093 35 084 089 40 077 085 Tabela 314 45 071 080 50 063 076 55 055 071 60 045 065 65 060 70 053 75 046 80 038 Quando os fios e cabos são instalados em um percurso ao longo do qual as condições de resfriamento dissipação de calor variam as capacidades de condução de corrente devem ser determinadas para a parte do percurso que apresenta as condições mais desfavoráveis É bom lembrar que os fatores de correção mencionados não levam em consideração o aumento da temperatura devido à radiação solar ou outras radiações infravermelhas Como se pode observar nas Tabelas 312 e 313 quando a temperatura do meio ambiente é superior a 30 ºC os fatores de correção são menores que 1 e aplicados às Tabelas 36 37 38 e 39 fazem reduzir a capacidade de corrente dos respectivos condutores Isso se deve ao fato de que reduzindose a corrente do condutor reduzemse por conseguinte as perdas por efeito Joule mantendose as condições inalteradas de serviço do cabo 351142 Resistividade térmica do solo As capacidades de condução de corrente indicadas nas tabelas para cabos contidos em eletrodutos enterrados correspondem à resistividade térmica do solo de 25 KmW Para solos com resistividade térmica diferente devemse utilizar os valores constantes da Tabela 314 Quando a resistividade térmica do solo for superior a 25 KmW caso de solos muito secos os valores indicados nas tabelas devem ser adequadamente reduzidos a menos que o solo na vizinhança imediata dos condutores seja substituído por terra ou material equivalente com dissipação térmica mais favorável 351143 Agrupamento de circuitos É caracterizado pelo agrupamento de quatro ou mais condutores todos transportando a corrente de carga ao valor correspondente à sua corrente nominal para o método de referência adotado De acordo com a NBR 5410 devem ser seguidas as seguintes prescrições Os fatores de correção são aplicáveis a grupos de condutores isolados cabos unipolares ou cabos multipolares com a mesma temperatura máxima para serviço contínuo Para grupos contendo condutores isolados ou cabos com diferentes temperaturas máximas para serviço contínuo a capacidade de condução de corrente de todos os cabos ou condutores isolados do grupo deve ser baseada na maior das temperaturas máximas para serviço contínuo de qualquer cabo ou condutor isolado do grupo afetado do valor de correção adotado Se devido às condições de funcionamento conhecidas um circuito ou cabo multipolar for previsto para conduzir não mais que 30 da capacidade de condução de corrente de seus condutores já afetada pelo fator de correção aplicável o circuito ou cabo multipolar pode ser omitido para efeito de obtenção do fator de correção do resto do grupo A aplicação dos fatores de agrupamento de circuitos depende do método de referência adotado no projeto As capacidades de condução de corrente indicadas nas Tabelas 36 e 37 são válidas para circuitos simples constituídos pelo seguinte número de condutores Dois condutores isolados dois cabos unipolares ou um cabo bipolar Três condutores isolados três cabos unipolares ou um cabo tripolar Fatores de correção para cabos em eletrodutos enterrados no solo com resistividade térmica diferente de 25 KmW a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência NBR 5410 a Tabela 315 Resistividade térmica KmW 1 15 2 3 Fator de correção 118 11 105 096 Notas 1 Os fatores de correção dados são valores médios para as seções nominais abrangidas nas Tabelas 36 e 37 com uma dispersão geralmente inferior a 5 2 Os fatores de correção são aplicáveis a cabos em eletrodutos enterrados a uma profundidade de até 080 m 3 Os fatores de correção para cabos diretamente enterrados são mais elevados para resistividades térmicas inferiores a 25 KmW e podem ser calculados pelos métodos indicados na ABNT NBR 11301 Quando for instalado em um mesmo grupo um número maior de condutores ou de cabos os fatores de correção especificados nas Tabelas 315 316 317 318 e 319 devem ser aplicados Os fatores de correção constantes da Tabela 315 devem ser aplicados a condutores agrupados em feixe seja em linhas abertas ou fechadas e a condutores agrupados em um mesmo plano e em uma única camada Já os condutores constantes da Tabela 316 devem ser aplicados a agrupamentos de cabos consistindo em duas ou mais camadas de condutores As Tabelas 36 a 39 que fornecem a capacidade de condução de corrente dos condutores para diferentes condições de instalação trazem colunas para dois e três condutores carregados e não fazem referência à condição de quatro condutores carregados Assim a determinação da capacidade de corrente de um circuito com quatro condutores carregados deve ser feita aplicandose o fator de correção de corrente no valor de 086 à capacidade de corrente referida a três condutores carregados Se a instalação dos circuitos requisitar outras condições que necessitem de compensação devemse aplicar os outros fatores de correção como a influência da temperatura ambiente agrupamento de circuitos e resistividade térmica do solo A aplicação mais comum de quatro condutores carregados é a de um circuito trifásico desequilibrado em que pelo condutor neutro flui a corrente de desequilíbrio Neste caso podese considerar como alternativa do que foi definido anteriormente a aplicação do fator de correção para dois circuitos de dois condutores carregados Assim o fator de correção de corrente devido ao carregamento do condutor neutro deve ser aplicado à coluna de dois condutores carregados das Tabelas 36 a 39 sendo válidos também para as Tabelas 315 a 319 Devem ser observadas as seguintes prescrições para a aplicação das tabelas dos fatores de agrupamento Prescrições da Tabela 315 Em complementação às notas da Tabela 315 temse Somente os condutores efetivamente percorridos por corrente devem ser contados Nos circuitos trifásicos equilibrados o condutor neutro suposto sem corrente não deve ser contado O condutor neutro deve ser contado quando efetivamente é percorrido por corrente como no caso de circuitos trifásicos que servem à iluminação circuitos supostamente desequilibrados o fator de agrupamento para essa condição é considerado igual a 086 Os condutores destinados à proteção condutores PE não são contados Os condutores PEN são considerados como condutores de neutro Os fatores de correção foram calculados admitindose todos os condutores vivos permanentemente carregados com 100 de sua carga No caso de valor inferior a 100 os fatores de correção podem ser aumentados conforme as condições de funcionamento da instalação Os fatores de correção são aplicados a grupos de cabos uniformemente carregados Quando a distância horizontal entre cabos adjacentes for superior ao dobro do seu diâmetro externo não é necessário aplicar nenhum fator de redução É bom esclarecer que a aplicação do fator de agrupamento sobre a capacidade nominal da corrente dos condutores estabelecida nas tabelas apresentadas compensa o efeito Joule que resulta na elevação de temperatura provocada no interior do duto pela contribuição simultânea de calor de todos os cabos Consequentemente a capacidade de condução de corrente dos condutores fica reduzida devendose projetar um cabo de seção superior considerandose inalterado o valor da carga Fatores de correção para agrupamento de circuitos ou cabos multipolares aplicáveis aos valores de capacidade de condução de corrente dados nas Tabelas 36 37 38 e 39 NBR 5410 Item Forma de agrupamento dos condutores Número de circuitos ou de cabos multipolares Tabelas dos métodos 1 2 3 4 5 6 7 8 9 a 11 12 a 15 16 a 19 20 Tabela 316 de referência 1 Em feixe ao ar livre ou sobre superfície embutidos em condutos fechados 100 080 070 065 060 057 054 052 050 045 041 038 34 a 37 métodos A a F 2 Camada única sobre parede piso ou em bandeja não perfurada ou prateleira 100 085 079 075 073 072 072 071 070 34 e 35 método C 3 Camada única no teto 095 081 072 068 066 064 063 062 061 4 Camada única em bandeja perfurada 100 088 082 077 075 073 073 072 072 36 e 37 métodos E e F 5 Camada única em leito suporte etc 100 087 082 080 080 079 079 078 078 Notas 1 Esses fatores são aplicáveis a grupos homogêneos de cabos uniformemente carregados 2 Quando a distância horizontal entre cabos adjacentes for superior ao dobro de seu diâmetro externo não é necessário aplicar fator de redução 3 O número de circuitos ou de cabos com o qual se consulta a Tabela 315 referese À quantidade de grupos de dois ou três condutores isolados ou cabos unipolares cada grupo constituindo um circuito supondose um só condutor por fase isto é sem condutores em paralelo eou À quantidade de cabos multipolares que compõe o agrupamento qualquer que seja essa composição só condutores isolados só cabos unipolares só cabos multipolares ou qualquer combinação 4 Se o agrupamento for constituído ao mesmo tempo de cabos bipolares e tripolares devese considerar o número total de cabos como sendo o número de circuitos e de posse do fator de agrupamento resultante a determinação das capacidades de condução de corrente nas Tabelas 36 a 39 deve ser então efetuada Na coluna de dois condutores carregados para os cabos bipolares e Na coluna de três condutores carregados para os cabos tripolares 5 Um agrupamento com N condutores isolados ou N cabos unipolares pode ser considerado composto tanto de N2 circuitos com dois condutores carregados quanto de N3 circuitos com três condutores carregados 6 Os valores indicados são médios para a faixa usual de seções nominais com dispersão geralmente inferior a 5 Quando um grupo contiver cabos de seções diferentes devem ser aplicadas as seguintes prescrições Os fatores de correção estabelecidos nas Tabelas 315 a 319 são aplicáveis a grupos de cabos semelhantes e igualmente carregados Fatores de correção aplicáveis a agrupamentos consistindo em mais de uma camada de condutores Método de referência C Tabelas 36 e 37 E e F Tabelas 38 e 39 NBR 5410 Quantidade de camadas Quantidade de circuitos trifásicos ou de cabos multipolares por camada 2 3 4 ou 5 6 a 8 9 e mais 2 068 062 060 058 056 3 062 057 055 053 051 4 ou 5 060 055 052 051 049 6 a 8 058 053 051 049 048 Tabela 317 Tabela 318 Tabela 319 9 e mais 056 051 049 048 046 Notas 1 Os fatores de correção são válidos tanto para camadas com disposições horizontais quanto verticais 2 No caso de condutores agrupados em uma única camada utilizar a Tabela 316 linhas 2 a 5 Fatores de agrupamento para linhas com cabos diretamente enterrados NBR 5410 Número de circuitos Distância entre cabos a Nula 1 diâmetro do cabo 0125 m 025 m 050 m 2 075 080 085 090 090 3 065 070 075 080 085 4 060 060 070 075 080 5 055 055 065 070 080 6 050 055 060 070 080 Notas 1 Os valores indicados são aplicáveis para uma profundidade de 070 m e uma resistividade térmica do solo de 25 KmW São valores médios para dimensões dos cabos abrangidos nas Tabelas 36 e 37 Os valores médios arredondados podem apresentar erros médios de até 10 em certos casos Se forem necessários valores mais precisos devese recorrer a ABNT NBR 11301 a distância entre os condutores tomada entre as superfícies externas dos mesmos Fatores de agrupamento para linha em eletrodutos enterrados cabos multipolares NBR 5410 Cabos multipolares em eletrodutos Um cabo por eletroduto Número de circuitos Espaçamento entre dutos a Nula 025 m 050 m 10 m 2 085 090 095 095 3 075 085 090 095 4 070 080 085 090 5 065 080 085 090 6 060 080 080 080 Notas 1 Os valores indicados são aplicáveis para uma profundidade de 070 m e uma resistividade térmica do solo de 25 KmW São valores médios para as dimensões dos cabos abrangidos nas Tabelas 36 e 37 Os valores médios arredondados podem apresentar erros médios de até 10 em certos casos Se forem necessários valores mais precisos devese recorrer a ABNT NBR 11301 a distância entre os condutores tomada entre as superfícies externas dos mesmos Os cálculos dos fatores de correção para cada grupo contendo condutores isolados cabos unipolares ou cabos multipolares de diferentes seções nominais dependem da quantidade de condutores ou cabos e da faixa de seções Tais fatores não podem ser tabelados e devem ser calculados caso a caso utilizando por exemplo a NBR 11301 São considerados semelhantes os cabos cujas capacidades de condução de corrente baseiamse na mesma temperatura máxima para serviço contínuo e cujas seções nominais estão contidas no intervalo de três seções normaliza das sucessivas Fatores de agrupamento para linha em eletrodutos enterrados cabos isolados e unipolares NBR 5410 Condutores isolados ou cabos unipolares em eletrodutos Um condutor por eletroduto Tabela 320 Número de circuitos Espaçamento entre dutos a Nula 025 m 050 m 10 m 2 080 090 090 095 3 070 080 085 090 4 065 075 080 090 5 060 070 080 090 6 060 070 080 090 Notas 1 Os valores indicados são aplicáveis para uma profundidade de 070 m e uma resistividade térmica do solo de 25 KmW São valores médios para as dimensões dos cabos abrangidos nas Tabelas 36 e 37 Os valores médios arredondados podem apresentar erros médios de até 10 em certos casos Se forem necessários valores mais precisos devese recorrer a ABNT NBR 11301 2 Devese alertar para restrições e problemas no uso de condutores isolados ou cabos unipolares em eletrodutos metálicos quando se tem um único condutor por eletroduto a distância entre os condutores tomada entre as superfícies externas dos mesmos Número de condutores a ser considerado em função do tipo de circuito NBR 5410 Esquema de condutores vivos do circuito Número de condutores carregados a ser adotado Monofásico a dois condutores 2 Monofásico a três condutores 2 Duas fases sem neutro 2 Duas fases com neutro 3 Trifásico sem neutro 3 Trifásico com neutro 3 ou 4 Tratandose de condutores isolados cabos unipolares ou cabos multipolares de seções diferentes em condutos fechados ou em bandejas leitos prateleiras ou suportes caso não seja viável um cálculo específico devese utilizar a Equação 313 F fator de correção N número de circuitos ou cabos multipolares Devese considerar a Tabela 320 para definir o número de condutores carregados citados nas tabelas de condução de corrente dos condutores No caso particular do condutor neutro de circuitos trifásicos assunto tratado mais adiante quando não houver redução de sua seção em relação ao condutor fase o neutro deve ser computado como condutor carregado Assim em um circuito trifásico com neutro que alimenta cargas com conteúdo harmônico com distorção superior a 15 ou cargas desequilibradas como por exemplo a alimentação de QDL o circuito neutro deve ser considerado como condutor carregado e portanto sujeito ao fator de correção de agrupamento que a norma NBR 5410 considera igual a 086 independentemente do método de instalação que o projetista venha a adotar Este fator deve ser aplicado à capacidade de corrente dos condutores para a condição de três condutores carregados das Tabelas 36 a 39 35115 Condutores em paralelo Dois ou mais condutores podem ser ligados em paralelo na mesma fase atendidas as seguintes prescrições Os condutores devem ter aproximadamente o mesmo comprimento Os condutores devem ter o mesmo tipo de isolação Os condutores devem ser do mesmo material condutor Os condutores devem ter a mesma seção nominal A corrente conduzida por qualquer condutor não deve leválo a uma temperatura superior a sua temperatura máxima para serviço contínuo Tabela 321 Figura 324 If 1774 Sc 70 mm² método de referência B1 da Tabela 36 e método de instalação 42 da Tabela 34 35117 Determinação da seção econômica de um condutor Este assunto está devidamente tratado no Capítulo 15 3512 Critério do limite da queda de tensão Após o dimensionamento da seção do condutor pela capacidade de corrente de carga é necessário saber se esta seção está apropriada para provocar uma queda de tensão no ponto terminal do circuito de acordo com os valores mínimos estabelecidos pela norma NBR 5410 ou obedecendo aos limites definidos pelo projetista para aquela planta em particular e que sejam inferiores aos limites ditados pela norma citada Além da Tabela 321 algumas prescrições devem ser seguidas Os valores das quedas de tensão envolvem todos os circuitos desde os terminais secundários do transformador ou ponto de entrega dependendo do caso até os terminais de carga lâmpadas tomadas motores etc Para maior compreensão veja Figura 326 Em nenhum caso a queda de tensão nos circuitos terminais pode ser superior a 4 Para o cálculo da queda de tensão em um circuito deve ser utilizada a corrente de carga ou corrente de projeto Nos circuitos onde circulam componentes harmônicos devem ser considerados os valores das correntes de diferentes ordens Nos circuitos de motor deve ser considerada a corrente nominal do motor vezes o fator de serviço quando houver Nos circuitos de capacitores devem ser considerados 135 da corrente nominal do capacitor ou banco Nos casos a b e d da Tabela 321 quando as linhas principais da instalação tiverem um comprimento superior a 100 m as quedas de tensão podem ser aumentadas em 0005 por metro de linha superior a 100 m sem que no entanto esta suplementação seja superior a 05 Quedas de tensão superiores aos valores indicados na Tabela 321 podem ser aplicadas para equipamentos com correntes de partida elevadas durante o período de partida desde que permitidos dentro de suas respectivas normas este assunto será detalhado no Capítulo 7 Limites de queda de tensão NBR 5410 Item Tipo da instalação Início da instalação Queda de tensão em da tensão nominal a Instalações alimentadas através de subestação própria Terminais secundários do transformador de MTBT 7 b Instalações alimentadas através de transformador da companhia distribuidora de energia elétrica Terminais secundários do transformador de MTBT quando o ponto de entrega for aí localizado 7 c Instalações alimentadas através da rede secundária de distribuição da companhia distribuidora de energia elétrica Ponto de entrega 5 d Instalações alimentadas através de geração própria grupo gerador Terminais do grupo gerador 7 Condutores em posição plana Figura 325 Figura 326 Condutores em trifólio A queda de tensão nos terminais do dispositivo de partida dos motores elétricos durante o acionamento não deve ser superior a 10 da tensão nominal Podem ser toleradas quedas de tensão superiores a 10 desde que não afetem as demais cargas em operação Para o cálculo da tensão durante o acionamento de um motor considerar o fator de potência igual a 030 35121 Queda de tensão em sistema monofásico FN A seção mínima do condutor de um circuito monofásico pode ser determinada pela queda de tensão de modo simplificado a partir da Equação 316 ρ resistividade do material condutor cobre 156 Ωmm²m Lc comprimento do circuito em m Ic corrente total do circuito em A Vc queda de tensão máxima admitida em projeto em Vfn tensão entre fase e neutro em V 35122 Queda de tensão em sistema trifásico 3F ou 3FN Os valores máximos de queda de tensão atribuídos pela NBR 5410 para unidades consumidoras atendidas por uma subestação referemse somente aos circuitos secundários cuja origem é a própria bucha de baixa tensão do transformador apesar de a origem da instalação ser para efeitos legais o ponto de entrega de energia O Capítulo 12 aborda claramente o assunto indicando o último ponto de responsabilidade da concessionária de energia elétrica e o início do sistema da unidade consumidora A Figura 326 mostra o ponto inicial do circuito a partir do qual devem ser consideradas as quedas de tensão regidas por norma Diferentes trechos de um sistema industrial Convém lembrar que a queda de tensão ΔV é tomada em relação à tensão nominal fasefase Vff da instalação Outrossim existe uma grande diferença entre a queda de tensão em um determinado ponto da instalação e a variação de tensão neste mesmo ponto Ora a queda de tensão em um ponto considerado significa uma redução da tensão em relação a um valor base normalmente A seção mínima do condutor de um circuito trifásico pode ser determinada pela queda de tensão de modo simplificada a partir da Equação 317 Logo a seção do condutor a ser utilizado é de 95 mm² que satisfaz ao mesmo tempo às condições de capacidade de corrente e queda de tensão Figura 327 a Tabela 322 Circuito de distribuição com várias cargas 3513 Critério da capacidade de corrente de curtocircuito Com base na corrente de curtocircuito podemse admitir dois critérios básicos para o dimensionamento da seção do condutor fase Limitação da seção do condutor para uma determinada corrente de curtocircuito No dimensionamento dos condutores é de grande importância o conhecimento do nível das correntes de curtocircuito nos diferentes pontos da instalação isto porque os efeitos térmicos podem afetar o seu isolamento É compreensível que os condutores que foram dimensionados para transportar as correntes de carga em regime normal tenham grandes limitações para transportar as correntes de curtocircuito que podem chegar a 100 vezes as correntes de carga Essa limitação está fundamentada no tempo máximo que o condutor pode funcionar transportando a corrente de defeito Resistência e reatância dos condutores de PVC70 ºC valores médios Seção Impedância de sequência positiva mOhmm Impedância de sequência zero mOhmm Resistência Reatância Resistência Reatância 15 148137 01378 166137 29262 25 88882 01345 106882 28755 4 55518 01279 73552 28349 6 37035 01225 55035 28000 10 22221 01207 40222 27639 16 13899 01173 31890 27173 25 08891 01164 26891 26692 35 06353 01128 24355 26382 50 04450 01127 22450 25991 70 03184 01096 21184 25681 95 02352 01090 20352 25325 120 01868 01076 19868 25104 150 01502 01074 19502 24843 185 01226 01073 19226 24594 Os gráficos das Figuras 328 e 329 respectivamente para os cabos PVC70 C XLPE e EPR permitem determinar Vjf tensão entre fases do sistema em V Tabela 323 352 Critérios para dimensionamento da seção mínima do condutor neutro A NBR 5410 estabelece os critérios básicos para o dimensionamento da seção mínima do condutor neutro O condutor neutro não pode ser comum a mais de 1 um circuito Em circuitos monofásicos a seção do condutor neutro deve ser igual à do condutor fase A seção do condutor neutro em circuito com duas fases e neutro não deve ser inferior à dos condutores fase podendo ser igual à dos condutores fase se a taxa de terceira harmônica e seus múltiplos for superior a 33 Esses níveis de correntes harmônicas são obtidos em circuitos que alimentam equipamentos de tecnologia da informação incluindose computadores A seção do condutor neutro de um circuito trifásico não deve ser inferior à dos condutores fase quando a taxa de terceira harmônica e seus múltiplos for superior a 15 podendo no entanto ser igual à seção dos condutores fase quando a referida taxa de harmônica não for superior a 33 Esses níveis de corrente harmônica podem ser obtidos nos circuitos de iluminação utilizando lâmpadas de descarga como vapor de mercúrio vapor de sódio vapor metálico e fluorescente Quando a seção dos condutores fase de um circuito trifásico com neutro for superior a 25 mm² a seção do condutor neutro pode ser inferior à seção dos condutores fase limitada à seção da Tabela 323 quando as três condições seguintes forem simultaneamente satisfeitas o circuito deve ser presumivelmente equilibrado em serviço normal a corrente das fases não deve conter uma taxa de terceira harmônica e seus múltiplos superior a 15 o condutor neutro deve ser protegido contra sobrecorrente Em um circuito trifásico com neutro ou em um circuito com duas fases e um neutro com taxa de componentes harmônicas superiores a 33 a seção do condutor neutro pode ser maior do que a seção dos condutores fase devido ao valor da corrente que circula no condutor neutro ser maior do que as correntes que circulam nos condutores fase Seção do condutor neutro NBR 5410 Seção dos condutores fase mm² Seção mínima do condutor neutro mm² S 25 S 35 25 50 25 70 35 95 50 120 70 150 70 185 95 240 120 300 150 500 185 A determinação do condutor neutro não é uma tarefa fácil para o projetista devido à necessidade de estimar com segurança as harmônicas de corrente de 3ª ordem nos condutores fase e a circulação de corrente resultante no condutor neutro devido ao desequilíbrio de corrente nas fases Nas condições anteriormente estudadas a seção do condutor neutro deve ser determinada a partir da Equação 321 Fcn fator de correção de corrente de neutro dado na Tabela 324 Ic corrente de projeto em valor eficaz calculado segundo a Equação 314 Tabela 324 Fator de correção para a determinação da corrente de neutro NBR 5410 Taxa de terceiro harmônico Circuito trifásico com neutro Circuito com duas fases e neutro 35 a 35 115 115 36 a 40 119 119 41 a 45 124 123 46 a 50 135 127 51 a 55 145 130 56 a 60 155 134 61 a 65 164 138 Superior a 66 163 141 Devese observar que se a taxa de terceira harmônica for superior a 15 e inferior a 33 como ocorre nos circuitos de iluminação com o uso de reatores eletrônicos a seção do condutor neutro não necessariamente precisa ser superior à dos condutores fase Podese também determinar a corrente do condutor neutro de um circuito polifásico desequilibrado a partir das correntes de fase de acordo com a Equação 322 In I²a I²b I²c Ia Ib Ic Ia Ib Ia Ib Ic correntes que circulam nas fases A B e C respectivamente em A In corrente que circula no condutor neutro em A Para um circuito totalmente equilibrado em que as correntes de fase são iguais o valor de In é nulo conforme se demonstra pela Equação 322 Exemplo de aplicação 311 Calcular a corrente que circula no condutor neutro de um sistema trifásico a quatro fios alimentando cargas exclusivamente monofásicas cujas correntes são I0 50 A I1 70 A e I2 80 A Da Equação 322 temse In 50² 70² 80² 5070 805070 26 A Cabe observar no entanto que a seção do condutor neutro deve ser dimensionada em função da corrente da fase mais carregada que é a de 80 A que dita a seção do condutor fase No caso de circuitos polifásicos e de circuitos monofásicos a três condutores o neutro deve ser dimensionado considerandose a carga da fase mais carregada a partir da seção de fase de 25 mm² A corrente que determina o valor da seção do neutro pode ser expressa através da Equação 323 In DcmVfn cos ψ A Dcm demanda de carga monofásica correspondente à fase mais carregada em W Vfn tensão entre fase e neutro em V Exemplo de aplicação 312 Calcular a seção do condutor neutro de um circuito trifásico TNC que alimenta um CCM ao qual estão ligados quatro motores trifásicos de 20 cv Os cabos isolados em PVC estão dispostos em eletrodo aparente Corrente de carga Ic 4 288 1152 A Seção do condutor fase Sf 3 50 mm² PVC 70 C750 V Tabela 36 coluna B1 justificada pela Tabela 34 método de referência 3 Seção do condutor neutro Sn 1 25 mm² PVC 70 C750 V Tabela 323 535 Critérios para dimensionamento da seção mínima do condutor de proteção Todas as partes metálicas não condutoras de uma instalação devem ser obrigatoriamente aterradas com finalidade funcional ou de proteção O sistema de aterramento deve ser o elemento responsável pelo escoamento a terra de todas as correntes resultantes de defeito na instalação de forma a dar total segurança às pessoas que a operam e dela se utilizam O Capítulo 11 trata especificamente dos sistemas de aterramento e particularmente da malha de terra à qual está ligado o condutor de proteção que será objeto do presente estudo A seção transversal do condutor de proteção poderá ser determinada também pela Equação 324 quando o tempo de atuação do elemento de proteção for inferior a 5 s Sp I²n TcK mm² In valor eficaz da corrente de falta fase e terra que pode atravessar o dispositivo de proteção para uma falta de impedância desprezível em A Tc tempo de eliminação do defeito pelo dispositivo de proteção em s K fator que depende da natureza do metal do condutor de proteção das isolações e outras coberturas e da temperatura inicial e final O valor de K para o condutor de cobre vale Para condutores de proteção providos de isolamento não incorporados em cabos multipolares e não enfiados com outros cabos Nesse caso a temperatura inicial é considerada de 30 C e a final de 160 e 250 C respectivamente para as isolações de PVC EPR ou XLPE Figura 328 Seção mínima dos condutores de fase mm² Seção mínima dos condutores de proteção mm² S 16 S 16 S 35 16 S 35 05 S A temperatura inicial considerada é de 30 ºC É bom lembrar que os condutores de proteção nunca devem ser seccionados inclusive o condutor PEN do sistema TNC e somente fios ou cabos condutores devem ser utilizados para as funções combinadas de condutor de proteção e neutro PEN Para melhor definir a utilização do condutor de proteção do condutor de aterramento e da malha de terra observar a Figura 330 Para determinar a seção e as condições de uso de um condutor de proteção adotar os seguintes princípios definidos na NBR 5410 Um condutor de proteção pode ser comum a vários circuitos de distribuição ou terminais quando estes estiverem contidos em um mesmo conduto dos condutores fase e sua seção seja dimensionada para a mais severa corrente de curtocircuito presumida e o mais longo tempo de atuação do dispositivo de seccionamento automático ou ainda determinada de acordo com a Tabela 325 Capacidade máxima da corrente de curtocircuito Se o condutor de proteção não fizer parte do mesmo cabo ou do mesmo invólucro dos condutores fase a sua seção não deverá ser inferior a 25 mm² se for protegido mecanicamente 4 mm² se não for protegido mecanicamente Podemse usar como condutor de proteção os seguintes elementos veias de cabos multipolares condutores isolados ou cabos unipolares em um invólucro comum ao dos condutores vivos armações coberturas metálicas ou blindagens de cabos eletrodutos metálicos e outros condutos metálicos desde que a sua continuidade elétrica seja assegurada dentro das condições normativas e que a sua condutância seja pelo menos igual àquela prevista na referida norma Os elementos estranhos à instalação tais como as armações de ferro do concreto armado somente obedecendo a certas condições podem ser utilizados como condutor de proteção porém nunca devem ser aplicados na função combinada de neutro e de condutor de proteção Figura 329 Nos esquemas TN as funções de condutor de proteção e de condutor neutro poderão ser combinadas quando o condutor de proteção tiver uma seção maior ou igual a 10 mm² em cobre nas instalações fixas observandose que o condutor PEN deve ser separado a partir do ponto de entrada da linha da edificação O condutor PEN deve ser isolado para tensões elevadas a que possa ser submetido a fim de evitar fugas de corrente entretanto no interior de quadros e conjuntos de controle o condutor PEN não precisa ser isolado Se a partir de um ponto qualquer da instalação o condutor neutro e o condutor de proteção forem separados não será permitido religálos após esse ponto Capacidade máxima da corrente de curtocircuito Os seguintes elementos não podem ser utilizados como condutor de proteção as canalizações metálicas de água e gás tubulações de água tubulações de gases ou líquidos combustíveis ou inflamáveis elementos de construção sujeitos a esforços mecânicos em serviço normal eletrodutos flexíveis exceto quando concebidos para esse fim armadura de concreto estrutura e elementos metálicos da edificação Os condutores de equipotencialidade da ligação equipotencial principal devem possuir seções que não sejam inferiores à metade da seção do condutor de proteção de maior seção da instalação com um mínimo de 6 mm² No entanto a seção do condutor neutro pode ser limitada a 25 mm² para condutores de cobre ou seção equivalente se esta for de outro material Exemplo de aplicação 313 Determinar o condutor de proteção de um circuito de distribuição que liga o QGF ao CCM sabendose que os condutores fase são de 70 mm² isolados em PVC70 ºC Da Tabela 325 temse Sp 05 Sf 05 70 35 mm² Utilizandose a Equação 324 considerandose que a corrente de curtocircuito franco monopolar no CCM seja de 9500 A o tempo de atuação da proteção seja de 80 ms e que o condutor de proteção esteja no mesmo eletroduto dos condutores fase temse K 143 Tc 80 ms 008 s Logo poderá ser adotada a seção de Sp 25 mm² 36 Condutores de média tensão Nas instalações industriais de pequeno e médio portes a utilização de condutores primários tensão superior a 1 kV se dá basicamente no ramal subterrâneo que interliga a rede de distribuição aérea da concessionária com a subestação consumidora da instalação conforme se pode observar em várias figuras do Capítulo 12 Em indústrias de maior porte porém é grande a aplicação de condutores primários em cabo unipolar alimentando as várias subestações de potência existentes em diferentes pontos da planta industrial O dimensionamento dos condutores de média tensão implica o conhecimento dos Tipos de Linhas Elétricas dados na Tabela 326 de acordo com a NBR 14039 a partir dos quais podem ser conhecidos os Métodos de Referência da instalação dos condutores para os quais a capacidade de condução de corrente foi determinada por cálculo A Tabela 327 fornece os métodos de referência estabelecidos pela NBR 140392003 Para o entendimento dos métodos de referência devem ser observadas as seguintes condições previstas pela NBR 140392003 Nos métodos A e B o cabo é instalado com convecção livre sendo a distância a qualquer superfície adjacente no mínimo 05 vez o diâmetro externo do cabo para cabo unipolar ou no mínimo 03 vez o diâmetro externo do cabo para cabo tripolar Nos métodos C e D o cabo é instalado em canaleta fechada com 50 cm de largura e 50 cm de profundidade sendo a distância a qualquer superfície adjacente no mínimo 05 vez o diâmetro externo do cabo para cabo unipolar ou no mínimo 03 vez o diâmetro externo do cabo para cabo tripolar No método E o cabo é instalado em um eletroduto não condutor e a distância a qualquer superfície adjacente deve ser de no mínimo 03 vez o diâmetro externo do eletroduto sem levar em consideração o efeito da radiação solar direta No método F os cabos unipolares são instalados em um eletroduto não condutor e os cabos tripolares em eletrodutos não condutores metálicos no solo de resistividade térmica de 25 KmW a uma profundidade de 09 m Foi considerado no caso de banco de duto largura de 03 m e altura de 03 m com resistividade térmica de 12 KmW No método G os cabos unipolares são instalados em eletrodutos não condutores espaçados do duto adjacente o equivalente a uma vez o diâmetro externo do duto no solo de resistividade térmica de 25 KmW a uma profundidade de 090 m Foi considerado no caso de banco de duto largura de 05 m e altura de 05 m com quatro dutos e com resistividade térmica de 12 KmW No método H o cabo é instalado diretamente no solo de resistividade térmica de 25 KmW a uma profundidade de 090 No método I o cabo é instalado diretamente no solo de resistividade térmica de 25 KmW a uma profundidade de 090 m e o espaçamento entre os cabos unipolares deve ser no mínimo igual ao diâmetro externo do cabo Para se determinar a capacidade de corrente de um condutor de média tensão devese recorrer às Tabelas 328 e 329 para cabos de cobre unipolares e multipolares e diferentes métodos de referência Cabos unipolares e multipolares condutor de cobre isolação XLPE e EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 90 ºC Temperatura ambiente 30 ºC e 20 ºC para instalações subterrâneas 361 Fatores de correção de corrente Da mesma forma que os condutores secundários os condutores primários quando submetidos a condições ambientais diferentes daquelas para as quais foram calculadas as suas capacidades de corrente nominal devem sofrer alterações nos valores de condução de corrente de maneira que a temperatura máxima permitida não ultrapasse os limites estabelecidos por norma Cabos unipolares e multipolares condutor de cobre isolação EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 105 ºC no condutor Temperatura ambiente 30 ºC e 20 ºC para instalações subterrâneas 3611 Temperatura ambiente Tabela 326 Tabela 327 Para o cálculo das tabelas apresentadas foram consideradas as temperaturas médias de 20 ºC para o solo e de 30ºC para canaletas eletrodutos e ar livre Se a temperatura no local de instalação dos cabos for diferente daquelas tomadas como referência os valores de corrente devem ser multiplicados pelos fatores de correção estabelecidos na Tabela 330 Tipos de linhas elétricas NBR 14039 Método de instalação número Descrição Método de referência a utilizar para a capacidade de condução de corrente 1 Três cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar ao ar livre A 2 Três cabos unipolares espaçados ao ar livre B 3 Três cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar em canaleta fechada no solo C 4 Três cabos unipolares espaçados em canaleta fechada no solo D 5 Três cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar em eletroduto ao ar livre E 6 Três cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar em banco de dutos ou eletroduto enterrado no solo F 7 Três cabos unipolares em banco de dutos ou eletrodutos enterrados e espaçados um cabo por duto ou eletroduto não condutor G 8 Três cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar diretamente enterrados H 9 Três cabos unipolares espaçados diretamente enterrados I Métodos de referência NBR 14039 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 Tabela 328 Cabos unipolares espaçados diretamente enterrados I 3612 Agrupamento de cabos Quando os cabos estão agrupados de modos diferentes daqueles apresentados nas tabelas de capacidade de condução de corrente Tabelas 328 e 329 é necessário que se apliquem fatores de correção de corrente para agrupamento de cabos de forma a determinar a ampacidade dos condutores que satisfaça as novas condições de instalação Os fatores de agrupamento para os diferentes métodos de referência estão dados nas Tabelas 332 a 336 extraídos da NBR 14039 3613 Resistividade térmica do solo Nas Tabelas 335 e 336 as capacidades de condução de corrente indicadas para linhas subterrâneas são válidas para uma resistividade térmica do solo de 25 KmW Para os cabos instalados em dutos subterrâneos ou diretamente enterrados o valor da resistividade média do solo adotado é de 25 KmW Quando a resistividade térmica do solo for diferente do valor anteriormente mencionado considerando solos de característica seca a capacidade de corrente dos condutores pode ser determinada de acordo com a Tabela 337 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 XLPE e EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 90 ºC Temperatura ambiente 30 ºC e 20 ºC para instalações subterrâneas Tensão Métodos de instalação para linhas elétricas Seção m² A B C D E F G H I Tensão nominal menor ou igual a 8715 kV 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 95 337 407 294 336 243 184 213 218 250 120 390 470 338 384 278 209 241 247 281 150 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 Tabela 329 1000 1265 1571 996 1126 828 555 678 666 706 Tensão nominal maior que 8715 kV 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 95 341 394 297 329 247 186 215 219 250 120 393 454 340 375 283 211 244 248 281 150 448 516 385 423 320 236 273 278 311 185 513 595 437 482 363 265 307 312 347 240 604 702 510 560 425 306 355 360 395 300 690 802 578 633 481 342 398 404 439 400 800 933 661 723 550 386 452 457 491 500 912 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 Capacidade de condução de corrente em ampères para os métodos de referência A B C D E F G H e I NBR 14039 Cabos unipolares e multipolares condutor de cobre isolação EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 105 ºC no condutor Temperatura ambiente 30 ºC e 20 ºC para instalações subterrâneas Tensão Métodos de instalação para linhas elétricas Seção mm² A B C D E F G H I Tensão nominal menor ou igual a 8715 kV 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 20 229 235 270 120 435 523 375 425 313 227 260 266 303 Tabela 330 150 496 596 424 479 354 254 291 298 336 185 568 683 482 543 403 286 328 335 375 240 672 802 564 630 472 330 379 387 427 300 767 918 639 712 535 369 426 434 473 400 890 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 Tensão nominal maior que 8715 kV 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 95 379 436 329 362 278 202 232 236 269 120 438 503 377 414 319 229 263 267 303 150 498 572 426 467 360 256 294 299 336 185 571 660 484 532 409 288 331 337 375 240 672 779 565 619 479 332 383 389 427 300 768 891 641 699 542 372 430 436 475 400 891 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 Fatores de correção para temperaturas ambientes diferentes de 30 ºC para linhas não subterrâneas NBR 14039 Temperatura ambiente em ºC Isolação EPR ou XLPE EPR 105 10 115 113 15 112 110 20 108 106 Tabela 331 25 104 103 35 096 097 40 096 093 45 087 089 50 082 086 55 076 082 60 071 077 65 065 073 70 058 068 75 050 063 80 041 058 Fatores de correção para temperaturas do solo diferentes de 20 ºC para linhas subterrâneas NBR 14039 Temperatura do solo em ºC Isolação PVC EPR ou XLPE 10 107 106 15 104 103 25 096 097 30 093 094 35 089 091 40 085 087 45 080 084 50 076 080 55 071 076 60 065 072 65 060 068 70 053 064 75 046 059 80 038 054 Figura 330 Tabela 332 Demonstração de um sistema de aterramento industrial Exemplo de aplicação 314 Determinar a seção de um condutor primário de um circuito trifásico com isolação de XLPE isolação XLPE tensão nominal de 8715 kV sabendo que a sua instalação é em bandeja alimentando uma carga de 65 MVA e que está agrupado com mais um circuito trifásico na mesma bandeja cujos cabos unipolares estão dispostos em camada única separados por uma distância igual ao seu diâmetro Aplicandose o fator de correção de agrupamento de valor igual a 097 dado na Tabela 332 considerando duas ternas de cabos e uma bandeja temse A partir da Tabela 329 e consultando a coluna correspondente ao método de referência B obtémse a seção do condutor Sc 70 mm² isolação XLPE 8715 kV Fatores de correção para cabos unipolares espaçados ao ar livre a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência B NBR 14039 Agrupamento de cabos em sistemas trifásicos instalados em ambientes abertos e ventilados Estes valores são válidos desde que os cabos mantenham as disposições de instalação propostas Número de ternas 3 2 3 Instalação em bandejas Número de bandejas Fator de correção fa 1 100 097 096 2 097 094 093 3 096 093 092 6 094 091 090 Instalação vertical 094 091 089 a b a Tabela 333 Casos em que não há necessidade de correção No caso de instalações em plano aumentandose a distância entre os cabos deduzse o aquecimento mútuo Entretanto simultaneamente aumentase as perdas nas blindagens metálicas Por isso tornase impossível dar indicação sobre disposição para as quais não há necessidade de fator de correção Notas 1 Esses fatores são aplicáveis a grupo de cabos uniformemente carregados 2 Os valores indicados são medidos para a faixa usual de seções nominais com dispersão geralmente inferior a 5 37 Barramentos Os barramentos são elementos de seção transversal normalmente de formato retangular ou circular instalados no interior de quadros de comando ou em subestações abrigadas blindadas e ao tempo com a finalidade de coletar as correntes que chegam da fonte e distribuílas aos diversos alimentadores a eles conectados Podem ser construídos em cobre ou alumínio Os barramentos podem ser caracterizados por dois diferentes tipos Barramentos de fabricação específica São aqueles construídos com a utilização de barras chatas circulares ou tubos de segmento contínuo de cobre ou alumínio não isolado cortado nas dimensões justas para uma finalidade específica ou seja aplicação em painéis elétricos subestações blindadas abrigadas e ao tempo conforme mostrado no volume II Barramentos préfabricados ou dutos de barra São aqueles construídos de vários segmentos préfabricados e conectáveis formando vários tipos de derivação junções etc normalmente protegidos por um invólucro metálico ou de material plástico rígido empregados em circuitos de elevadas correntes de carga conectando normalmente o Quadro Geral de Força da Subestação aos Centros de Controle de Motores conforme mostrado na Figura 331 As tabelas com as características das barras de cobre retangulares redondas ou tubulares constam da norma DIN 43671 Já as características das barras de alumínio retangulares e tubulares constam da norma DIN 43670 371 Barramentos retangulares de cobre São aqueles empregados normalmente em painéis metálicos de baixa e média tensão dimensionados de acordo com a corrente de carga conforme a Tabela 338 e os esforços eletrodinâmicos das correntes de curtocircuito Barramentos de fabricação específica Fatores de correção para cabos unipolares em trifólio ao ar livre a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência A NBR 14039 Agrupamento de cabos em sistemas trifásicos instalados em ambientes abertos e ventilados Estes valores são válidos desde que os cabos mantenham as disposições de instalação propostas Número de ternas 1 2 3 Instalação em bandejas Número de bandejas Fator de correção Fc 1 100 098 096 2 100 095 093 3 100 094 092 6 100 093 090 Instalação vertical 100 093 090 Casos em que não há necessidade de correção Número qualquer de ternas Notas 1 Esses fatores são aplicáveis a grupo de cabos uniformemente carregados 2 Os valores indicados são medidos para a faixa usual de seções nominais com dispersão geralmente inferior a 5 Se o barramento é pintado as correntes nominais podem ser acrescidas de um fator de multiplicação K 12 Neste caso há maior dissipação de calor através da superfície das barras em função da cor normalmente mais clara da tinta de cobertura A Tabela 338 fornece as capacidades de corrente para diferentes barras retangulares de cobre nu 372 Barramentos redondos maciços de cobre São aqueles constituídos de barras circulares maciças de cobre de diferentes seções transversais destinados normalmente a subestações de média tensão abrigadas ou ao tempo cujas capacidades de corrente nominal são dadas na Tabela 339 373 Barramentos tubulares de cobre São constituídos de tubos de cobre de diferentes seções circulares empregados normalmente em subestações de altatensão localizadas em ambientes agressivos marítimos ou industriais conforme aplicados no volume II 374 Barramentos préfabricados ou dutos de barra Tabela 334 São fabricados em cobre ou alumínio sendo as barras suportadas por isoladores apropriados e contidos em um invólucro geralmente fabricado de material isolante rígido Fatores de correção para cabos tripolares ao ar livre a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência A NBR 14039 Agrupamento de cabos em sistemas trifásicos instalados em ambientes abertos e ventilados Estes valores são válidos desde que os cabos mantenham as disposições de instalação propostas Número de cabos 1 2 3 6 9 Instalação em bandejas Número de bandejas Fator de correção fa 1 100 098 096 093 092 2 100 095 093 090 089 3 100 094 092 089 088 6 100 093 090 087 086 Instalação vertical 10 10 090 087 087 Casos em que não há necessidade de correção Número qualquer de cabos Notas 1 Esses fatores são aplicáveis a grupo de cabos uniformemente carregados 2 Os valores indicados são medidos para a faixa usual de seções nominais com dispersão geralmente inferior a 5 Os dutos de barra muitas vezes chamados de busway são fabricados em tamanhos padronizados e possuem vários acessórios complementares como curvas ângulos emendas todos também modulares São muitas as variedades de construção sendo que os condutores podem ser constituídos de barras retangulares ou cilíndricas ocas ou maciças Além disso os condutores podem ser recobertos por uma fina camada de prata em toda a sua extensão ou somente nos pontos de conexão Os dutos de barra podem ser ventilados ou não dependendo do local de sua utilização Somente devem ser empregados em instalações aparentes Os dutos de barra têm emprego em geral na ligação entre o Quadro de Distribuição Geral e os Quadros de Distribuição de Circuitos Terminais Os dutos de barra têm a vantagem de apresentar uma baixa impedância e consequentemente uma baixa queda de tensão Tabela 335 Por causa do seu custo elevado em relação aos condutorescondutos somente devem ser aplicados em circuitos com elevada corrente de carga quando esta relação de custo tornase atraente economicamente A Figura 331 mostra a aplicação prática de um duto de barra Já a Tabela 340 fornece os valores de capacidade de corrente nominais para barramentos préfabricados ou busway Fatores de correção para cabos unipolares e cabos tripolares em banco de dutos a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência F e G NBR 14039 Fatores de correção para cabos unipolares e cabos tripolares em banco de dutos a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência F e G Multiplicar pelos valores do método de referência G um cabo unipolar por duto Até seções 95 mm² inclusive 100 090 082 Acima 95 mm² 100 087 077 Multiplicar pelos valores do método de referência F três cabos unipolares em trifólio por duto Até seções 95 mm² inclusive 091 085 079 Acima 95 mm² 088 081 073 Multiplicar pelos valores do método de referência F três cabos unipolares em trifólio por duto Até seções 95 mm² inclusive 091 085 079 Acima 95 mm² 088 081 073 Notas 1 Os valores indicados são aplicáveis para uma resistividade térmica do solo de 09 KmW São valores médios para as mesmas dimensões dos cabos utilizados nas colunas F e G das Tabelas 328 e 329 Os valores médios arredondados podem apresentar erros de 10 em certos casos Se forem necessários valores mais precisos ou para outras configurações devese recorrer à NBR 11301 2 Dimensões a 76 cm b 48 cm c 20 cm e d 68 cm 38 Dimensionamentos de dutos Condutos é o nome genérico que se dá aos elementos utilizados para a instalação dos condutores elétricos A aplicação e o dimensionamento dos condutos merecem uma grande atenção por parte do instalador De forma geral alguns princípios básicos devem ser seguidos Nos condutos fechados todos os condutores vivos fase e neutro pertencentes a um mesmo circuito devem ser agrupados em um mesmo conduto eletroduto calha bandeja etc Tabela 336 Não se deve instalar cada fase de um mesmo circuito em diferentes eletrodutos de ferro galvanizado dutos magnéticos Caso contrário devido à intensa magnetização resultante cujo valor é diretamente proporcional à corrente de carga do cabo os eletrodutos sofrerão um elevado aquecimento devido ao efeito magnético que poderá danificar a isolação dos condutores Os condutos fechados somente devem conter mais de um circuito nas seguintes condições simultaneamente atendidas todos os circuitos devem se originar de um mesmo dispositivo geral de manobra e proteção as seções dos condutores devem estar dentro de um intervalo de três valores normalizados sucessivos como exemplo podese citar o caso de cabos cujos circuitos podem ser agrupados em um mesmo eletroduto 16 25 e 35 mm² os condutores isolados ou cabos isolados devem ter a mesma temperatura máxima para serviço contínuo todos os condutores devem ser isolados para a mais altatensão nominal presente no conduto Fatores de correção para cabos unipolares e cabos tripolares em banco de dutos a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência H e I NBR 14039 Fatores de correção para cabos unipolares e cabos tripolares em banco de dutos a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência H e I Multiplicar pelos valores do método de referência I cabos unipolares espaçados diretamente enterrados Até seções 95 mm² inclusive 100 087 08 Acima 95 mm² 100 085 078 Multiplicar pelos valores do método de referência H cabos unipolares em trifólio diretamente enterrados Até seções 95 mm² inclusive 086 079 071 Acima 95 mm² 083 076 067 Multiplicar pelos valores do método de referência H cabo tripolar diretamente enterrado Até seções 95 mm² inclusive 086 079 071 Acima 95 mm² 083 076 067 Notas 1 Os valores indicados são aplicáveis para uma resistividade térmica do solo de 25 KmW São valores médios para as mesmas dimensões dos cabos utilizados nas colunas H e I das Tabelas 328 e 329 Os valores médios arredondados podem apresentar erros de 10 em certos casos Se forem necessários valores mais precisos ou para outras configurações devese recorrer à NBR 11301 2 Dimensões para todas as configurações ver desenho 381 Eletrodutos São utilizados eletrodutos de PVC ou de ferro galvanizado Os primeiros são em geral aplicados embutidos em paredes pisos ou tetos Os segundos são geralmente utilizados em instalações aparentes ou embutidos quando se necessita de uma proteção Tabela 337 Tabela 338 mecânica adequada para o circuito Os eletrodutos de ferro galvanizado não devem possuir costura longitudinal e suas paredes internas devem ser perfeitamente lisas livres de quaisquer pontos resultantes de uma galvanização imperfeita Ademais cuidados devem ser tomados quanto às luvas e curvas Quaisquer saliências podem danificar a isolação dos condutores A utilização de eletrodutos deve seguir os seguintes critérios Dentro de eletrodutos só devem ser instalados condutores isolados cabos unipolares ou cabos multipolares admitindose a utilização de condutor nu em eletroduto isolante exclusivo quando tal condutor se destinar a aterramento O diâmetro externo do eletroduto deve ser igual ou superior a 16 mm Em instalações internas onde não haja trânsito de veículos pesados os eletrodutos de PVC devem ser enterrados a uma profundidade não inferior a 025 m Em instalações externas sujeitas a tráfego de veículos leves os eletrodutos de PVC devem ser enterrados a uma profundidade não inferior a 045 m Para profundidades inferiores é necessário envelopar o eletroduto em concreto Em instalações externas sujeitas a trânsito de veículos pesados os eletrodutos de PVC devem ser enterrados a uma profundidade não inferior a 045 m protegidos por placa de concreto ou envelopados Costumase nestes casos utilizar eletrodutos de ferro galvanizado Os eletrodutos aparentes devem ser firmemente fixados a uma distância máxima de acordo com as Tabelas 341 e 342 É vedado o uso como eletroduto de produtos que não sejam expressamente apresentados comercialmente como tal Somente devem ser utilizados eletrodutos não propagantes de chama Fatores de correção para cabos contidos em eletrodutos enterrados no solo ou diretamente enterrados com resistividades térmicas diferentes de 25 KmW a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência F G H e I NBR 14039 Resistividade térmica KmW 1 15 2 3 Fator de correção dos métodos F e G 125 115 107 094 Fator de correção dos métodos H e I 146 124 11 092 Capacidade de corrente para barras retangulares de cobre Barras de cobre retangular para uso interior Largura Espessura Seção Peso Resistência Reatância Capacidade de corrente permanente A mm mm mm2 kgm mOhmm mOhmm Barra pintada Barra nua Número de barras por fase 1 2 3 1 2 3 12 2 235 0209 09297 02859 123 202 228 108 182 216 15 2 295 0262 07406 02774 148 240 261 128 212 247 3 445 0396 04909 02619 187 316 381 162 282 361 20 2 395 0351 05531 02664 189 302 313 162 264 298 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 30 3 895 0796 02441 02355 337 544 593 285 476 564 Tabela 339 5 1400 1330 01561 02187 447 760 944 379 627 896 10 2990 2660 00731 01900 676 1200 1670 573 1060 1480 40 3 1190 1050 01836 02248 435 692 725 366 600 690 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 65 C Temperatura ambiente 35 C Afastamento entre as barras paralelas igual à espessura Distância entre as barras 75 cm Posição das barras vertical Distâncias entre os centros de fases 080 vez o afastamento entre fases Capacidade de corrente para barras redondas de cobre Barras redondas de cobre Diâmetro externo mm Seção Peso Resistência Reatância Capacidade de corrente permanente mm mm² kgm mOhmm mOhmm Barra pintada Barra nua A A 5 196 0175 01146 02928 95 85 8 503 0447 04343 02572 179 159 10 785 0699 02893 02405 243 213 16 2010 179 01086 02050 464 401 20 3140 280 00695 01882 629 539 Tabela 340 Capacidade de corrente para barramentos blindados de cobre Número de barras por fase Seção da barra mm² Capacidade de corrente a 35 C A Fase Neutro A 10 40 10 40 750 10 60 10 40 1000 10 80 10 40 1250 10 100 10 40 1550 10 120 10 60 1800 10 60 10 60 1650 10 80 10 80 2000 10 100 10 100 2400 10 120 10 120 2800 1 Para espaçamento entre barras maiores do que 2D na horizontal não é necessário aplicar os fatores de redução visto que o aquecimento mútuo é desprezível 2 os valores de resistência e reatância são aproximados 3 o grau de proteção do barramento IP 31 uso interno 4 distância entre as barras é de 200 mm Tabela 341 Distância máxima entre elementos de fixação de eletrodutos rígidos metálicos Tamanho do eletroduto em polegadas Distância máxima entre elementos de fixação m 12 34 300 1 370 1 14 1 12 430 2 2 12 480 600 Tabela 342 Distância máxima entre elementos de fixação de eletrodutos rígidos isolantes Diâmetro nominal do eletroduto mm Distância máxima entre elementos de fixação 16 32 090 40 60 150 75 85 180 Nos eletrodutos só devem ser instalados condutores isolados cabos unipolares ou cabos multipolares admitindose a utilização de condutor nu em eletroduto isolante exclusivo quando tal condutor se destinar a aterramento A taxa máxima de ocupação em relação à área da seção transversal dos eletrodutos não deve ser superior a 53 no caso de um único condutor ou cabo 31 no caso de dois condutores ou cabos 40 no caso de três ou mais condutores ou cabos O diâmetro externo dos eletrodutos deve ser igual ou superior a 16 mm Não deve haver trechos contínuos sem interposição de caixas de derivação ou aparelhos retilíneos de tubulação maiores do que 15 m para linhas internas e de 30 m para áreas externas às edificações Nos trechos com curvas os espaçamentos anteriores devem ser reduzidos de 3 m para cada curva de 90º Quando o ramal de eletrodutos passar obrigatoriamente através de áreas inacessíveis impedindo assim o emprego de caixas de derivação esta distância pode ser aumentada desde que se proceda da seguinte forma para cada 6 m ou fração de aumento dessa distância utilizase um eletroduto de diâmetro ou tamanho nominal imediatamente superior ao do eletroduto que normalmente seria empregado para o número e tipo de condutores em cada trecho de tubulação entre duas caixas entre extremidades ou entre extremidade e caixa podem ser previstas no máximo três curvas de 90º ou seu equivalente até no máximo 270º Em nenhum caso devem ser previstas curvas com deflexão maior do que 90º Em cada trecho de tubulação delimitado de um lado e de outro por caixa ou extremidade de linha qualquer que seja essa combinação caixaextremidade ou extremidadeextremidade podem ser instaladas no máximo três curvas de 90º ou seu equivalente até no máximo 270º em nenhuma hipótese devem ser instaladas curvas com deflexão superior a 90º Devem ser empregadas caixas de derivação nos seguintes casos em todos os pontos de entrada e saída dos condutores da tubulação exceto nos pontos de transição ou passagem de linhas abertas para linhas em eletrodutos os quais nestes casos devem ser rematados com buchas em todos os pontos de emenda ou derivação de condutores os condutores devem formar trechos contínuos entre as caixas de derivação isto é não deve haver emendas dos condutores no interior do eletroduto as emendas e derivações devem ficar no interior das caixas Para facilitar o puxamento dos condutores no interior dos eletrodutos podem ser utilizados os guias de puxamento eou talco e lubrificantes apropriados que não danifiquem a capa de proteção eou a isolação dos condutores A área da seção transversal interna dos eletrodutos ocupada pelos cabos deve estar de acordo com a Tabela 343 A área útil ocupável pelos condutores pode ser determinada a partir da Equação 325 De diâmetro externo do eletroduto em mm ΔDe variação do diâmetro externo em mm Ep espessura da parede do eletroduto em mm Todas as dimensões dos condutores anteriormente mencionadas estão contidas na Tabela 344 Exemplo de aplicação 315 Determinar a área útil compatível de um eletroduto de PVC rígido tamanho 50 classe B De 594 mm Tabela 343 ΔDe 04 mm Tabela 343 Ep 31 mm Tabela 343 Tabela 343 Portanto para se determinar a área ocupada pelos condutores de um circuito típico e o consequente tamanho nominal do eletroduto basta aplicar a Equação 326 Scond seção ocupada pelos condutores em mm² Ncf número de condutores fase Ncn número de condutores neutro Ncp número de condutores de proteção Dcf diâmetro externo dos condutores fase em mm Dcn diâmetro externo dos condutores neutro em mm Dcp diâmetro externo dos condutores de proteção em mm Áreas dos eletrodutos rígidos ocupáveis pelos cabos Eletrodutos rígidos de PVC do tipo rosqueado DAISA NBR 6150 Dimensões do eletroduto Área ocupável pelos cabos Tamanho Rosca Diâmetro externo Espessura da parede Área útil 2 cabos 31 3 cabos 40 Classe A Classe B Classe A Classe B Classe A Classe B Classe A Classe B pol mm mm mm mm² mm² mm² mm² mm² mm² 16 12 211 03 250 180 196 232 60 71 79 93 20 34 262 03 260 230 336 356 104 110 135 143 25 1 332 03 320 270 551 593 170 183 221 238 32 1 14 422 03 360 290 945 1023 282 317 378 410 40 1 12 478 04 400 300 1219 1346 377 417 488 539 50 2 594 04 460 310 1947 2189 603 678 779 876 65 2 12 751 04 550 380 3186 3536 987 1096 1275 1415 80 3 880 04 620 400 4441 4976 1396 1542 1777 1990 100 4 1143 04 500 8478 2628 3391 Eletrodutos rígidos de açocarbono NBR 5597 Dimensões do eletroduto Área ocupável pelos cabos Tamanho Rosca Diâmetro externo Espessura da parede Área útil 2 cabos 31 3 cabos 40 Extra Pesada Extra Pesada Extra Pesada Extra Pesada pol mm mm mm mm² mm² mm² mm² mm² mm² 10 38 171 038 225 200 118 127 36 40 47 51 15 12 213 038 265 225 192 212 60 65 77 85 Para maior facilidade de consulta a Tabela 348 fornece diretamente a área ocupada pelos cabos PVC XLPE e EPR É prática comum a construção de pequenas médias e grandes instalações industriais utilizando materiais de concreto prémoldados Após a construção do prédio iniciase o processo de execução das instalações de serviço água esgoto luz etc Este procedimento visa reduzir os custos de construção Para isso é necessário que sejam utilizados nos projetos das instalações de serviços materiais apropriados No caso das instalações elétricas são utilizados os eletrodutos de ferro galvanizado associados a diferentes tipos de conduletes conforme pode ser mostrado na Figura 332 a b c e d e caixas de ligação e de passagem de acordo com a Figura 332 e e f As instalações tornamse relativamente simples e é fácil manutenção já que praticamente todas as tubulações e demais acessórios são fixados e montados nas paredes e no teto de forma aparente Esta forma de instalação é por demais utilizada em unidades fabris dotadas de motores instalados em estruturas metálicas tais como usina de álcool refinarias e congêneres A ligação dos motores em instalações industriais com a utilização de eletrodutos enterrados no piso normalmente é executada de acordo com a Figura 333 Esse tipo de ligação é muito utilizado em ambientes onde não é apropriado o uso de canaletas devido à presença de líquidos no piso 35 7 695 12 96 12 1200 50 19 827 14 113 14 1390 70 19 975 14 129 14 1550 95 19 1142 16 151 16 1770 120 37 1223 16 165 16 1920 150 37 1433 18 185 18 2140 185 37 1605 20 207 20 2380 240 61 1827 22 234 22 2670 300 61 2046 24 260 24 2950 400 61 2365 26 297 26 3350 500 61 2671 28 333 28 3730 630 61 2926 30 362 30 4025 Exemplo de aplicação 316 Determinar a área da seção transversal de um eletroduto de açocarbono parede pesada que contém um circuito trifásico a cinco condutores 3F N PE em cabo isolado em PVC de seções transversais iguais a 120 mm² 70 mm² e 70 mm² respectivamente Selet 2 ½ Tabela 343 Ncf 3 Ncn 1 Ncp 1 Dcf 165 mm Tabela 343 cabos com isolação em PVC Dcn 129 mm Tabela 343 cabos com isolação em PVC Dcp 129 mm Tabela 343 cabos com isolação em PVC Pela Tabela 345 podese obter o mesmo resultado com maior simplicidade Selet S120 S70 S70 Scond 3 2138 1307 1307 9028 mm² Considerando que o eletroduto tem o percurso dado na Figura 332 então o seu novo diâmetro será Comprimento total do trecho Ct 3 6 3 21 m Figura 331 Distância máxima permitida considerandose as duas curvas da Figura 334 Dma 15 32 9 m Diferença entre o comprimento total do trecho e a distância máxima permitida Dtma Ct Dma 21 9 12 m Fração de aumentos para cada 6 m Diâmetro dos eletrodutos A B 6 m 65 2 1 2 B C 6 m 65 2 1 2 C D 6 m 80 3 D E 3 m 90 3 1 2 Logo o eletroduto do trecho A E nas aplicações práticas será de tamanho 90 mm 3 12 Exemplo de aplicação de dutos de barras Figura 332 Tabela 345 Acessórios metálicos para instalações exteriores com eletroduto Área ocupada pelos cabos Seção mm2 Área total mm2 Seção mm2 Área total mm2 PVC XLPE ou EPR PVC XLPE ou EPR Isolado Unipolar Isolado Unipolar 15 70 237 237 70 1307 1887 1887 25 107 282 282 95 1797 2460 2460 4 145 363 363 120 2138 2895 2895 6 188 418 418 150 2688 3596 3596 10 273 502 502 185 3365 4448 4448 16 374 636 636 240 4300 5599 5599 25 567 916 916 300 5309 6835 6835 35 723 1131 1131 400 6928 8814 8814 Figura 333 Figura 334 50 1038 1517 1517 500 8709 10927 10927 Instalação de eletroduto para alimentação de um motor 382 Canaletas no solo Sua construção é feita normalmente ao nível do solo têm paredes de tijolos revestidos de massa de alvenaria ou podem ser construídas de concreto Nas instalações em canaletas devese evitar a penetração de líquidos Quando isso não for possível os cabos devem ser instalados no interior de eletrodutos estanques As canaletas na maioria dos casos são construídas em alvenaria Neste caso devemse aproveitar as dimensões padronizadas do tijolo para construílas mesmo que isto resulte em uma canaleta com seção superior ao mínimo calculado Percurso de um eletroduto e curvas correspondentes Os cabos instalados em canaletas de preferência devem ser dispostos em uma só camada Os cabos também podem ser instalados em prateleiras dispostas em diferentes níveis da canaleta ou diretamente em suas paredes Os cabos devem ocupar no Figura 335 máximo 30 da área útil da canaleta Por exemplo a seção transversal de uma canaleta onde estão instalados 21 cabos unipolares de seção de 120 mm2 diâmetro externo igual a 1920 mm Tabela 344 deve ser A canaleta no solo deve ter no mínimo as dimensões de 200 105 mm ou seja 21000 mm2 São de larga utilização em indústrias com grande número de máquinas dispostas regularmente cujo ponto de alimentação seja relativamente próximo ao piso Sua utilização deve satisfazer aos seguintes princípios Nas canaletas no solo só devem ser utilizados cabos unipolares ou cabos multipolares Os condutores isolados podem ser utilizados desde que contidos em eletrodutos Não é conveniente a utilização de canaletas no solo em locais em que haja a possibilidade da presença de água ou de outros líquidos no piso como no caso de curtumes setor de lavagem e engarrafamento de indústria de cerveja e congêneres São classificadas sob o ponto de vista de influências externas presença de água conforme código AD4 característico de possibilidade de projeção de água em qualquer direção Somente os cabos unipolares e multipolares podem ser instalados diretamente nas canaletas no solo Devemse tomar medidas preventivas a fim de impedir a penetração de corpos estranhos e líquidos que possam respectivamente dificultar a dissipação de calor dos cabos e danificar a isolação dos mesmos A Figura 335 mostra a seção transversal de uma canaleta no solo 383 Canaletas e perfilados São assim consideradas as canaletas constituídas de materiais sintéticos ou metálicos A sua utilização requer o conhecimento de alguns princípios básicos A NBR 5410 estabelece que Nas canaletas instaladas sobre paredes em tetos ou suspensas e nos perfilados podem ser instalados condutores isolados cabos unipolares e cabos multipolares Os condutores isolados só podem ser utilizados em canaletas ou perfilados de paredes não perfuradas e com tampas que só possam ser removidas com auxílio de ferramenta Admitese o uso de condutores isolados em canaletas ou perfilados sem tampa ou com tampa desmontadas sem auxílio de ferramenta ou canaletas ou perfilados com paredes perfuradas com ou sem tampa desde que estes condutos sejam instalados em locais acessíveis a pessoas advertidas ou qualificadas ou ainda que sejam instalados a uma altura mínima de 250 m Corte transversal de canaleta no solo A Figura 336 mostra uma canaleta de material sintético enquanto a Figura 337 mostra um perfilado metálico muito utilizado em projetos de iluminação interna de galpões industriais Figura 336 384 Bandejas leitos prateleiras e suportes horizontais Há no mercado uma grande variedade construtiva de bandejas leitos e prateleiras As bandejas são conhecidas também como eletrocalhas e são muito utilizadas em instalações industriais e comerciais onde há necessidade de reunir uma grande quantidade de cabos em um determinado trajeto São de fácil aplicação e muito flexíveis quanto à expansão do sistema elétrico As Figuras 338 a 340 mostram diferentes tipos de eletrocalhas A Figura 341 mostra um leito para cabos também conhecido por escada para cabos Já as Figuras 342 343 e 344 mostram várias aplicações de eletrocalhas Normalmente são modulares constituídas de várias peças que podem ser encaixadas para formar uma grande rede de condutos A aplicação de bandejas leitos e prateleiras deve seguir os seguintes princípios Os cabos unipolares e multipolares podem ser instalados em qualquer tipo de eletrocalha Os condutores isolados só podem ser instalados em eletrocalhas de paredes maciças cujas tampas possam ser removidas somente com o auxílio de ferramentas Nas bandejas leitos e prateleiras os cabos devem ser dispostos preferencialmente em uma única camada Admitese no entanto a disposição em várias camadas desde que o volume de material combustível representado pelos cabos isolações capas e coberturas não ultrapasse os limites de 35 dm3m para cabos BF da ABNT 6812 e 7 dm3m linear para cabos de categoria AF ou AFR da ABNT 6812 Admitese a instalação de condutores isolados em eletrocalhas com paredes perfuradas eou tampas desmontáveis sem auxílio de ferramentas em locais acessíveis somente a pessoas advertidas ou qualificadas É conveniente ocupar a calha com no máximo 35 de sua área útil As dimensões típicas das eletrocalhas são dadas na Tabela 346 No caso de aplicação de cabos na vertical devemse fixar os condutores nas bandejas leitos e prateleiras de forma a evitar o esforço sobre o cabo devido ao seu próprio peso Isso se torna mais importante quando os cabos são conectados no alinhamento do seu percurso vertical diretamente aos terminais dos equipamentos ou dos Quadros de Comando Canaleta de material sintético Figura 337 Figura 338 Figura 339 Figura 340 Perfilado metálico Eletrocalha aberta não perfurada Eletrocalha aberta perfurada sem tampa Eletrocalha ventilada com tampa Figura 341 Figura 342 Leito ou escada para cabos Instalação de eletrocalha com CCM Figura 343 Instalação de eletrocalhas e canaletas no solo Figura 344 Fixação de leito na estrutura No caso de se instalarem 15 cabos de 95 mm2 isolação em XLPE diâmetro externo igual a 177 mm Tabela 344 a eletrocalha deve ter dimensões de 385 Espaços em construção Os espaços em construção podem ser utilizados para conduzir condutores elétricos desde que estes condutores sejam isolados ou se utilizem cabos unipolares ou multipolares de forma tal que qualquer um dos condutores possa ser utilizado sem intervenção nos elementos de construção do prédio Os métodos de instalação para os espaços em construção são dados na Tabela 34 386 Túneis de serviços de utilidades Em muitas indústrias são construídos túneis destinados à instalação de dutos de passagem de diversas utilidades tais como eletricidade telefone ar comprimido ar condicionado etc não se admitindo no entanto tubulação com líquidos ou gases inflamáveis ou corrosivos Neste caso os cabos podem ser instalados em suportes verticais bandejas eletrodutos calhas entre outros dispostos de maneira a dar a maior facilidade possível à manutenção e oferecer segurança completa à presença das pessoas autorizadas A Figura 345 mostra a instalação de cabos isolados préfabricados em túnel de serviço Já a Figura 346 mostra um túnel de serviço com a instalação de diversas utilidades Figura 345 387 Linhas elétricas enterradas São assim denominados os circuitos elétricos constituídos de condutores unipolares ou multipolares instalados diretamente no solo ou no interior de eletrodutos de acordo com os métodos de instalação de número 61 61A 63 da Tabela 34 Devem ser protegidas contra avarias mecânicas umidade e produtos químicos A proteção mecânica pode ser fornecida pelo próprio condutor quando for especificado o do tipo armado isto é dotado de uma armação metálica Já a proteção contra umidade e produtos químicos é realizada especificandose um cabo com capa de cobertura e isolação adequadas ao meio Túneis de serviço para cabos instalação em suportes verticais Figura 346 Figura 347 Tabela 346 Túneis de serviço de utilidades Não é comum o uso de condutores diretamente enterrados em instalações industriais em virtude da possibilidade de danos durante a movimentação de terra para ampliação e pelas dificuldades adicionais de substituição dos condutores quando ocorrer um dano físico Quando utilizados devem obedecer aos seguintes princípios Utilizar somente cabos unipolares ou cabos multipolares providos de armação ou proteção mecânica adicional Utilizar somente cabos armados quando não for empregada proteção mecânica adicional Somente utilizar condutores isolados em eletroduto enterrado se no trecho enterrado não houver nenhuma caixa de passagem eou derivação enterrada e for garantida a estanqueidade do eletroduto Os condutores devem ser enterrados a uma profundidade mínima de 070 m da superfície do solo conforme Figuras 347 e 348 Em travessias de veículos a profundidade dos cabos deve ser de 10 m No cruzamento de duas linhas elétricas devese prever um afastamento de 020 m No cruzamento de uma linha elétrica com um conduto não elétrico devese prever um afastamento de 020 m Qualquer linha elétrica enterrada inclusive no interior de eletroduto deve ser sinalizada continuamente por um elemento de advertência não sujeito a deterioração conforme Figuras 347 e 348 Cabos multipolares enterrados Dimensionamento de eletrocalhas em mm Largura Altura Comprimento 50 40 1000 100 40 1000 150 60 1000 150 60 2000 200 60 2000 300 75 2000 300 75 3000 400 75 3000 500 100 3000 Tabela 344 Características dimensionais dos cabos Figura 349 Instalação industrial Da Equação 310 temse am F x si ami 433 A Tabela 64 ami 10 x 433 433 A Sm 3 10 mm² Tabela 36 coluna D justificada pela Tabela 34 método de instalação 61A cabos unipolares ou cabo multipolar em eletroduto enterrado ou em canaleta não ventilada enterrada Tabela 347 Quadro de carga da área administrativa 380220 V QDL2 Circuito nº Designação da carga Nº polos A B C 1 Iluminação 1 2100 2 Tomada 1 1200 3 Chuveiro 1 2800 4 Chuveiro 1 2800 5 Ar condicionado 1 2400 6 Ar condicionado 1 2400 7 Iluminação 1 1900 8 Iluminação 1 2000 9 Aquecedor 1 2500 10 Aquecedor 1 2500 12 Tomadas 1 1200 13 Tomadas 1 2000 14 Ar condicionado 1 2400 15 Ar condicionado 1 2400 16 Fogão elétrico 1 6000 17 Forno elétrico 1 6000 Total 17300 12800 14900 Critério do limite da queda de tensão Da Equação 317 temse Adotando a Equação 318 temse ΔVc 186 valor próximo ao valor de 2 adotado e que resultou no condutor de 6 mm2 cujos dados de impedância foram colhidos da Tabela 322 Rede de distribuição da concessionária Figura 350 Diagrama unifilar Adotando a seção do condutor que satisfaça simultaneamente às condições de capacidade de corrente e queda de tensão temse Scm 3 10 mm² cabo unipolar isolamento em PVC70C 061 kV Sctm 1 10 mm² seção do condutor de proteção Tabela 325 Logo adotaremos Scqt 70 mm² Quadro de Distribuição de Luz QDL1 Critério da capacidade de corrente Iqd1 48 3 038 729 A fase CN Sqd1 16 mm² Tabela 37 coluna D justificada pela Tabela 34 referência de instalação 61 A c Adotandose o valor que conduz à maior seção transversal temse Sqdl2 3 25 mm2 XLPE90 ºC 061 kV A seção do condutor neutro vale Sqdl2 25 mm² Snqdl2 1 25 mm2 Snqdl2 1 25 mm2 Tabela 37 coluna D A seção do condutor de proteção vale Spqdl2 1 16 mm2 Tabela 325 Circuito de alimentação do QGF Para o cálculo do alimentador do QGF foi considerada equilibrada a carga dos QDL e CCM1 ou seja Considerando os fatores de potência das cargas motores e iluminação temse Critério da capacidade de corrente Sqgf 400 mm2 Tabela 37 coluna D método de instalação 61A da Tabela 34 Critério do limite da queda de tensão Considerando o fator de potência médio da carga de 085 temse Observar que o resultado se afasta muito do valor de 10 que foi adotado na expressão anterior devido à predominância da impedância do cabo Como a soma das potências absorvidas pelos equipamentos de utilização alimentados entre cada fase e o neutro Pqdl1 Pqdl2 48 4508 1042 kVA é superior a 10 da potência total transportada pelo circuito pt 038 4029 2651 kVA logo a seção do condutor neutro não pode ser reduzida isto é Sg 1 400 mm² XLPE90C 061 kVA É aconselhável que o condutor que liga o transformador ao QGF seja dimensionado pela potência nominal do transformador e não pela potência demandada da carga Isto se deve ao fato de se poder utilizar toda a potência do transformador que normalmente é superior ao valor da potência da carga devido à escolha do mesmo recair nas potências nominais Neste caso a potência nominal do transformador será de 300 kVA e sua corrente nominal vale It 300 3 x 038 4558 A Sc 400 mm² De acordo com a Tabela 325 a seção do condutor de proteção função da seção dos condutores fase de 400 mm² será Sp 050 x Sg 050 x 400 200 mm² Sp 240 mm² XLPE90C 061 kV Podese adotar segundo a Equação 324 o condutor de Sp 1 50 mm² Spg It² x Tc K 8000² x 05 176 321 mm² It 8000 A a corrente do curtocircuito fase e terra no barramento do QGF K 176 circuito cujos condutores têm isolação em XLPE d Fator de potência da instalação cosψ cos arctg1990 3504 086 e Capacidade da corrente de curtocircuito Após definida a seção de todos os condutores é calculada a potência nominal dos transformadores devese proceder à determinação das correntes de curtocircuito para os diferentes pontos da rede notadamente os barramentos dos CM ODL QGF e terminais de ligação dos motores Os cabos já dimensionados devem suportar as intensidades dessas correntes o que pode ser verificado através dos gráficos das Figuras 328 e 329 O processo de cálculo das correntes de curtocircuito será mostrado no Capítulo 5 A verificação das seções dos condutores referente à suportabilidade das correntes de curtocircuito pode ser feita da forma como se segue e1 Motor de 30 cv IV polos380 V Da Equação 319 temse Sm1 05 x 3 034 x 234 160 185 mm² Como a seção mínima do condutor exigida é de 185 mm² pelo método da capacidade de corrente de curtocircuito para um tempo da proteção de 05 s e a seção já calculada é de 10 mm² é necessário rever este último valor elevandose a referida seção dos condutores fase para 25 mm² Sm 3 25 mm² PVC70C 061 kV Sp 1 16 mm² PVC70C 061 kV Esta seção poderia também ser obtida através da Figura 328 inserindo o valor da corrente de curtocircuito de 3 kA no eixo vertical do gráfico até encontrar a reta inclinada que representa o tempo de eliminação de defeito igual a 30 ciclos 05 s e obtendose em consequência no eixo horizontal a seção mínima admitida de Sm 185 mm² Sm2 05 x 32 034 x 234 70 198 mm² Sendo a seção do condutor igual a 25 mm² já determinada pelo método da capacidade de corrente esta deverá permanecer com o mesmo valor ou seja Sm2 3 25 mm² PVC70C 061 kV Sp2 1 16 mm² PVC70C 061 kV e3 Motor de 100 cv IV polos380 V Logo a seção do condutor que é de 70 mm² está compatível com o método da capacidade de corrente de curtocircuito ou seja Sm 3 70 mm² Sp 1 35 mm² Deixase para o leitor a verificação da capacidade de corrente de curtocircuito para o restante dos condutores a qual deve obedecer à mesma sistemática seguida f Dutos Circuitos do motor de 30 cv eletroduto de PVC rígido rosqueado classe A Condutores 3 25 mm² 1 PE 16 mm² A partir da Tabela 344 considerando os condutores unipolares de fase e de proteção isolados em PVC temse Scond 3 x π x 1080² 4 1 x π x 90² 4 3384 mm² Se 1 14 Tabela 343 Circuitos do motor de 100 cv Condutores 3 70 mm² 1 PE 35 mm² Através da Tabela 344 considerando os condutores unipolares de fase e de proteção isolados em PVC temse Scond 3 x π x 1550² 4 1 x π x 120² 4 6791 mm² Logo a seção mínima da canaleta vale Scan 6791 030 2263 mm² Scan 150 x 150 mm² valor mínimo adotado Circuito do motor de 50 cv Condutores 3 25 mm² 1 PE 16 mm² Scond 3 x 91 636 3384 mm² Tabela 345 Scan 150 x 150 valor mínimo adotado Figura 351 Nesse trecho os cabos com isolação em XLPE estão dispostos em canaletas não ventiladas A área transversal da canaleta vale A área transversal mínima seria de Scan 80 80 mm 7200 mm2 Como é impraticável a construção de uma canaleta no piso com dimensões tão pequenas será adotado um tamanho viável para a construção em alvenaria Scan 150 150 mm 22500 mm2 Se fosse adotada uma solução de construir uma canaleta com as dimensões adequadas para dispor os condutores em uma só camada mantendose uma distância entre si igual ao dobro do seu diâmetro externo terseia uma canaleta com as dimensões dadas na Figura 344 Scan 433 130 mm 56290 mm2 Fica também a cargo do leitor determinar as dimensões do restante dos condutos Corte transversal da canaleta entre o QGF e o QDL1 com os respectivos condutores 41 Introdução Determinados equipamentos tais como motores elétricos fornos a arco transformadores etc necessitam para a sua operação de certa quantidade de energia reativa que pode ser suprida por diversas fontes ligadas ao sistema elétrico funcionando individualmente ou simultaneamente Estas fontes são Geradores Motores síncronos Capacitores Podese considerar que a rigor as próprias linhas de transmissão e de distribuição de energia elétrica são fontes de energia reativa devido a sua reatância Esta energia reativa compreende duas diferentes parcelas Energia reativa indutiva Energia reativa capacitiva É fácil concluir que para evitar o transporte de energia reativa de terminais distantes da carga consumidora fazse necessário que se instalem nas proximidades destes terminais as referidas fontes de energia reativa Desta forma reduzem se as perdas na transmissão referente a esse bloco de energia resultando em um melhor rendimento do sistema elétrico A energia reativa indutiva é consumida por aparelhos normalmente dotados de bobinas tais como motores de indução reatores transformadores etc ou que operam com formação de arco elétrico como os fornos a arco Este tipo de carga apresenta fator de potência dito reativo indutivo Já a energia reativa capacitiva pode ser gerada por motores síncronos superexcitados compensadores síncronos ou por capacitores Neste caso estas cargas apresentam fator de potência dito reativo capacitivo Os aparelhos utilizados em uma instalação industrial por exemplo são em sua maioria consumidores parciais de energia reativa indutiva e não produzem nenhum trabalho útil A energia reativa indutiva apenas é responsável pela formação do campo magnético dos referidos aparelhos É normalmente suprida por fonte geradora localizada distante da planta industrial acarretando perdas Joule elevadas no sistema de transmissão e de distribuição Dessa forma como já se mencionou melhor seria que no próprio prédio industrial fosse instalada a fonte geradora desta energia aliviando os sistemas de transmissão e de distribuição que poderiam desta maneira transportar mais energia que efetivamente resultasse em trabalho no caso a energia ativa Esta fonte pode ser obtida pela operação de um motor síncrono superexcitado ou mais economicamente por meio da instalação de capacitores de potência 42 Fator de potência 421 Conceitos básicos Figura 41 Matematicamente o fator de potência pode ser definido como a relação entre o componente ativo da potência e o valor total desta mesma potência Fp fator de potência da carga Pat componente da potência ativa em kW ou seus múltiplos e submúltiplos Pap potência aparente ou potência total da carga em kVA ou seus múltiplos e submúltiplos O fator de potência sendo a relação entre as duas quantidades representadas pela mesma unidade de potência é um número adimensional O fator de potência pode ser também definido como o cosseno do ângulo formado entre o componente da potência ativa e o seu componente total quando a potência que flui no sistema é resultante de cargas lineares A Figura 41 permite reconhecer o ângulo do fator de potência e as potências envolvidas no seu conceito Diagrama do fator de potência Se ao sistema estão conectadas cargas não lineares tais como retificadores inversores etc o valor que representa o fator de potência diverge do valor obtido através do cos ψ Pathn potência ativa para cargas de conteúdo harmônico de ordem n Paphn potência aparente para cargas de conteúdo harmônico de ordem n Com uma simples análise podese identificar se há presença de harmônicas em uma instalação elétrica isto é se o fator de potência calculado pela Equação 41 diferir do cos φ medido se a corrente medida no circuito com um amperímetro convencional diferir do valor da corrente medida com um amperímetro verdadeiro true instalados no mesmo condutor e as medidas realizadas no mesmo instante Nessas circunstâncias podese apenas afirmar se há ou não conteúdo harmônico presente no circuito Para definir a ordem da harmônica é necessário utilizar um analisador de rede como exemplo o ET5050 de fabricação Minipa Para ondas perfeitamente senoidais o fator de potência representa o cosseno do ângulo de defasagem entre a onda senoidal da tensão e a onda senoidal da corrente Quando a onda de corrente está atrasada em relação à onda de tensão o fator de potência é dito indutivo Caso contrário dizse que o fator de potência é capacitivo Quando as ondas da tensão e corrente passam pelo mesmo ponto ψ 0 o fator de potência é unitário Quando a carga é constituída somente de potência ativa aquecedores elétricos lâmpadas incandescentes etc toda potência gerada é transportada pelos sistemas de transmissão e de distribuição da concessionária de energia elétrica e absorvida pela carga mencionada exceto as perdas de transporte conforme se mostra na Figura 42 Neste caso toda a energia consumida Ea é registrada no medidor M e faturada pela concessionária Figura 42 Figura 43 Figura 44 Figura 45 No entanto quando a carga é constituída de aparelhos motores que absorvem uma determinada quantidade de energia ativa Ea para produzir trabalho e necessita também de energia reativa de magnetização Er para ativar o seu campo indutor o sistema de suprimento passa a transportar um bloco de energia reativa indutiva Er que não produz trabalho além de sobrecarregálo Segundo a legislação esta carga deve ser taxada a partir de um determinado valor que é dado pelo limite do fator de potência de 092 indutivo ou capacitivo A Figura 43 ilustra esta situação Para que essa energia reativa indutiva excedente não ocupe espaço nos condutores transformadores etc do sistema de suprimento basta que em um ponto próximo ao da carga C se conecte um banco de capacitor que passará a fornecer a energia capacitiva à carga C liberando o sistema de suprimento para transportar mais energia ativa Ea que produz trabalho e riqueza conforme se mostra na Figura 44 Quando a carga C não é solicitada a realizar nenhum trabalho deixa de consumir energia ativa Ea Se no entanto o banco de capacitores CAP não for desligado este passará a fornecer energia reativa capacitiva ao sistema de suprimento conforme demonstrado na Figura 45 Carga consumindo potência ativa Carga consumindo potência ativa e reativa indutiva Carga consumindo potência ativa e reativa indutiva com capacitor conectado Carga operando a vazio com capacitor conectado 422 Causas do baixo fator de potência Para uma instalação industrial podem ser apresentadas as seguintes causas que resultam em um baixo fator de potência Motores de indução trabalhando a vazio durante um longo período de operação Motores superdimensionados em relação às máquinas a eles acopladas Transformadores em operação a vazio ou em carga leve Grande número de reatores de baixo fator de potência suprindo lâmpadas de descarga lâmpadas fluorescentes vapor de mercúrio vapor de sódio etc Fornos a arco Fornos de indução eletromagnética Máquinas de solda a transformador Equipamentos eletrônicos Grande número de motores de pequena potência em operação durante um longo período 423 Considerações básicas sobre a legislação do fator de potência A legislação atual estabelece as condições para medição e faturamento de energia reativa excedente Esses princípios são fundamentais nos seguintes pontos 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 vigente estabelecida pela Resolução 414 de 9102010 e alterada pela Resolução 569 de 23072013 que disciplina os limites do fator de potência bem como a aplicação da cobrança pelo excedente de energia reativa excedente e de potência reativa excedente os intervalos a serem considerados são O período de 6 seis horas consecutivas compreendido a critério da distribuidora entre as 23h30min e as 6h30min apenas para os fatores de potência inferiores a 092 capacitivo verificados em cada intervalo de uma hora O período diário complementar ao definido anteriormente ou seja entre as 6h30min e as 23h30min apenas para os fatores de potência inferiores a 092 indutivo verificados em cada intervalo de uma hora Tanto a energia reativa indutiva como a energia reativa capacitiva excedentes serão medidas e faturadas O ajuste por baixo fator de potência 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 a sua avaliação é horária durante as 24 horas e em um intervalo de tempo de 18 horas consecutivas para o período de ponta e no intervalo de tempo complementar 6 horas para o período fora de ponta Esses intervalos devem ser definidos pela concessionária a partir dos períodos de tempo estabelecidos para apuração da energia e da demanda reativas excedentes A Figura 46 ilustra uma curva de carga de potência reativa de uma instalação cuja concessionária local escolheu o intervalo de avaliação de energia reativa indutiva entre as 6 e as 24 horas e o de energia reativa capacitivaentre 0 e 6 horas Observase na Figura 46 que no intervalo das 4 às 6 horas será contabilizado o excedente de energia reativa indutiva já nos intervalos das 11 às 13 horas e das 20 às 24 horas há excedente de energia reativa capacitiva e para qualquer valor do fator de potência capacitivo não será cobrado nenhum valor adicional na fatura de energia elétrica considerando os intervalos de avaliação definidos pela concessionária 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 Na avaliação do fator de potência não são considerados os dias de sábado domingos e feriados Figura 46 a b Avaliação da curva de carga reativa A avaliação do fator de potência poderá ser feita de duas formas distintas Avaliação horária O fator de potência será calculado pelos valores de energia ativa e reativa medidos a cada intervalo de uma hora durante o ciclo de faturamento Avaliação mensal Neste caso o fator de potência será calculado pelos valores de energia ativa e reativa medidos durante o ciclo de faturamento Neste caso será medida apenas a energia reativa indutiva durante o período de 30 dias Para os consumidores pertencentes ao sistema tarifário convencional a avaliação do fator de potência em geral é feita pelo sistema de avaliação mensal 424 Faturamento da energia reativa excedente De conformidade com o que se explanou anteriormente o faturamento da unidade consumidora deve ser feito de acordo com os procedimentos a seguir 4241 Avaliação horária do fator de potência Tabela 41 O faturamento da demanda e do consumo de energia reativa excedente será determinado respectivamente pelas Equações 44 e 45 Fdrp faturamento da demanda de potência reativa excedente por posto tarifário em R Ferp faturamento de consumo de energia reativa excedente por posto tarifário em R Dat demanda de potência ativa medida em cada intervalo de 1 hora em kW Dfp demanda de potência ativa faturada em cada posto horário em kW Tdap tarifa de demanda de potência ativa por posto tarifário em RkW Cat consumo de energia ativa medido em cada intervalo de 1 hora em kWh Teap tarifa de energia ativa por posto tarifário em RkWh máx função que indica o maior valor da expressão entre parênteses calculada a cada intervalo de 1 hora t cada intervalo de 1 hora n número de intervalos de 1 hora por posto horário no período de faturamento p posto tarifário isto é ponta e fora de ponta para as tarifas horossazonais e únicas para a tarifa convencional O fator de potência horário será calculado em base na Equação 46 Erh energia reativa indutiva ou capacitiva medida a cada intervalo de 1 hora Eah energia ativa medida a cada intervalo de 1 hora Os valores negativos do faturamento de energia reativa excedente Ferp e de demanda de potência reativa excedente Fdrp não devem ser considerados Exemplo de aplicação 41 Considerar uma indústria metalúrgica com potência instalada de 3000 kVA atendida em 69 kV por conveniência da concessionária e cuja avaliação de carga em um período de 24 horas está expressa na Tabela 41 Da Tabela 19 extraemse os valores do segmento tarifário azul no período seco Medidas de carga diária Valares medidos Valores calculados Demanda Consumo Energia reativa Fator de potência Fpp Tipo Fp Faturamento excedente Valore ativos Indutiva Capacitiva Demanda Consumo kW kWh kVArh Período kW R 01 150 150 430 033 C 418 5564 12 130 130 430 029 C 412 5860 23 130 130 430 029 C 412 5860 34 140 140 40 096 C 134 000 45 130 130 42 095 C 125 000 56 150 150 43 096 C 143 000 67 1000 1000 1100 067 I 1373 7742 78 1700 1700 890 088 I 1777 1603 89 2000 2000 915 090 I 2453 922 910 2300 2300 830 094 I 2251 000 1011 1800 1800 850 090 I 1840 830 1112 1900 1900 980 088 I 1986 1792 1213 800 800 1500 047 C 1565 000 1314 700 700 1500 042 C 1533 000 1415 2100 2100 1000 090 I 2146 968 1516 2200 2200 1100 091 I 2224 502 1617 2100 2100 1150 093 I 2220 000 1718 200 200 120 085 I 216 561 1819 180 180 70 093 I 178 000 1920 200 200 90 091 I 202 046 2021 2000 2000 970 089 I 2170 1399 2122 2000 2000 1050 088 I 2195 1886 2223 1200 1200 870 080 I 1200 3735 2324 850 850 810 072 I 1086 4899 Acréscimo na fatura de consumo R 44169 607 43562 Tarifa de demanda na ponta R 603kW Tarifa de demanda fora de ponta R 176kW Tarifa de consumo na ponta R 034037kWh Tarifa de consumo fora de ponta R 020748kWh Demanda contratada fora de ponta 2300 kW Demanda contratada na ponta 210 kW Demanda registrada fora de ponta 2260 kW intervalo de integração de 15 min Demanda registrada na ponta 205 kW intervalo de integração de 15 min Considerar que as leituras verificadas na Tabela 41 sejam constantes para os 22 dias do mês durante os quais essa indústria trabalhou o período de ponta de carga é das 17 às 20 horas Observar que houve erro no controle da manutenção operacional da indústria na conexão e desconexão do banco de capacitores que permitiu ter excesso de energia reativa indutiva no período de ponta e de ponta por algumas horas bem como ter excesso de energia reativa capacitiva em períodos de 0 a 6 horas Determinar o faturamento de energia reativa excedente mensal da referida indústria Será demonstrados os cálculos de faturamento horário apenas em alguns pontos do ciclo de carga a Período de 0 a 1 hora Darph 150 x 092 033 418 kW Ferph 150 x 092 033 x 020748 R 11788 pagará pelo excedente de energia reativa capacitiva excedente nesse período b Período das 3 às 4 horas Darph 140 x 092 096 134 kW Ferph 140 x 092 096 1 x 020748 R 5688 não pagará pelo excedente de energia reativa indutiva excedente nesse período Ferph R 000 c Período das 11 às 12 horas Darph 1900 x 092 088 1986 kW Ferph 1900 x 092 088 1 x 020748 R 1792 d Período das 12 às 13 horas Darph 800 x 092 047 1565 kW Ferph 800 x 092 047 1 x 020748 R 49088 Ferph R 000 fator de potência capacitivo e Período das 15 às 16 horas Darph 2200 x 092 091 2224 kW Ferph 2200 x 092 091 1 x 020748 R 502 Período das 17 às 18 horas Darith frac200 imes 092085 216 kW Feph left frac200 imes 092085 right imes 034037 R 561 Acréscimo na fatura mensal Os valores máximos da expressão Dat obtidos na Tabela 41 no período fora de ponta e na ponta correspondem respectivamente aos intervalos das 9 às 10 horas e das 17 às 18 horas Logo o acréscimo na fatura nessas condições vale Fard 000 3901 22 43562 22 607 R 975619 4242 Avaliação mensal do fator de potência Para os consumidores pertencentes ao sistema tarifário convencional o faturamento de energia reativa excedente pode ser feito pelas Equações 47 e 48 Far faturamento da demanda de energia reativa excedente em R Fer faturamento do consumo de energia reativa excedente em R Dam demanda de potência ativa máxima registrada no mês em kW Cam consumo de energia ativa registrada no mês em kWh Df demanda de potência ativa faturável no mês em kW Tda tarifa de demanda de potência ativa em RkW Tea tarifa de energia ativa em RkWh Fp fator de potência médio mensal calculado de acordo com a Equação 49 Cm consumo de energia reativa registrado no mês em kVArh No caso de consumidores de baixa tensão tarifados no Grupo B o fator de potência será avaliado pela concessionária por meio de medição temporária compreendendo um período mínimo de 7 sete dias consecutivos segundo a Portaria 456 de 29112000 Normalmente essas medições são realizadas com equipamentos instalados no poste de onde deriva o ramal de entrada da unidade consumidora Exemplo de aplicação 42 Considerar uma instalação industrial de pequeno porte cuja conta de energia está mostrada na Tabela 42 Calcular o valor final da fatura sabendose que a indústria é do grupo tarifário convencional Tabela 42 Conta de energia Companhia de Distribuição do Nordeste SA CDN Classe CodLocal N da Conta IND 0001 05 00 0009213970 Nº Medidor kVArh Data Leitura Conta de 12 08 2006 Ago 2006 Nº Medidor kWh Data Apress Vencimento 22 06 2006 31 08 2006 Total a pagar até o vencimento R 702704 N de Dias Acréscimo Pdia em Atraso X TOTAL DO ACRESCIMO Dc 170 kW demanda contratada declarada na conta de energia da Tabela 42 Dam 200 kW demanda registrada na Tabela 42 De acordo com as Equações 47 e 48 determinase o faturamento de energia reativa excedente Fatura total do mês Ftot Fdam Feam Fdr Fer Fdam faturamento de demanda de potência ativa mensal em R Feam faturamento de consumo de energia ativa mensal em R Ftot 200 2451 79200 022878 266639 713793 R 3282569 43 Características gerais dos capacitores 431 Princípios básicos Os capacitores são equipamentos capazes de acumular eletricidade São constituídos basicamente de duas placas condutoras postas frontalmente em paralelo e separadas por um meio qualquer isolante que pode ser ar papel plástico etc Nas faces externas dessas placas ligase uma fonte de tensão que gera um campo eletrostático no espaço compreendido entre as duas placas conforme se pode observar na Figura 47 O gerador G poderá ser uma bateria ou um gerador qualquer de corrente contínua ou alternada As placas paralelas são denominadas eletrodos As linhas de fluxo entre as placas paralelas são imaginárias O material isolante colocado entre as placas paralelas é denominado dielétrico A energia eletrostática fica acumulada entre as placas e em menor intensidade na sua vizinhança Cada linha de fluxo tem origem em uma carga de 1 coulomb Considerandose todas as linhas de fluxo do campo eletrostático podese afirmar que elas se originam de uma carga de Q coulombs O Coulomb é a quantidade de carga elétrica que pode ser armazenada ou descarregada em forma de corrente elétrica durante certo período de tempo tomado como unidade Um 1 coulomb é portanto o fluxo de carga ou descarga de uma corrente de 1 A em um tempo de 1 s Isto quer dizer que durante o tempo de 1 s 625 1018 elétrons são transportados de uma placa a outra quando a carga ou descarga do capacitor é de 1 coulomb C É bom saber que a carga elétrica correspondente a 1 elétron é de 16 1019 C Se uma determinada quantidade de carga elétrica Q A s representada por Q linhas de fluxo é transportada de uma placa à outra e cuja área é de S m2 logo a densidade de carga elétrica do dielétrico é de Se uma determinada tensão V volts é aplicada entre as placas paralelas separadas por uma distância de D m a intensidade de campo elétrico pode ser determinada pela Equação 411 Figura 47 Figura 48 Campo elétrico de um capacitor Exemplo de aplicação 43 Calcular a densidade de carga e a intensidade de campo elétrico gradiente de tensão no capacitor inserido no circuito da Figura 48 Campo elétrico de um capacitor 432 Capacidade Todo capacitor é avaliado pela quantidade de carga elétrica que é capaz de armazenar no seu campo e esta é dada pela Equação 412 C capacidade do capacitor em F V tensão aplicada em V A unidade que mede a capacidade de carga C de um capacitor é o farad Logo 1 farad é capacidade de carga elétrica de um capacitor quando uma carga elétrica de 1 coulomb 625 1018 elétrons é armazenada no meio dielétrico sob a aplicação da tensão de 1 V entre os terminais das placas paralelas Na prática o farad é uma unidade demasiadamente grande sendo necessário utilizar os seus submúltiplos que são 1 milifarad 1 mF 103 F 1 microfarad 1 μF 106 F 1 nanofarad 1 nF 109 F 1 picofarad 1 pF 1012 F 433 Energia armazenada Quando os eletrodos de um capacitor são submetidos a uma tensão nos seus terminais passa a circular no seu interior uma corrente de carga o que faz com que uma determinada quantidade de energia se acumule no seu campo elétrico A energia média armazenada no período de 14 de ciclo pode ser dada pela Equação 413 C capacidade do capacitor em F Vm tensão aplicada em volts valor de pico 434 Corrente de carga A corrente de carga de um capacitor depende da tensão aplicada entre os seus terminais Elevandose a tensão elevase a carga acumulada e consequentemente a corrente em conformidade com a Equação 414 ΔV variação da tensão em V ΔT período de tempo durante o qual se variou a tensão O fenômeno de carga e descarga de um capacitor pode ser mais bem entendido observandose as Figuras 49 e 410 Quando um capacitor é energizado através de uma fonte de corrente contínua estando inicialmente descarregado a corrente de energização é muito elevada e o capacitor se comporta praticamente como se estivesse em curtocircuito estando sua corrente limitada apenas pela impedância do circuito de alimentação Após um tempo expresso pela constante de tempo do capacitor a sua corrente cai para zero conforme se pode mostrar através da curva da Figura 49 A curva A é expressa pela Equação 415 I corrente inicial de carga no instante da energização do capacitor em A Ct constante de tempo em s t tempo em qualquer instante em s Ic corrente do capacitor no instante t Ao se analisar a Equação 415 podese verificar que No instante da energização do capacitor a corrente é a máxima isto é para t 0 temse Ic I e0ct I 1 I como se observa na curva Quando t é muito grande em relação a Ct temse Ic I e 0 o capacitor está em plena carga e não flui mais corrente de carga Figura 49 Figura 410 A tensão no capacitor cresce conforme a curva B mostrada na Figura 410 A curva B se expressa pela Equação 416 V tensão correspondente ao capacitor em carga plena em V Vc tensão no capacitor para qualquer instante t em s Curva corrente tempo de capacitor Curva tensão tempo de um capacitor 435 Ligação dos capacitores Como qualquer elemento de um circuito os capacitores podem ser ligados em série ou em paralelo A ligação em série de um determinado número de capacitores resulta uma capacidade do conjunto dado pela Equação 417 Ce capacidade equivalente do conjunto em F C1 C2 C3Cn capacidade individual de cada unidade capacitiva em F Com base nessa equação podese dizer que a capacidade equivalente de um circuito com vários capacitores ligados em série é menor do que a capacidade do capacitor de menor capacidade do conjunto Assim dois capacitores colocados em série cujas capacidades sejam respectivamente 20 μF e 30 μF resultam em uma capacidade equivalente de a b c d A ligação em paralelo de um determinado número de capacitores resulta em uma capacidade do conjunto dado pela Equação 418 Com base nessa equação podese dizer que a capacidade equivalente de um circuito com vários capacitores ligados em paralelo é igual à soma das capacidades individuais das unidades capacitivas Considerandose que os capacitores anteriores de 20 μF e 30 μF sejam ligados em paralelo a capacidade do circuito equivalente vale Ce C1 C2 20 30 50 μF 44 Características construtivas dos capacitores As partes componentes de um capacitor de potência são 441 Caixa Conhecida também como carcaça a caixa é o invólucro da parte ativa do capacitor É confeccionada em chapa de aço com espessura adequada ao volume da unidade A caixa compreende as seguintes partes Placa de identificação Nela estão contidos todos os dados característicos necessários à identificação do capacitor conforme a Figura 411 Isoladores Corresponde aos terminais externos das unidades capacitivas conforme mostrado na Figura 412 além disso a mesma figura apresenta a forma de ligação interna dos capacitores Olhais para levantamento utilizados para alçar a unidade capacitiva Veja a Figura 413 Alças para fixação Utilizadas para fixar a unidade capacitiva na sua estrutura de montagem A Figura 413 mostra uma célula capacitiva detalhando os seus principais componentes internos e externos 442 Armadura É constituída de folhas de alumínio enroladas com dielétrico conforme a Figura 414 com espessuras compreendidas entre 3 e 6 mm e padrão de pureza de alta qualidade a fim de manter em baixos níveis as perdas dielétricas e as capacitâncias nominais de projeto Figura 411 Figura 412 Placa de um capacitor Ligação interna dos capacitores 443 Dielétrico É formado por uma fina camada de filme de polipropileno especial associada muitas vezes a uma camada de papel dielétrico papel kraft com espessura de cerca de 18 μm É necessário que os componentes dielétricos sejam constituídos de materiais selecionados e de alta qualidade para não influenciarem negativamente nas perdas dielétricas 444 Líquido de impregnação Atualmente os fabricantes utilizam como líquido impregnante uma substância biodegradável de estrutura constituída de carbono e hidrogênio No entanto muitos fabricantes fornecem capacitores a seco com muitas vantagens sobre os capacitores a líquido impregnante São isentos de explosão pois não desenvolvem gases internos Figura 413 Podem ser montados em qualquer posição Não agridem o meio ambiente quando descartados 445 Resistor de descarga Quando a tensão é retirada dos terminais de um capacitor a carga elétrica armazenada necessita ser drenada para que a tensão resultante seja eliminada evitandose situações perigosas de contato com os referidos terminais Para que isso seja possível inserese entre os terminais um resistor com a finalidade de transformar em perdas Joule a energia armazenada no dielétrico reduzindo para 5 V o nível de tensão em um tempo máximo de 1 min para capacitores de tensão nominal de até 600 V e 5 min para capacitores de tensão nominal superior ao valor anterior Este dispositivo de descarga pode ser instalado interna ou externamente à unidade capacitiva sendo mais comum a primeira solução conforme mostrado na Figura 413 446 Processo de construção A parte ativa dos capacitores é constituída de eletrodos de alumínio separados entre si pelo dielétrico de polipropileno metalizado a zinco formando o que se denomina armadura bobina ou elemento conforme se mostra na Figura 414 Elementos de um capacitor Esses elementos são montados no interior da caixa metálica e ligados adequadamente em série paralelo ou série paralelo de forma a resultar na potência reativa desejada ou na capacitância requerida em projeto O conjunto é colocado no interior de uma estufa com temperatura controlada por um período aproximado de sete dias tempo suficiente para que se processe a secagem das bobinas com a retirada total da umidade Nesse processo aplicase uma pressão negativa da ordem de 103 mmHg no interior da caixa acelerando a retirada da umidade Se a secagem não for perfeita pode permanecer no interior da unidade capacitiva uma certa quantidade de umidade o que seguramente provocará quando em operação descargas parciais no interior do referido capacitor reduzindo a sua vida útil com a consequente queima da unidade Concluído o processo de secagem mantendose ainda sob vácuo toda a unidade iniciase o processo de impregnação para capacitores impregnados utilizandose o líquido correspondente e em seguida a caixa metálica é totalmente vedada O processo continua com a pintura da caixa recebendo posteriormente os isoladores terminais e placas de identificação Finalmente a unidade capacitiva se destina ao laboratório do fabricante onde serão realizados todos os ensaios previstos por normas estando no final pronta para o embarque As Figuras 415 e 416 mostram capacitores respectivamente de média e baixa tensões sendo os primeiros monofásicos empregados normalmente em bancos de capacitores em estrela aterrada ou não Os bancos de capacitores de baixa tensão muitas vezes são instalados no interior de painéis metálicos formando módulos com potências nominais definidas manobrados através de controladores de fator de potência que podem ser Figura 414 Figura 415 ajustados para manter o fator de potênciada instalação com valores por exemplo superiores a 095 São denominados bancos de capacitores automáticos e podem ser vistos na Figura 417 Os controladores de fator de potência são fabricados com componentes eletrônicos e apresentam as seguintes características operacionais Podem ser programados para ajuste rápido e fino do fator de potência Parte ativa de um capacitor Capacitores trifásicos de média tensão Efetuam rodízio de operação dos capacitores inseridos Efetuam a medição do fator de potência verdadeiro true RMS Efetuam a medição da distorção harmônica total São fornecidos comercialmente em unidades que podem controlar de 6 a 12 estágios Cada estágio corresponde a uma ou mais unidades capacitivas A Figura 418 fornece a vista frontal de um tipo de controlador de fator de potência Figura 416 Figura 417 Capacitores monofásicos componentes de uma unidade trifásica de baixa tensão Banco de capacitores automático de baixa tensão Figura 418 Controlador de fator de potência 45 Características elétricas dos capacitores 451 Conceitos básicos 4511 Potência nominal Os capacitores são normalmente designados pela sua potência nominal reativa contrariamente aos demais equipamentos cuja característica principal é a potência nominal aparente A potência nominal de um capacitor em kVAr é aquela absorvida do sistema quando este está submetido a uma tensão e frequências nominais a uma temperatura ambiente não superior a 20 ºC ABNT A potência nominal do capacitor pode ser facilmente calculada em função da sua capacitância através da Equação 419 Pc potência nominal do capacitor em kVAr F frequência nominal em Hz Vn tensão nominal em kV C capacitância em μF Para capacitores de até 660 V a potência nominal geralmente não ultrapassa os 50 kVAr em unidades trifásicas e os 30 kVAr em unidades monofásicas Já os capacitores de tensão de isolamento de 23 a 15 kV são geralmente monofásicos com potências dadas na Tabela 43 4512 Frequência nominal Os capacitores devem operar normalmente na frequência de 60 Hz Para outras frequências é necessário especificar o valor corretamente já que a sua potência nominal é diretamente proporcional a este parâmetro 4513 Tensão nominal Os capacitores são normalmente fabricados para a tensão nominal do sistema entre fases ou entre fase e neutro respectivamente para unidades trifásicas e monofásicas No caso de capacitores de baixa tensão cuja maior utilização é feita em sistemas industriais de pequeno e médio portes são fabricados para 220 380 440 e 480 V independentemente de que sejam unidades monofásicas ou trifásicas Já os capacitores de tensão primária são normalmente fabricados de acordo com as tensões nominais dadas na Tabela 43 As Tabelas 44 e 45 fornecem as características elétricas básicas dos capacitores de fabricação Inducon respectivamente para as unidades de baixa tensão trifásicas e monofásicas Tabela 43 46 Aplicações dos capacitoresderivação Costumeiramente os capacitores têm sido aplicados nas instalações industriais e comerciais para corrigir o fator de potência geralmente acima do limite estabelecido pela legislação em vigor Além disso são utilizados com muita intensidade nos sistemas de distribuição das concessionárias e nas subestações de potência com a finalidade de reduzir as perdas e elevar a tensão do sistema Quando se aplica um capacitor em uma planta industrial estáse instalando uma fonte de potência reativa localizada suprindo as necessidades das cargas daquele projeto em vez de utilizar a potência reativa do sistema supridor acarretando perdas na geração e transmissão de energia Por este motivo as concessionárias cobram dos seus consumidores que não respeitam as limitações legais do fator de potência a energia e a potência reativas excedentes pois caso contrário elas teriam que suprir esta energia e potência a um custo extremamente mais elevado do que se teria com a instalação de capacitores nas proximidades das cargas consumidoras Os capacitoresderivação ou simplesmente capacitores podem ser utilizados em uma instalação industrial para atender a outros objetivos que serão posteriormente estudados com detalhes Redução das perdas nos circuitos terminais Liberação da potência instalada em transformação Liberação da capacidade de cargas dos circuitos terminais e de distribuição Melhoria do nível de tensão Melhoria na operação dos equipamentos de manobra e proteção Potência nominal das células capacitivas de média tensão Potência nominal kVAr Tensão nominal kV 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 Tabela 44 300 17200 a 24940 400 7620 a 14400 400 17200 a 24940 Devese atentar para o fato de que os capacitores somente corrigem o fator de potência no trecho compreendido entre a fonte geradora e seu ponto de instalação Além disso os efeitos sentidos pelo sistema com a presença de um banco de capacitores se limitam à elevação de tensão como consequência da redução da queda de tensão no trecho a montante do seu ponto de instalação Para melhor entendimento basta observar com atenção a Figura 419 na qual se pode perceber o funcionamento de um banco de capacitores em um sistema em que a corrente totalmente reativa capacitiva é fornecida à carga liberando o alimentador de parte desta tarefa Para efeitos práticos considerar toda a sua potência como normalmente capacitiva 461 Localização dos bancos de capacitores Sob o ponto de vista puramente técnico os bancos de capacitores devem ser instalados junto às cargas consumidoras de energia reativa No entanto outros aspectos permitem localizar os bancos de capacitores em outros pontos da instalação com vantagens econômicas e práticas Capacitores trifásicos de baixa tensão Inducon Tensão de linha V Potência kVAr Capacitância nominal μF Corrente nominal A Fusível NH ou DZ A Condutor de ligação mm2 50 Hz 60 Hz 50 Hz 60 Hz 220 21 25 13701 55 66 10 25 42 50 27403 109 131 25 25 63 75 41104 164 197 32 6 83 100 54805 218 262 50 10 104 125 68507 273 328 63 16 125 150 82208 328 394 63 16 146 175 95909 382 459 80 25 166 200 109612 437 525 100 25 187 225 123312 491 590 100 35 208 250 137014 546 656 125 35 380 21 25 4592 32 38 10 25 42 50 9185 63 76 16 25 63 75 13777 95 114 20 25 83 100 18370 127 152 25 4 104 125 22962 158 190 32 6 125 150 27555 196 228 32 6 146 175 32147 222 266 50 10 166 200 36739 253 304 50 10 187 225 41332 285 342 63 16 208 250 45924 317 380 63 16 250 300 55109 380 456 80 25 292 350 64294 443 532 100 25 333 400 73479 506 608 100 35 375 450 82664 570 684 125 50 416 500 91848 633 760 125 50 440 21 25 3425 27 33 6 25 42 50 6851 55 66 10 25 63 75 10276 82 98 16 25 83 100 13701 109 131 25 25 104 125 17126 137 164 32 4 125 150 20552 164 197 32 6 146 175 23977 192 230 50 6 166 200 27403 218 262 50 10 187 225 30828 246 295 50 10 208 250 34253 273 328 63 16 250 300 41104 328 394 63 16 292 350 47954 382 459 80 25 333 400 54805 437 525 100 25 375 450 61656 491 590 100 35 416 500 68507 546 656 125 35 480 42 50 5756 51 60 10 25 83 100 11513 100 120 20 25 125 150 17269 150 180 32 4 166 200 23026 201 241 50 6 Tabela 45 208 250 28782 251 301 50 10 250 300 34539 301 361 63 16 292 350 40295 351 421 80 16 333 400 46052 401 481 80 25 375 450 51808 451 541 100 25 416 500 57565 501 601 100 35 Os pontos indicados para a localização dos capacitores em uma instalação industrial são 4611 No sistema primário Neste caso os capacitores devem ser localizados após a medição no sentido da fonte para a carga Em geral o custo final de sua instalação principalmente em subestações abrigadas é superior a um banco equivalente localizado no sistema secundário A grande desvantagem desta localização é a de não permitir a liberação de carga do transformador ou dos circuitos secundários da instalação consumidora Assim a sua função se restringe somente à correção do fator de potência e secundariamente à liberação de carga do alimentador da concessionária 4612 No secundário do transformador de potência Neste caso a localização dos capacitores geralmente ocorre no barramento do QGF Quadro Geral de Força Tem sido a de maior utilização na prática por resultar em geral em menores custos finais Tem a vantagem de liberar potência dos transformadores de força e poder instalarse no interior da subestação local normalmente utilizado para o próprio QGF Capacitores monofásicos de baixa tensão Inducon Tensão de linha V Potência kVAr Capacitância nominal μF Corrente nominal A Fusível NH ou DZ A Condutor de ligação mm2 50 Hz 60 Hz 50 Hz 60 Hz 220 21 25 137 95 114 20 25 25 30 165 114 136 25 25 42 50 274 191 227 32 6 50 60 329 227 273 50 10 63 75 411 286 341 63 10 83 100 548 377 455 80 16 100 120 657 455 545 100 25 125 150 822 568 682 125 35 166 200 1096 755 901 160 70 380 21 25 46 55 66 10 25 25 30 55 66 79 16 25 42 50 92 111 132 25 25 50 60 110 132 158 32 4 83 100 184 218 263 50 10 100 120 220 263 316 50 10 125 150 276 329 395 63 16 150 180 330 395 474 80 25 166 200 367 437 526 100 25 200 240 440 526 632 100 35 208 250 460 547 658 125 35 250 300 551 658 789 160 50 440 42 50 68 95 114 20 25 50 60 82 114 136 25 25 83 100 137 189 227 32 6 100 120 164 227 273 50 10 125 150 206 284 341 63 10 166 200 274 377 455 80 16 208 250 343 473 568 100 25 250 300 411 568 682 125 35 480 42 50 58 87 104 20 25 50 60 69 104 125 20 25 83 100 115 173 208 32 6 100 120 138 208 250 50 6 125 150 173 260 313 50 10 166 200 230 346 417 80 16 208 250 288 433 521 100 25 250 300 345 521 625 100 36 Figura 419 Fornecimento de potência reativa pelo capacitor Em muitas instalações industriais o transformador de potência opera a vazio por longos períodos de tempo notadamente após o término do expediente de trabalho nos fins de semana e feriados Essa forma de operação pode resultar em um fator de potência horário inferior a 092 Nessa condição há necessidade de desligar o transformador de força durante esse período o que só pode ser realizado quando se dispõe de uma unidade de transformação dedicada à iluminação Caso contrário é necessário instalar um banco de capacitores exclusivo para corrigir o fator de potência do transformador que opera praticamente a vazio já que a carga de iluminação de vigia normalmente é muito pequena para a potência nominal do transformador de força A potência necessária para corrigir o fator de potência de um transformador operando a vazio pode ser dada pela Equação 420 Pre potência reativa indutiva para elevar o fator de potência a 1 Pnt potência nominal do transformador em kVA Pp0 perdas a vazio do transformador em kW Io corrente de magnetização do transformador em A Int corrente nominal do transformador Exemplo de aplicação 44 Considerar uma instalação industrial na qual o expediente se encerra às 18 horas Existe apenas um transformador de 1000 kVA380220 V servindo às cargas de força e luz A iluminação de vigia requer uma potência de apenas 5 da potência nominal do transformador Determinar a potência nominal dos capacitores necessária para corrigir o fator de potência do transformador para o valor unitário sabendose que a corrente de magnetização do mesmo é de 15 da sua corrente nominal Aplicando a Equação 420 temse Logo será necessário instalar um banco de capacitores de 15 kVAr de potência nominal no barramento do QGF 4613 Nos terminais de conexão de cargas específicas 46131 Motores elétricos Quando uma carga específica como no caso de um motor apresenta baixo fator de potência devese fazer a sua correção alocandose um banco de capacitores nos terminais de alimentação desta carga No caso específico de motores de indução de uso generalizado em instalações industriais o banco de capacitores deve ter a sua potência limitada aproximadamente a 90 da potência absorvida pelo motor em operação sem carga que pode ser determinada a partir da corrente em vazio e que corresponde a cerca de 20 a 30 da corrente nominal para motores de IV polos e velocidade síncrona de 1800 rpm A Tabela 46 determina a potência máximado capacitor ou banco que deve ser ligado aos terminais de um motor de indução trifásico para a condição de o motor ser manobrado pela mesma chave do banco de capacitores Quando a chave de manobra do banco de capacitores é diferente da chave de manobra do motor deve se desligar o banco de capacitores antes de desligar o motor da rede Assim em um motor de 100 cv 380 V IV polos cuja corrente nominal é de 1354 A a potência máxima do capacitor conectado aos seus terminais será de Pela Tabela 46 temse Pm 100 cv Wm 1800rpm Pcap 20 kVAr Esta limitação tem como fundamento a operação do motor a vazio evitando que nesse instante a impedância indutiva do motor seja igual à reatância capacitiva do capacitor estabelecendose assim um fenômeno de ferroressonância em que a impedância à corrente seria a resistência do próprio bobinado do motor e do circuito de ligação entre o motor e o capacitor A seguir daremos algumas recomendações para a ligação de capacitores junto aos terminais dos motores 461311 Motores acionados diretamente da rede O capacitor deve ser conectado de preferência ao circuito do motor entre o contactor de manobra do motor e o relé térmico de proteção conforme a Figura 420 Tabela 46 O circuito que liga o capacitor não deverá ter seção inferior a um terço da seção do condutor que liga os terminais do motor 461312 Motores acionados por meio de chaves estrelatriângulo Os capacitores devem ser instalados logo após o contactor de manobra do motor e antes do relé térmico de proteção conforme está mostrado na Figura 421 461313 Motores acionados por meio de chave compensadora O capacitor deve ser acionado por meio de contactor dedicado à sua manobra isto é independente dos contactores de acionamento partes componentes da chave compensadora No entanto o contactor de manobra do capacitor deve ser acionado ao mesmo tempo em que é acionado o contactor principal da chave e sua conexão deve ocorrer entre o contactor principal e o relé térmico Se não for dimensionado um contactor independente para a manobra do capacitor poderão ocorrer danos tanto no motor quanto na chave compensadora Assim quando da transferência de conexão entre o reator da chave compensadora para a rede de alimentação ocorre um corte no fluxo de corrente para o motor durante um curto espaço de tempo Nesse intervalo de tempo o capacitor entra no período de descarga ocorrendo uma corrente muito elevada quando a tensão da rede é aplicada sobre o trecho do circuito no qual estão ligados o motor e o capacitor pois haverá uma diferença de tensão entre a tensão da rede e a tensão ainda presente nos terminais do capacitor Potência máxima dos capacitores ligados a motores de indução Potência do motor de indução cv Velocidade síncrona do motor em rpm 3600 1800 1200 900 720 600 kVAr 5 20 20 20 30 40 45 75 25 25 30 40 55 60 10 30 30 35 50 65 75 15 40 40 50 65 80 95 20 50 50 65 75 90 120 25 60 60 75 90 110 140 30 70 70 90 100 120 160 40 90 90 110 120 150 200 50 120 110 130 150 190 240 60 140 140 150 180 220 270 75 170 160 180 210 260 325 100 220 210 250 270 325 400 125 270 260 300 325 400 475 150 325 300 350 375 475 525 200 400 375 425 475 600 650 250 500 450 525 575 700 775 Figura 420 300 575 525 600 650 800 875 400 700 650 750 850 950 1050 500 775 725 825 975 1075 1150 Chave de comando 461314 Motores acionados por meio de chave softstarter Para que se possa compensar o motor por meio de capacitores localizados junto aos motores é necessário que eles sejam providos de um contactor de manobra independente e que a chave softstarter possua um contactor de bypass Isto se deve à forma de funcionamento da chave softstarter que injeta no sistema um elevado conteúdo harmônico notadamente os de terceira e quinta ordens Como os capacitores são sensíveis às correntes de frequência superior a sua frequência nominal poderão ocorrer danos às unidades capacitivas 461315 Motores acionados por meio de inversores de frequência Os inversores de frequência são equipamentos que injetam na rede um grande número de espectro de harmônicos podendo surgir entre o inversor de frequência e o capacitor uma ressonância paralela capaz de danificar o capacitor A correção localizada do fator de potência de motores manobrados por inversores de frequência deve ocorrer somente acompanhada de cálculo das sobretensões resultantes dessa ligação Figura 421 Chave estrelatriângulo de comando Tratandose de instalações industriais há predominância de motores elétricos de indução no valor total da carga fazendose necessário tecer algumas considerações sobre a sua influência no comportamento do fator de potência Segundo as curvas da Figura 422 podese observar que a potência reativa absorvida por um motor de indução aumenta muito levemente desde a sua operação a vazio até a sua operação a plena carga Entretanto a potência ativa absorvida da rede cresce proporcionalmente com o aumento das frações de carga acoplada ao eixo do motor Como resultado das variações das potências ativa e reativa na operação dos motores de indução desde o trabalho a vazio até a plena carga o fator de potência varia também proporcionalmente a esta variação tornandose importante o controle operativo dos motores por parte do responsável pela operação Para exemplificar reduzindose a carga solidária ao eixo de um motor de indução de 300 kW a 50 de sua carga nominal o fator de potência cai de 087 obtido durante o regime de operação nominal para 080 enquanto a corrente originalmente igual a 660 A reduzse para 470 A Se a redução da carga fosse para 75 da nominal o fator de potência cairia para 087 e a corrente atingiria o valor de 540 A 46132 Máquinas de solda a transformador Já as máquinas de solda a transformador que trabalham normalmente com baixo fator de potência quando compensadas individualmente devem obedecer à seguinte recomendação A potência máxima do capacitor é Ptm potência nominal do transformador da máquina de solda em kVA 46133 Máquinas de solda com transformador retificador O valor da potência capacitiva deve ser Figura 422 a Variação do fator de potência em função do carregamento do motor De acordo com essas considerações o estudo pormenorizado das condições 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 capacitores é a elevação do nível de tensão Entretanto em instalações industriais ou comerciais não se usa este 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 de operação da instalação O estudo para a aplicação de banco de capacitores pode ser dividido em dois grupos distintos o primeiro é o estudo para aplicação de capacitores em instalações industriais em fase de projeto o segundo estudo é destinado às instalações industriais em pleno processo de operação A aplicação de capacitores em ambas as situações será estudada detalhadamente a seguir 462 Instalações em projeto Na prática temse notado que durante a elaboração de projetos elétricos de pequenas indústrias há uma grande dificuldade em se saber com razoável confiança os detalhes técnicos e o comportamento operativo da planta tais como ciclo de operação diário semanal mensal ou anual taxa de carregamento dos motores taxa de carregamento dos transformadores cronograma de expansão das atividades produtivas Esses dados são úteis para que se possa determinar o fator de potência médio presumido da instalação e prever os meios necessários para sua correção caso se justifique Em planta de maior porte porém o planejamento prevê com razoáveis detalhes todos os itens anteriormente citados e a seguir discriminados Levantamento de carga do projeto Motores Tipo indução rotor bobinado síncrono b c d Potência em cv Fator de potência Número de fases Número de polos Frequência Transformadores Potência nominal Tensões primárias e secundárias Impedância percentual Corrente de magnetização Cargas resistivas Potência nominal em kW Potência de operação em kW Número de fases Fornos Tipo indução eletromagnética arco etc Número de fases Fator de potência Máquinas de solda Tipo máquinas de solda transformadora motogeradora e transformadora retificadora Número de fases Fator de potência determinado em teste de bancada Iluminação Tipo incandescente fluorescente vapor de mercúrio vapor de sódio Reator alto ou baixo fator de potência O próprio projetista pode decidir sobre o tipo de reator que utilizará Como sugestão podemse organizar os dados de carga do projeto conforme a Tabela 47 Durante a análise da carga a ser instalada o projetista deve identificar a quantidade de cargas não lineares presentes na instalação Se a capacidade dessas cargas for igual ou inferior a 20 da capacidade instalada a determinação do fator de potência poderá ocorrer considerando que o conjunto de cargas seja de características lineares No entanto se a capacidade das cargas não lineares for superior a 20 da carga total devese especificar indutores antiharmônicos junto aos capacitores ou utilizar filtros harmônicos para as componentes de maior intensidade Devese salientar que para as indústrias em operação os dados referentes às cargas não lineares devem ser fornecidos pelos fabricantes das máquinas o que normalmente não é fácil de se obter Ciclo de operação diário semanal mensal e anual Como em geral nas indústrias as máquinas operam em grupos definidos podese determinar o ciclo de operação para cada conjunto homogêneo de carga e depois compor os vários conjuntos formando a curva de carga que corresponde ao funcionamento da instalação durante o período considerado Na prática determinase o ciclo de operação diário considerandose um dia típico provável de produção normal Para as indústrias comprovadamente sazonais é importante determinar o seu comportamento durante um ciclo completo de atividade Determinação das demandas ativas e reativas para o ciclo de carga considerado Como sugestão podemse organizar os valores de demanda ativa e reativa segundo a Tabela 48 Traçado das curvas de demanda ativa e reativa Com base nos valores finais obtidos nas tabelas mencionadas traçamse os gráficos das Figuras 418 e 419 pelos quais se pode visualizar o ciclo de operação diário da instalação a b Tabela 47 4621 Determinação do fator de potência estimado O fator de potência pode ser determinado por um dos métodos adiante indicados de acordo com os dados disponíveis ou com a precisão dos resultados 46211 Método do ciclo de carga operacional Este método baseiase na determinação dos consumos previstos no ciclo de operação diário da instalação projetado mensalmente Considerando uma indústria de atividade produtiva bem definida podemse determinar os consumos de energia ativa e reativa com base no ciclo de operação diário e projetar estes consumos de acordo com os dias trabalhados ao longo de um período de um mês comercial ou seja 30 dias Em seguida aplicar a Equação 46 Exemplo de aplicação 45 Considerar um projeto em desenvolvimento de uma indústria cujas cargas são conhecidas segundo um ciclo de operação diário típico sabendose ainda que o funcionamento é de segunda a sextafeira no período compreendido entre as 6 e as 24 horas Fora do período de sua atividade produtiva a indústria mantém ligada apenas 10 da sua iluminação normal Determinar o fator de potência estimado sabendose que a tensão do sistema é de 440 V Levantamento de carga O levantamento de carga conduziu aos resultados constantes na Tabela 47 Determinação das demandas previstas Com base nos valores nominais das cargas determinamse as demandas ativa e reativa de cada setor produtivo considerandose um conjunto homogêneo As demandas previstas devem ser contabilizadas a cada intervalo de 1 hora de acordo com a legislação Setor A Pata 20 10 0736 147 kW Prea Pata tgarcos 085 91 kVAr Setor B Patb 100 75 0736 552 kW Preb Patb tgarcos081 399 kVAr Setor C Patc 25 15 0736 276 kW Prec Patc tgarcos 075 243 kVAr Setor D Patd 30 5 30 25 0736 662 kW Levantamento da carga Setor Motores Resistores Lâmpadas Período de funcionamento Quantidade Potência Total Potência total FP plena carga Quantidade F I cv cv kW W W A 20 10 200 085 Das 6 às 20h Consumo de energia ativa Cam leitura atual leitura anterior FMM FMM fator de multiplicação do medidor Cam 230 120 720 79200 kWh Consumo de energia reativa Cm leitura atual leitura anterior FMM Cm 190 65 720 90000 kVArh Tda R 24511kW Tabela 111 Tea R 022878kWh Tabela 111 De acordo com a Equação 49 temse Fp frac79200sqrt792002 900002 066 As perdas em watts dos reatores bem como o seu fator de potência podem ser encontradas em catálogos de fabricantes Os reatores simples para lâmpadas fluorescentes de 65 W apresentam uma perda de 119 W com um fator de potência 05 enquanto os reatores duplos utilizados neste exemplo têm perdas de 241 W com um fator de potência 09 reatores compensados Com base nos resultados anteriores foi organizada a Tabela 48 c Traçado das curvas de cargas A partir dos valores totais obtidos da formação da Tabela 48 traçamse as curvas de carga das demandas previstas ativa e reativa que compõem um ciclo de carga diário de acordo com os gráficos das figuras 423 e 424 d Cálculo do fator de potência horário Tratandose de um consumidor do Grupo Tarifário Azul o fator de potência é calculado a cada intervalo de 1hora conforme a Tabela 48 e Cálculo das energias mensais ativa e reativa Os consumos de energia ativa e reativa para o período de um mês de operação da indústria são obtidos multiplicandose as demandas ativa e reativa pelo tempo considerado do período diário e pelo número de dias de funcionamento previsto O valor do consumo diário de energia ativa vale ζkwhd 826 12392 20668 14042 9102 3582 ζkwhd 27979 kWhdia Figura 423 Curva de demanda ativa Figura 424 Tabela 48 Curva de demanda reativa indutiva Demandas acumuladas por período kW e kVAr Demandas acumuladas por período Demandas horárias Fator Pot Período Setor A Setor B Setor C Setor D Setor E Setor F Setor I Totais pot capac Horas kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kVAr 01 82 17 82 17 097 0 12 82 17 82 17 097 0 23 82 17 82 17 097 0 34 82 17 82 17 097 0 45 82 17 82 17 097 0 56 82 17 82 17 097 0 67 147 91 552 399 276 243 182 155 82 17 1239 905 080 401 78 147 91 552 399 276 243 182 155 82 17 1239 905 080 401 89 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 910 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 1011 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 1112 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 1213 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 f 1314 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 1415 147 91 552 399 662 416 165 155 182 155 82 17 1790 1233 082 486 1516 147 91 552 399 662 416 165 155 182 155 82 17 1790 1233 082 486 1617 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 1718 147 91 552 399 276 243 662 416 165 155 182 155 82 17 2066 1476 081 615 1819 147 91 552 399 276 243 165 155 182 155 82 17 1404 1060 079 491 1920 147 91 552 399 276 243 165 155 182 155 82 17 1404 1060 079 491 2021 552 399 276 243 82 17 910 659 081 247 2122 552 399 276 243 82 17 910 659 081 247 2223 276 243 82 17 358 260 081 97 2324 276 243 82 17 358 260 081 97 O valor de consumo diário de energia ativa mensal vale Ckwhm 27979 22 615538 kWhmês O valor do consumo diário de energia reativa vale CkVArhd 176905214768123321060265922602 CkVArhd 20052 kVArhdia O valor do consumo mensal de energia reativa vale CkVArhm 20052 22 441144 kVArhmês Cálculo do fator de potência médio mensal A título de ilustração podese determinar o fator de potência médio mensal aplicandose a Equação 49 Devese acrescentar que para a indústria em apreço isto é modalidade tarifária azul este resultado não gera efeito prático 46212 Método analítico Este método se baseia na resolução do triângulo das potências Cada carga é considerada individualmente calculandose a sua demanda ativa e reativa com base no fator de potência nominal Ao se obterem finalmente os valores de demanda ativa e reativa calculase o valor de Ψ conforme a Figura 425 Este método em geral é empregado quando se deseja obter o fator de potência em um ponto determinado do ciclo de carga Exemplo de aplicação 46 Determinar o fator potência na demanda máxima prevista de uma instalação industrial cuja carga é composta de 25 motores trifásicos de 3 cv380 VIV polos com fator de potência 073 15 motores trifásicos de 30 cv380 VIV polos com fator de potência 083 500 lâmpadas fluorescentes de 40 W com reator a baixo fator de potência ou seja 04 em atraso com perda de 153 W À iluminação é ligada em 220 V Motores de 3 cv P3 3 0736 25 552 kW P3 552 tgarccos073 516 kVar Motores de 30 cv P30 30 0736 15 3312 kW P30 3312 tgarccos083 2225 kVar Carga de iluminação Pati 500 401000 276 kW Pri 500 153 tgarccos 041000 175 kVar Os triângulos das potências correspondentes a cada conjunto de carga estão mostrados nas Figuras 425a b e c Compondose os diversos triângulos das potências têmse o triângulo resultante conforme a Figura 425d Fator de potência do conjunto Pat 552 3312 276 414 kW Prt 516 2225 175 2916 kVAr Prt 414² 2916² 5063 kVA ψ arctg Prt Pat arctg 2916 414 3515 Fp cos3515 081 Figura 425 Triângulos das potências 463 Instalações em operação A determinação precisa do fator de potência somente é possível quando a instalação está operando em plena carga Em geral não se deve proceder à medição do fator de potência em indústrias recéminauguradas em virtude de que nem sempre todas as máquinas estão em operação de regime normal O fator de potência de uma instalação industrial poderá ser alterado desde que algumas providências de ordem administrativa sejam tomadas quais sejam Desligar e remover de operação os motores que estiverem funcionando em vazio Manter energizados somente os transformadores necessários à carga quando a indústria estiver operando em carga leve ou somente com a iluminação de vigia Substituir os motores superdimensionados por unidades de menor potência Para a determinação do fator de potência pode ser adotado um dos seguintes métodos 4631 Método dos consumos e demandas médios mensais Este é um dos métodos mais simples conhecidos Consiste em tabular os consumos de energia e demanda ativa e reativa fornecidos na conta de energia elétrica emitida pela concessionária É conveniente que sejam computados os valores de energia e demanda correspondentes a um período igual ou superior a seis meses Este método é somente válido para consumidores com avaliação mensal do fator de potência Caso a indústria apresente sazonalidade de produção é necessário considerar este fato aumentandose o período do estudo por exemplo para 12 meses Com os resultados obtidos pela média aritmética dos valores tabulados empregamse as Equações 47 48 e 49 Exemplo de aplicação 47 Considerar uma indústria cujos consumos mensais foram organizados segundo a Tabela 49 Determinar o fator de potência médio da instalação e o faturamento médio previsto pelo excedente de energia e demanda reativa O consumidor pertence ao grupo tarifário convencional Aplicandose a Equação 49 temse Tabela 49 Consumos médios Mês Consumo Demanda kWh kVArh kW Jul 30109 18720 85 Ago 31425 22115 88 Set 27302 14016 76 Out 25920 19980 74 Nov 29520 21372 82 Dez 30742 19782 85 Soma 175018 115985 490 Média 29170 19331 82 4632 Método analítico Este método é o mesmo explanado na Seção 46212 ou seja o método dos triângulos de potência As potências ativas e reativas podem ser coletadas através de medições simples instantâneas em vários instantes de um ciclo de carga obtendose no final um fator de potência médio da instalação Este procedimento somente é válido para indústrias do grupo tarifário com avaliação mensal do fator de potência 4633 Método das potências medidas Atualmente existem vários aparelhos de tecnologia digital disponíveis no mercado fabricados ou distribuídos por diferentes fornecedores que desempenham várias funções no campo da medição de parâmetros elétricos sendo um deles a medição do fator de potência Em geral esses aparelhos são constituídos de uma caixa no interior da qual estão os componentes eletrônicos necessários às funções dedicadas a que se propõem Em sistemas primários devese utilizar o transformador de potencial adequado ao nível de tensão da rede Podem ser fornecidos em unidades monofásicas ou trifásicas sendo conveniente utilizar unidades trifásicas Alguns aparelhos apresentam as seguintes características técnicas Medição de tensão corrente potência ativa potência reativa potência aparente frequência fator de potência energia ativa e energia reativa Memória de massa para 6 ou 12 canais Classe de exatidão variando de 02 a 1 Possibilidade de telemedição Medição de distorção harmônica Figura 426 Figura 427 Os resultados obtidos da medição dos parâmetrosdo sistema elétrico anteriormente mencionados são exibidos em planilha eletrônica Excel Através dessa planilha podem ser elaborados os gráficos dos parâmetros medidos para efeito de análise conforme exemplos mostrados nas Figuras 426 a 430 correspondentes a medições contínuas de 3 dias Utilizando a mesma planilha Excel com base nos dados coletados pelo aparelho de medição podese determinar por exemplo o quanto de potência reativa capacitiva é necessário para corrigir o fator de potência horário até um valor definido conforme exemplificado na Figura 431 Curva de tensão entre fases e neutro Curva de carga ativa Figura 428 Figura 429 Curva de carga reativa Curva de carga aparente Figura 430 Figura 431 Curva do fator de potência Curva da potência capacitiva 464 Estudos para a aplicação específica de capacitores 4641 Liberação de potência instalada em transformação A instalação de capacitores na rede de tensão inferior de uma instalação libera potência em kVA das unidades de transformação em serviço A capacidade de potência liberada pode ser calculada segundo a Equação 423 Pt potência em kVA liberada em transformação Pc potência dos capacitores utilizados em kVAr ψ ângulo do fator de potência original Pt potência instalada em transformação em kVA Muitas vezes é necessária a implantação de uma determinada máquina em uma indústria em funcionamento em que a subestação está operando com a sua capacidade plena para um dado fator de potência Em vez de ampliar a potência da subestação com gastos elevados podese instalar um banco de capacitores de sorte a reduzir a potência reativa fornecida através da subestação aliviando a carga dos respectivos transformadores Exemplo de aplicação 48 Um projeto industrial tem uma potência instalada de 1500 kVA com dois transformadores de 750 kVA em paralelo O fator de potência médio é de 087 para uma demanda máxima de 1480 kVA Desejandose fazer um aumento de carga com a instalação de um motor de 150 cv a um fator de potência de 087 calcular a potência necessária dos capacitores a fim de evitar alteração nas unidades de transformação Pm Ri 1500736 087095 1335 kVA η 095 rendimento do motor Pt 1500 kVA ψ arcos087 2954 Da Equação 423 podese explicitar o valor de Pc na equação do 2º grau P²c 2Risen ψ1 2Ptsen ψ1Pc 2PtRi P²1 0 P²c 1610P c 418332 0 P²c 1610 1610² 41418332 21 Pga 1284 kVar Pca 325 kVar Analisandose os dois resultados liberados pela equação do 2º grau podese determinar o valor do banco de capacitores que mais satisfaça técnica e economicamente ao caso em questão Aplicandose a Equação 423 com os valores Pa e Qa têmse P111 1 1284²cos²2954 1500² 1284sen2954 1500 1500 P111 0667 0422 11500 1335 kVA P122 1 325²cos²2954 1500² 325sen2954 1500 1500 P122 0982 01068 11500 1332 kVA Logo podese perceber facilmente que a solução mais econômica é adotar um banco de capacitores de 325 kVAr Pc 6 50 1 25 325 kVAr Podese comprovar este resultado a partir do triângulo das potências de acordo com as Figuras 432a e b Logo percebese que é possível adicionar à instalação um motor de 150 cv e o carregamento dos transformadores ainda se reduz para 1472 kVA após a instalação de um banco de capacitores de 325 kVAr 4642 Liberação da capacidade de carga de circuitos terminais e de distribuição À semelhança do processo pelo qual se pode obter potência adicional da subestação muitas vezes é necessário acrescer uma determinada carga por exemplo em um CCM Centro de Controle de Motores tendose com fator limitante a seção do condutor do circuito de distribuição que liga o QGF ao referido CCM A instalação de capacitores no barramento do CCM poderá liberar a potência que se deseja A Equação 424 permite conhecer o valor desta potência Xcir reatância do circuito para o qual se quer liberar a carga em Ω Rcir resistência do circuito para o qual se quer liberar a carga em Ω Ψ1 ângulo do fator e potência original 4643 Redução das perdas As perdas nos condutores são registradas nos medidores de energia da concessionária e o consumidor paga pelo consumo desperdiçado A Equação 425 permite que se determine a energia economizada em um período anual Ee energia anual economizada em kWh Pc potência nominal do capacitor em kVAr Pd demanda do circuito Rcir resistência do circuito para o qual estão sendo calculadas as perdas em Ω Vcir tensão composta do circuito em kV Figura 432 Triângulo das potências Exemplo de aplicação 49 Desejandose instalar em um determinado CCM um motor de 100 cv com fator de potência 087 e rendimento 092 sabendose que a demanda medida no seu circuito terminal é de 400 A e que o condutor tem seção de 300 mm2 limite de corrente de 435 A considerandose o condutor do tipo XLPE instalado no interior do eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante A1 determinar a quantidade de capacitores e a potência nominal necessária para evitar a troca dos condutores O fator de potência medido no barramento do CCM é de 071 O circuito terminal mede 150 m Da Equação 424 podese explicitar o valor de Pc Im 1354 A corrente nominal do motor Icf 400 1354 5354 435 A supera a capacidade de corrente do condutor R 00781 mΩm Tabela 322 X 01068 mΩm Tabela 322 arcos 071 4476º arcos 087 2954º Para a aplicação deste resultado convém que se estude a viabilidade econômica entre a substituição do condutor e a instalação do banco de capacitores Neste caso poderia ser constituído um banco de capacitores com três unidades capacitivas de 40 kVAr Desta forma temse O fator de potência medido no barramento do CCM vale Se for aumentada a potência capacitiva poderá ser liberada mais corrente do condutor Exemplo de aplicação 410 Considerando as condições iniciais do exemplo anterior sem a instalação do motor de 100 cv determinar a economia anual em R com a instalação de um banco de capacitores de 100 kVAr no circuito de distribuição A tensão entre fases vale 380 V Pd 038 400 2632 kVA Rcir 001171 Ω Pc 100 kVAr A economia em R vale Ecr 19227 Tea 19227 03678 R 707169ano Tea 03678 RkWh tarifa média anual adotada 4644 Melhoria do nível de tensão A instalação de capacitores em um sistema conduz ao aumento do nível de tensão como consequência da redução da corrente de carga e da redução efetiva da queda de tensão nos circuitos terminais e de distribuição A Equação 426 indica o valor percentual do aumento da tensão no circuito É importante frisar que a melhoria do nível de tensão deve ser encarada como uma consequência natural da instalação dos capacitores para corrigir o fator de potência ou outra solução que se deseje para um caso particular da instalação Como já se comentou anteriormente não é uma prática economicamente viável utilizarse de banco de capacitores para se proceder à elevação da tensão em instalações industriais quando é mais eficaz trocar as posições dos tapes dos transformadores da subestação desde que a regulação do sistema o permita No entanto nas redes de distribuição das concessionárias é comum a instalação de banco de capacitores como um meio de elevar o perfil de tensão do sistema podendo neste caso ser utilizados bancos de capacitores tanto fixos como automáticos Exemplo de aplicação 411 Considerando o exemplo da Seção 4643 Exemplo de aplicação 49 determinar o aumento do nível de tensão no circuito de distribuição 47 Correção do fator de potência Como ficou evidenciado anteriormente é de suma importância para o industrial manter o fator de potência de sua instalação dentro dos limites estabelecidos pela legislação Agora serão estudados os métodos utilizados para corrigir o fator de potência quando já é conhecido o valor atual medido ou determinado Para se obter uma melhoria do fator de potência podemse indicar algumas soluções que devem ser adotadas dependendo das condições particulares de cada instalação Devese entender que a correção do fator de potência aqui evidenciada não somente visa à questão do faturamento de energia reativa excedente mas também aos aspectos operacionais internos à instalação da unidade consumidora tais como liberação da capacidade de transformadores cabos redução das perdas etc A correção do fator de potência deve ser realizada considerando as características de carga da instalação Se a carga da instalação for constituída de 80 ou mais de cargas lineares podese corrigir o fator de potência considerando apenas os valores dessas cargas No entanto se na carga da instalação estiverem presentes cargas não lineares com valor superior a 20 do total da carga conectada devese considerar os efeitos dos componentes harmônicos na correção do fator de potência O fator de potência deve ser mantido igual ou superior a 092 e igual ou inferior a 1 após a instalação dos equipamentos de correção evitandose dessa forma elevação de tensão nos terminais do capacitor o que ocorre geralmente quando a instalação opera com fator de potência capacitivo 471 Correção do fator de potência para cargas lineares 4711 Modificação da rotina operacional Esta orientação deve ser dirigida por exemplo no sentido de manter os motores em operação a plena carga evitando o seu funcionamento a vazio Outras providências devem ser tomadas no sentido de otimizar o uso racional da energia elétrica atuando sobre o uso da iluminação dos transformadores e de outras cargas que operam com ineficiência conforme será estudado no Capítulo 15 4712 Instalação de motores síncronos superexcitados a b c a Os motores síncronos podem ser instalados exclusivamente para a correção do fator de potência ou podem ser acoplados a alguma carga da própria produção em substituição por exemplo a um motor de indução Praticamente nenhuma destas soluções é adotada devido a seu alto custo e dificuldades operacionais Os motores síncronos quando utilizados para corrigir o fator de potência em geral funcionam com carga constante A seguir será feita uma análise de sua operação nesta condição Motor subexcitado Corresponde à condição de baixa corrente de excitação na qual o valor da força eletromotriz induzida nos polos do estator circuito estatórico é pequena o que acarreta a absorção de potência reativa da rede de energia elétrica necessária à formação de seu campo magnético Assim a corrente estatórica mantémse atrasada em relação à tensão Motor excitado para a condição de fator de potência unitário Partindo da condição anterior e aumentando a corrente de excitação obtémse uma elevação da força eletromotriz no campo estatórico cuja corrente ficará em fase com a tensão de alimentação Desta forma o fator de potência assume o valor unitário e o motor não necessita de absorver potência reativa da rede de energia elétrica para a formação do seu campo magnético Motor sobreexcitado Qualquer elevação de corrente de excitação a partir de então proporciona o adiantamento da corrente estatórica em relação à tensão aplicada fazendo com que o motor funcione com o fator de potência capacitivo fornecendo potência reativa à rede de energia elétrica 4713 Instalação de capacitoresderivação Esta é a solução mais empregada na correção do fator de potência de instalações industriais comerciais e dos sistemas de distribuição e de potência A determinação da potência do capacitor por quaisquer dos métodos adiante apresentados não deve implicar um fator de potência inferior a 092 indutivo ou capacitivo em qualquer ponto do ciclo de carga da instalação de acordo com a legislação vigente Muitas vezes é necessária a operação dos bancos de capacitores em frações cuja potência manobrada não deva permitir um fator de potência capacitivo inferior a 092 no período da 0 às 6 horas à critério da concessionária a fim de se evitar o faturamento de energia capacitiva excedente O banco deve também ser manobrado no período das 6 às 24 horas para evitar o faturamento de energia reativa indutiva excedente A correção do fator de potência de motores aplicandose banco de capacitores em seus terminais deve ser feita com bastante critério para evitar a queima do equipamento como já se mencionou Nessas condições o sistema de suprimento ficará sujeito a sobretensões indesejáveis necessitando pois de empregar equipamentos de regulação de tensão e consequentes custos adicionais Entretanto como toda a carga que é composta de bobinas necessita de energia reativa indutiva para manter ativo o seu campo magnético a companhia responsável pela geração transmissão e distribuição de energia elétrica se compromete de acordo com a legislação vigente a fornecer a seus consumidores parte da energia reativa indutiva de que a carga necessita até o limite dado pelo fator de potência igual a 092 Os bancos de capacitores podem ser dimensionados para operação fixa e controlada 47131 Banco de capacitores fixos Os capacitores fixos são utilizados quando a carga da indústria praticamente não varia ao longo de uma curva de carga diária Também são empregados como uma potência capacitiva de base correspondente à demanda mínima da instalação A potência capacitiva necessária para corrigir o fator de potência pode ser determinada a partir dos seguintes métodos Método analítico Como anteriormente já foi mencionado o método analítico baseiase na resolução do triângulo das potências A determinação da potência dos capacitores para elevar o fator de potência de Fp1 para Fp2 pode ser feita com base na Equação 427 b c Figura 433 Pat potência ativa em kW ψ1 ângulo do fator de potência original ψ2 ângulo do fator de potência desejado Na Figura 433 Pre1 significa a potência reativa fluindo na rede antes da instalação dos capacitores e Pre2 a potência reativa fluindo na rede após a instalação dos capacitores Pc Método tabular O fator de potência desejado é obtido através da Tabela 410 a partir do fator de potência original O valor encontrado na Tabela 410 é aplicado de conformidade com a Equação 428 Δtg valor encontrado na Tabela 410 Método gráfico Este método se baseia no gráfico da Figura 434 As escalas das potências ou consumos de energia ativa e reativa podem ser multiplicados por qualquer número arbitrário de preferência múltiplo de 10 Conhecendose o fator de potência original Fp1 e desejando corrigilo para um valor Fp2 basta conhecer a demanda ativa e obter no gráfico a demanda reativa Pre1 Com o mesmo valor da demanda ativa encontrar para Fp2 o valor da demanda reativa Pre2 A diferença dos valores na escala das potências reativas corresponde à potência necessária dos capacitores Triângulo das potências Figura 434 Tabela 410 Gráfico para determinação do fator de potência Exemplo de aplicação 412 Determinar a potência capacitiva necessária para corrigir o fator de potência de uma instalação industrial para 095 cuja demanda é praticamente constante ao longo do dia e vale 340 kW O fator de potência médio medido em vários horários foi de 078 Pc Pat tgψ1 ψ2 340tg3873 tg1819 160 kVAr Fatores para correção do fator de potência Fator de potência original Fp1 Fator de potência corrigido Fp2 085 086 087 088 089 090 091 092 093 094 095 096 097 098 099 100 050 111 114 116 119 122 125 127 130 133 137 140 144 148 153 159 173 051 107 109 112 114 117 120 123 126 129 132 136 139 143 148 154 169 052 102 105 107 110 113 116 119 122 125 128 131 135 139 144 150 164 053 098 103 103 106 108 111 114 117 120 123 127 131 135 139 145 160 054 094 096 099 102 104 107 110 113 116 119 123 126 131 135 142 156 055 089 092 095 098 100 103 106 109 112 115 119 122 126 131 137 152 056 086 089 091 094 096 099 102 105 108 112 115 119 123 128 134 150 057 082 085 087 090 092 096 098 101 105 108 111 115 119 124 130 144 058 078 081 084 086 089 092 095 098 101 104 107 111 115 120 126 140 059 075 077 080 083 085 088 091 094 097 100 104 108 112 116 122 137 060 071 074 076 079 082 085 088 091 094 097 100 104 108 113 119 133 061 068 070 073 074 078 081 084 087 090 093 097 100 105 109 115 130 062 064 067 070 072 075 078 081 084 087 090 093 097 101 106 112 126 063 061 064 066 069 072 075 077 081 084 087 090 094 098 103 109 123 064 058 061 063 066 068 072 074 077 080 084 087 091 095 099 106 120 065 055 057 060 063 065 068 071 074 077 080 084 088 092 096 102 117 066 052 054 057 060 062 065 068 071 074 077 081 084 088 093 099 114 067 049 051 054 057 060 062 065 068 071 074 078 081 086 090 096 111 068 046 048 051 054 056 059 062 065 068 071 075 078 083 087 093 108 069 043 045 048 051 053 056 059 062 065 068 072 076 080 084 090 105 070 040 043 045 048 051 053 056 059 062 066 069 073 077 082 088 102 071 037 040 042 045 048 051 053 056 060 063 066 070 074 079 085 100 072 034 037 040 042 045 048 054 054 057 060 063 067 071 076 082 096 073 031 034 037 039 042 045 048 051 054 057 060 064 068 073 079 093 074 030 031 034 037 040 042 045 048 051 054 058 061 066 070 076 091 075 026 029 031 034 037 040 042 045 048 052 055 059 063 068 074 088 076 023 026 029 031 034 037 040 043 046 050 052 056 060 065 071 085 077 021 023 026 029 031 034 037 040 043 046 050 053 058 062 068 083 078 018 021 023 026 029 032 034 037 040 044 047 051 055 060 066 080 079 015 018 021 023 026 029 032 035 038 041 044 048 052 057 063 077 080 013 015 018 021 023 026 029 032 035 039 042 046 050 054 061 075 081 010 013 016 018 021 024 027 030 033 036 039 043 047 052 058 072 082 008 010 013 016 018 021 024 027 030 033 037 040 044 049 055 070 083 005 008 010 013 016 019 021 024 028 031 034 038 042 047 053 067 084 002 005 008 010 013 016 019 022 025 028 032 035 039 044 050 064 085 000 003 005 008 011 013 016 019 022 026 029 033 037 041 047 062 086 000 002 005 008 011 013 016 020 023 026 030 034 039 045 059 087 000 002 005 008 011 014 018 020 024 027 031 036 042 056 088 000 003 005 008 011 015 018 021 025 029 034 039 054 089 000 003 005 008 012 015 018 022 026 031 037 051 090 000 003 006 009 012 015 019 023 028 034 048 091 000 003 006 009 013 016 020 025 031 045 092 000 003 006 009 013 017 022 028 042 093 000 003 006 010 014 019 025 039 094 000 003 007 011 016 022 036 095 000 004 008 012 018 033 096 000 004 009 015 029 097 000 005 011 025 098 000 006 020 099 000 014 Exemplo de aplicação 413 Calcular o fator de potência de uma instalação cuja demanda média calculada foi de 8796 kVA para um fator de potência de 083 Desejandose corrigilo para 095 calcular a potência nominal necessária dos capacitores Pat 8796083 730 kW Para Pat 730 kW e Fp1 083 Pre1 490 kVAr Para Pat 730 kW e Fp2 095 Pre2 240 kVAr Pc 490 240 250 kVAr Poderão ser utilizadas 6 células de 40 kVAr 47132 Banco de capacitores automáticos Os métodos de cálculo utilizados para correção do fator de potência empregando banco de capacitores automáticos são os mesmos já utilizados anteriormente para banco de capacitores fixos No entanto há uma grande diferença na avaliação da capacidade do banco em função das frações inseridas durante o ciclo de carga da instalação Os bancos de capacitores automáticos são utilizados em instalações em que existe uma razoável variação da curva de carga reativa diária ou em que se necessita da manutenção do fator de potência em uma faixa muito estreita de variação Algumas recomendações devem ser seguidas para a utilização de bancos de capacitores automáticos a A potência máxima capacitiva recomendada a ser chaveada por estágio do controlador deve ser de 15 kVAr para bancos trifásicos de 220 V e de 25 kVAr para bancos de 380440 V b Dimensionar um capacitor com a potência igual à metade da potência máxima a ser manobrada para permitir o ajuste fino do fator de potência c Utilizar controladores de fator de potência que realizem a varredura das unidades chaveadas permitindo a melhor combinação de inserção A limitação da potência capacitiva chaveada tem como objetivo reduzir as correntes de surto que ocorrem durante a energização de cada célula capacitiva ou grupos de células capacitivas cujos valores podem superar 100 vezes a corrente nominal do capacitor acarretando alguns eventos indesejáveis tais como a queima de fusíveis danos nos contatos dos contactores etc Para a utilização das potências anteriormente mencionadas por estágio de potência de manobra recomenda se subdividir esses estágios de forma a atender às potências limite antes mencionadas Os contactores para manobra de capacitores devem ter categoria AC6b e são fabricados com dispositivos antissurto já incorporados tais como resistor pré carga ou bobina de surto A Figura 435 mostra em detalhes um exemplo de diagrama trifilar de um banco de capacitores automático de 175 kVAr380 V constituído de unidades capacitivas de 25 kVAr por estágio de manobra Observase a presença de uma bobina antissurto incorporada ao contactor em série em cada fase do banco de capacitores para reduzir a corrente de surto Para a utilização de contactores convencionais em banco de capacitores devese inserir um dispositivo restritor de corrente de surto que assim protege tanto os contactores como o próprio banco de capacitores Se forem utilizados resistores de précarga podese utilizar o esquema básico mostrado na Figura 436 adotando os valores dos resistores de précarga de acordo com a Tabela 411 No caso de ser utilizada a bobina antissurto para se determinar a sua indutância basta adotar a sequência de cálculo a seguir Cálculo da corrente nominal do condutor que liga o contactor ao capacitor Pnc potência nominal do capacitor em kVAr Vff tensão de linha em V Cálculo da seção do condutor O valor da seção do condutor Sco pode ser determinado pela Tabela 44 Consequentemente podese conhecer o diâmetro do condutor ou o diâmetro interno do cabo em metros Figura 435 Tabela 411 Esquema trifilar de um banco de capacitores automáticos Dimensionamento dos resistores de précarga Tensão Potência reativa máxima Contactor corrente nominal em regime AC3 Resistor V kVAr Principal Conexão Ohm W 220 175 50 9 3 1 25 25 65 12 275 80 18 3 1 60 375 105 50 177 32 3 1 160 80 247 3 1 160 115 330 3 1 200 380 40 50 9 3 1 20 50 80 18 3 1 30 Figura 436 60 95 25 3 1 75 625 105 90 177 32 3 1 100 440 40 50 18 3 1 30 45 65 25 3 1 75 50 80 75 105 32 3 1 100 100 177 Ligação dos resistores précarga Cálculo da capacitância do capacitor De acordo com a Equação 419 temse F frequência nominal do capacitor em Hz Cálculo da reatância capacitiva do capacitor Cálculo da indutância e reatância antissurto Lco comprimento do condutor em m Dco diâmetro do condutor em m Cálculo do surto de corrente nominal durante a energização do capacitor manobrado Inc corrente nominal do banco de capacitores em A Cálculo do surto de corrente real durante a energização do capacitor manobrado Se a corrente de surto real for superior à corrente de surto nominal é necessário inserir uma reatância antissurto entre o contactor e o capacitor manobrado Cálculo da reatância para restringir a corrente de energização para o valor inferior à reatância de surto nominal Determinação da corrente de surto real com a indutância restritora Exemplo de aplicação 414 Determinar o número de espiras que deve ser dado no condutor que liga o contactor ao capacitor de 50 kVAr que é a parte manobrada de um banco de capacitores automático de 200 kVAr380 V O comprimento do condutor entre o contactor e o capacitor vale 1 m Corrente nominal do condutor que liga o contactor ao capacitor de 50 kVAr Determinação da seção do condutor Sco 50 mm2 Tabela 44 Determinação da capacitância do capacitor de 50 kVAr De acordo com a Equação 419 temse Determinação da reatância capacitiva do capacitor Determinação da indutância e reatância antissurto Seção do condutor 50 mm2 Comprimento do condutor Lco 1 m Diâmetro do condutor Dco 827 mm 000827 m Determinação do surto de corrente nominal durante a energização do capacitor manobrado Isum 100 Inc 100759 7590 A Determinação do surto de corrente real durante a energização do capacitor manobrado Como a corrente de surto real é superior à corrente de surto nominal é necessário inserir uma reatância antissurto entre o contactor e o capacitor manobrado Determinação da reatância para restringir a corrente de energização para o valor inferior à corrente de surto nominal Determinação da corrente de surto real com a indutância restritora Exemplo de aplicação 415 Corrigir no período de demanda máxima o fator de potência da instalação citada no Exemplo de aplicação 45 do valor original de 081 obtido no período das 16 às 17 horas para 092 determinando o banco de capacitores necessário ψ1 arcos 081 3590º ψ2 arcos 092 2307º De 0 a 6 horas todos os estágios devem estar desligados Pc 0 kVAr De 0 a 6 horas todos os estágios desligados Pc 2066tg 3590 tg2307 Pc 6155 kVAr Exemplo de aplicação 416 Corrigir o fator de potência no período de carga máxima relativamente ao Exercício de Aplicação 45 do valor original de 081 para 092 aplicando o método tabular Para Fp1 081 valor do fator de potência original e Fp2 092 valor do fator de potência a ser corrigido temse Δtg 030 Tabela 410 Pe 2066 x 030 619 kVAr Logo Pg 19 x 25 2 x 25 x 3 625 kVAr Exemplo de aplicação 417 Corrigir o fator de potência do Exemplo de Aplicação 41 cujos valores horários estão definidos na Tabela 41 Determinar o banco de capacitores necessários a essa correção de forma que o fator de potência não seja inferior a 095 indutivo e 092 capacitivo Empregar células capacitivas unitárias de 50 kVAr380 V trifásicas Para determinar o fator de potência foi organizada a Tabela 412 a partir dos dados da Tabela 41 tgΨ2 Pa x tgΨ1 Pc Pa Pe Pa x Δtg Calculando o valor do banco capacitativo para alguns horários temse Período das 10 às 11 horas Δtg 015 Tabela 410 Pe 1800 x 015 270 kVAr Pc 6 x 50 300 kVAr Período das 17 às 18 horas Δtg 029 Tabela 410 Pe 200 x 029 58 kVAr Pc 2 x 50 100 kVAr Tabela 412 Potências capacitivas manobradas Período Pot ativa FP atual Tipo de FP kVAr neces kVAr manob Nº cap 50 kVAr FP final 01 150 033 C 12 130 029 C 23 130 029 34 140 096 C 45 130 095 C a b 56 150 096 C 67 1000 067 I 780 800 16 095 78 1700 088 I 357 400 8 095 89 2000 090 I 300 300 6 095 910 2300 094 I 69 100 2 099 1011 1800 090 I 270 300 6 095 1112 1900 088 I 399 400 8 095 1213 800 047 C 1314 700 044 C 1415 2100 090 I 315 350 7 095 1516 2200 091 I 286 300 6 095 1617 2100 087 I 504 500 10 099 1718 200 085 I 58 100 2 099 1819 180 093 I 108 50 1 097 1920 200 091 I 26 50 1 097 2021 2000 089 I 360 400 8 095 2122 2000 088 I 420 450 9 095 2223 1200 080 I 504 500 10 095 2324 850 072 I 535 550 11 095 Há necessidade de alterar a carga capacitiva Fator de potência capacitivo 472 Correção do fator de potência para cargas não lineares Quando existem componentes harmônicos presentes em uma instalação podem ocorrer alguns fenômenos indesejáveis que perturbam a continuidade e a qualidade do serviço Os componentes harmônicos surgem na instalação levados por três diferentes tipos de cargas não lineares Cargas operadas por arcos voltaicos São compostas por lâmpadas de descargas lâmpadas vapor de mercúrio vapor de sódio etc fornos a arco máquinas de solda etc Cargas operadas com núcleo magnético saturado São compostas por transformadores operando em sobretensão e reatores de núcleo saturado c Cargas operadas por fontes chaveadas São constituídas por equipamentos eletrônicos dotados de controle linear ou vetorial retificadores inversores computadores etc Os componentes harmônicos podem causar os seguintes fenômenos transitórios Erros adicionais em medidores de energia elétrica Perdas adicionais em condutores e barramentos Sobrecarga em motores elétricos Atuação intempestiva de equipamentos de proteção relés fusíveis disjuntores etc Surgimento de fenômenos de ressonância séria e paralela A determinação do fator de potência na presença de componentes harmônicos pode ser feita pela Equação 438 com base na medição da corrente fundamental em 60 Hz e das correntes harmônicas de diferentes ordens If corrente fundamental valor eficaz em A Ih correntes harmônicas em valor eficaz de diferentes ordens O fator de potência pode também ser determinado quando se conhece a distorção harmônica da instalação através de medições realizadas THD distorção harmônica total em do componente fundamental O valor de THD pode ser obtido tanto para a tensão como para a corrente Exemplo de aplicação 418 Em uma instalação industrial foram realizadas medições elétricas e obtidos os seguintes resultados Demanda aparente 530 kVA não true Demanda ativa 424 kW não true Corrente harmônica de 3ª ordem 95 A Corrente harmônica de 5ª ordem 62 A Corrente harmônica de 7ª ordem 16 A Determinar o fator de potência verdadeiro da instalação Fator de potência para frequência fundamental Fator de potência verdadeiro Logo o fator de potência verdadeiro vale 48 Ligação dos capacitores em bancos Os capacitores podem ser ligados em várias configurações formando bancos sendo o número de unidades limitado em função de determinados critérios que podem ser estudados no livro Manual de Equipamentos Elétricos 4ªed LTC 2013 do autor 481 Ligação em série Neste tipo de arranjo as unidades capacitivas podem ser ligadas tanto em triângulo como em estrela conforme as Figuras 439 e 441 482 Ligação paralela Neste caso os capacitores podem ser ligados nas configurações triângulo ou estrela respectivamente representadas nas Figuras 440 e 442 O tipo de arranjo em estrela somente deve ser empregado em sistemas cujo neutro seja efetivamente aterrado o que normalmente ocorre nas instalações industriais Desta forma este sistema oferece uma baixa impedância para a terra às correntes harmônicas reduzindo substancialmente os níveis de sobretensão devido aos harmônicos referidos Em instalações industriais de baixa tensão normalmente os bancos de capacitores são ligados na configuração triângulo utilizandose para isto unidades trifásicas A seguir algumas recomendações gerais Não é recomendável a utilização de banco em estrela aterrada contendo apenas um único grupo série por fase de unidades capacitivas Isso se deve ao fato de o banco apresentar em cada fase uma baixa reatância resultando em elevadas correntes de curtocircuito e em consequência proteções fusíveis individuais de elevada capacidade de ruptura Não se devem empregar capacitores no arranjo estrela aterrada em sistema cujo ponto neutro é isolado pois isso estaria criando um caminho de circulação das correntes de sequência zero o que poderia ocasionar elevados níveis de sobretensão nas fases não atingidas quando uma delas fosse levada à terra A configuração em estrela aterrada oferece uma vantagem adicional sobre os demais arranjos quando permite que um maior número de unidades capacitivas possa falhar sem que atinja o limite máximo de sobretensão de 10 Já a configuração do banco de capacitores em estrela isolada pode ser empregada tanto em sistemas com neutro aterrado como em sistemas com neutro isolado Por não possuírem ligação à terra os bancos de capacitores em estrela isolada não permitem a circulação de corrente de sequência zero nos defeitos de fase e terra Figura 439 Figura 440 Figura 441 Ligação em triângulo série Ligação em triângulo paralela Ligação em estrela série Figura 442 Ligação em estrela paralela 51 Introdução A determinação das correntes de curtocircuito nas instalações elétricas de baixa e alta tensões de sistemas industriais é fundamental para a elaboração do projeto de ajuste das proteções e coordenação dos seus diversos elementos Os valores dessas correntes são baseados no conhecimento das impedâncias desde o ponto de defeito até a fonte geradora As correntes de curtocircuito adquirem valores de grande intensidade porém com duração geralmente limitada a frações de segundo São provocadas mais comumente pela perda de isolamento de algum elemento energizado do sistema elétrico Os danos provocados na instalação ficam condicionados à intervenção correta dos elementos de proteção Os valores de pico estão normalmente compreendidos entre 10 e 100 vezes a corrente nominal no ponto de defeito da instalação e dependem da localização deste Além das avarias provocadas com a queima de alguns componentes da instalação as correntes de curtocircuito geram solicitações de natureza mecânica atuando principalmente sobre os barramentos chaves e condutores ocasionando o rompimento dos apoios e deformações na estrutura dos quadros de distribuição caso o dimensionamento destes não seja adequado aos esforços eletromecânicos resultantes É considerado como fonte de corrente de curtocircuito todo o componente elétrico ligado ao sistema que passa a contribuir com a intensidade da corrente de defeito como é o caso dos geradores condensadores síncronos e motores de indução Erroneamente muitas vezes é atribuído ao transformador a propriedade de fonte de corrente de curtocircuito Na realidade este equipamento é apenas um componente de elevada impedância inserido no sistema elétrico 52 Análise das correntes de curtocircuito Será feita inicialmente a análise sintética das formas de onda que caracterizam as correntes de curtocircuito seguindose de um estudo que demonstra a influência dos valores das correntes de defeito em função da localização das fontes supridoras para finalmente se proceder a uma análise de composição das ondas referidas e sua consequente formulação matemática simplificada Os curtoscircuitos podem ser do tipo franco quando o condutor de fase faz contato direto com uma massa metálica aterrada ou do tipo a arco quando a corrente da fase circula através de um arco elétrico condutor gasoso para qualquer uma das fases ou para a terra Os curtoscircuitos do tipo franco resultam as maiores correntes circulando no sistema Há curtoscircuitos em que a corrente é igual ou inferior à corrente de carga São denominados curtoscircuitos de alta impedância para a terra Quando a corrente de curtocircuito é muito elevada é conveniente reduzir seu valor a níveis compatíveis com os disjuntores e demais equipamentos instalados no sistema No caso de curtoscircuitos trifásicos a melhor forma de reduzir a corrente é introduzir nos condutores de fase um reatorsérie com o valor da impedância que limite essa corrente no valor desejado Para reduzir as correntes de curtocircuito faseterra em sistema com tensão até 3450 kV é usual o emprego de resistor de aterramento que nada mais é do que uma resistência conectada em série com o ponto neutro do transformador a Figura 51 Figura 52 b Podemse utilizar também reatores em vez de resistores de aterramento Esses reatores são normalmente fabricados com núcleo a ar e reforçados com poliéster ou fibra de vidro para que suportem os esforços eletromecânicos das correntes de defeito 521 Análise das formas de onda das correntes de curtocircuito As correntes de curtocircuito ao longo de todo o período de permanência da falta assumem formas diversas quanto à sua posição em relação ao eixo dos tempos Corrente simétrica de curtocircuito É aquela em que o componente senoidal da corrente se forma simetricamente em relação ao eixo dos tempos Conforme a Figura 51 esta forma de onda é característica das correntes de curtocircuito permanentes Devido ao longo período em que esta corrente se estabelece no sistema ela é utilizada nos cálculos a fim de determinar a capacidade que devem possuir os equipamentos para suportar os efeitos térmicos correspondentes cujo estudo será posteriormente efetuado Corrente simétrica de curtocircuito Corrente parcialmente assimétrica Corrente assimétrica de curtocircuito É aquela em que o componente senoidal da corrente se forma de maneira assimétrica em relação ao eixo dos tempos e pode assumir as seguintes características Corrente parcialmente assimétrica Neste caso a assimetria é de forma parcial conforme a Figura 52 Corrente totalmente assimétrica Neste caso toda a onda senoidal se situa acima do eixo dos tempos conforme a Figura 53 Corrente inicialmente assimétrica e posteriormente simétrica Neste caso nos primeiros instantes de ocorrência do defeito a corrente de curtocircuito assume a forma assimétrica para em seguida devido aos efeitos atenuantes adquirir a forma simétrica conforme a Figura 54 a b 522 Localização das fontes das correntes de curtocircuito Serão analisados dois casos importantes nos processos de curtocircuito O primeiro referese aos defeitos ocorridos nos terminais do gerador ou muito próximos a ele em que a corrente apresenta particularidades próprias em diferentes estágios do processo e o segundo referese aos defeitos ocorridos longe dos terminais do gerador que é o caso mais comum das plantas industriais normalmente localizadas muito distantes dos parques geradores que no Brasil são em sua grande maioria hidráulicos 5221 Curtocircuito nos terminais dos geradores A principal fonte das correntes de curtocircuito são os geradores No gerador síncrono a corrente de curtocircuito cujo valor inicial é muito elevado mas que vai decrescendo até alcançar o regime permanente Assim podese afirmar que o gerador é dotado de uma reatância interna variável compreendendo inicialmente uma reatância pequena até atingir o valor constante quando o gerador alcança seu regime permanente Para analisar os diferentes momentos das correntes de falta nos terminais do gerador é necessário conhecer o comportamento dessas máquinas quanto às reatâncias limitadoras conceituadas como reatâncias positivas Essas reatâncias são referidas à posição do rotor do gerador em relação ao estator Nos casos estudados neste livro as reatâncias mencionadas referemse às reatâncias do eixo direto cujo índice da variável é d situação em que o eixo do enrolamento do rotor e do estator coincidem ou seja Reatância subtransitória X d Também conhecida como reatância inicial compreende a reatância de dispersão dos enrolamentos do estator e do rotor do gerador na qual se incluem as influências das partes maciças rotóricas e do enrolamento de amortecimento limitando a corrente de curtocircuito no seu instante inicial isto é para t 0 O seu efeito tem duração média de 50 ms que corresponde à constante de tempo transitória Td O seu valor é praticamente o mesmo para curtoscircuitos trifásicos monofásicos e fase e terra A reatância subtransitória apresenta as seguintes variações Para geradores hidráulicos de 18 a 24 na base da potência e tensão nominais dos geradores dotados de enrolamento de amortecimento Para turbogeradores de 12 a 15 na base da potência e tensão nominais dos geradores Reatância transitória Xd Também conhecida como reatância total de dispersão compreende a reatância de dispersão dos enrolamentos do estator e da excitação do gerador limitando a corrente de curtocircuito depois de cessados os efeitos da reatância subtransitória O seu efeito tem duração varável entre 1500 e 6000 ms que corresponde à constante de tempo transitória Td Os valores inferiores correspondem à constante de tempo de máquinas hidráulicas e os valores superiores aos de turbogeradores O seu valor varia para curtoscircuitos trifásicos monofásicos e faseterra A reatância transitória apresenta as seguintes variações Para geradores hidráulicos de 27 a 36 na base da potência e tensão nominais dos geradores dotados de enrolamento de amortecimento Para turbogeradores de 18 a 23 na base da potência e tensão nominais dos geradores Como um valor médio a ser adotado podese admitir a reatância transitória como 150 do valor conhecido da reatância subtransitória do gerador Figura 53 Figura 54 c Figura 55 Corrente totalmente assimétrica Corrente assimétrica e simétrica Reatância síncrona Xd Compreende a reatância total dos enrolamentos do rotor do gerador isto é a reatância de dispersão do estator e a reatância de reação do rotor limitando a corrente de curtocircuito após cessados os efeitos da reatância transitória iniciandose aí a parte permanente de um ciclo completo da corrente de falta O seu efeito tem duração variável entre 100 e 600 ms que corresponde à constante de tempo transitória Td e depende das características amortecedoras dos enrolamentos do estator dado pela relação entre sua reatância e resistência e das reatâncias e resistências da rede conectada ao gerador A reatância subtransitória apresenta as seguintes variações Para geradores hidráulicos de 100 a 150 na base da potência e tensão nominais dos geradores Para turbogeradores de 120 a 160 na base da potência e tensão nominais dos geradores A Figura 55 mostra graficamente a reação do gerador nos três estágios mencionados Corrente de curtocircuito nos terminais do gerador Figura 56 a b c 5222 Curtocircuito distante dos terminais do gerador Com o afastamento do ponto de curtocircuito dos terminais do gerador a impedância acumulada das linhas de transmissão e de distribuição é tão grande em relação às impedâncias do gerador que a corrente de curtocircuito simétrica já é a de regime permanente acrescida apenas do componente de corrente contínua Neste caso a impedância da linha de transmissão predomina sobre as impedâncias do sistema de geração eliminando sua influência sobre as correntes de curtocircuito decorrentes Assim nas instalações elétricas alimentadas por fontes localizadas distantes a corrente alternada de curto circuito permanece constante ao longo do período conforme se mostra na Figura 56 Neste caso a corrente inicial de curtocircuito é igual à corrente permanente Ao longo deste livro será sempre considerada esta hipótese A corrente de curtocircuito assimétrica apresenta dois componentes na sua formação ou seja Componente simétrico É a parte simétrica da corrente de curtocircuito Componente contínuo É a parte da corrente de curtocircuito de natureza contínua O componente contínuo tem valor decrescente e é formado em virtude da propriedade característica do fluxo magnético que não pode variar bruscamente fazendo com que as correntes de curtocircuito nas três fases se iniciem a partir do valor zero Componentes de uma corrente de curtocircuito A qualquer instante a soma desses dois componentes mede o valor da corrente assimétrica A Figura 56 mostra graficamente os componentes de uma onda de corrente de curtocircuito Com base nas curvas da Figura 56 podemse expressar os conceitos fundamentais que envolvem a questão Corrente alternada de curtocircuito simétrica É o componente alternado da corrente de curtocircuito que mantém em todo o período uma posição simétrica em relação ao eixo do tempo Corrente eficaz de curtocircuito simétrica permanente Ics É a corrente de curtocircuito simétrica dada em seu valor eficaz que persiste no sistema após decorridos os fenômenos transitórios Corrente eficaz inicial de curtocircuito simétrica Icis É a corrente em seu valor eficaz no instante do defeito O gráfico da Figura 56 esclarece a obtenção do valor de Icis em seus vários aspectos Quando o curtocircuito ocorre longe da fonte de suprimento o valor da corrente eficaz inicial de d e curtocircuito simétrica Icis é igual ao valor da corrente eficaz de curtocircuito simétrica Ics conforme se mostra na mesma figura Impulso da corrente de curtocircuito Icim É o valor máximo da corrente de defeito dado em seu valor instantâneo e que varia conforme o momento da ocorrência do fenômeno Potência de curtocircuito simétrica Pcs É a potência correspondente ao produto de tensão de fase pela corrente simétrica de curtocircuito Se o defeito for trifásico aplicar a este fator Observar no entanto que a tensão no momento do defeito é nula porém a potência resultante é numericamente igual ao que se definiu antes 523 Formulação matemática das correntes de curtocircuito Como se observa as correntes de curtocircuito apresentam uma forma senoidal cujo valor em qualquer instante pode ser dado pela Equação 51 Icct valor instantâneo da corrente de curtocircuito em determinado instante t Ics valor eficaz simétrico da corrente de curtocircuito t tempo durante o qual ocorreu o defeito no ponto considerado em s Ct constante de tempo dada pela Equação 52 β deslocamento angular em graus elétricos ou radiano medido no sentido positivo da variação dvdt a partir de V 0 até o ponto t 0 ocorrência do defeito A Figura 57 mostra a contagem do ângulo β que é nulo quando a ocorrência do defeito se dá no ponto nulo da tensão do sistema ou seja Figura 57a Quando o defeito ocorre no ponto em que a tensão está em seu valor máximo como na Figura 57b o valor de β 90º θ ângulo que mede a relação entre a reatância e a resistência do sistema e tem valor igual a R resistência do circuito desde a fonte geradora até o ponto de defeito em Ω ou pu X reatância do circuito desde a fonte geradora até o ponto de defeito em Ω ou pu ωt ângulo de tempo F frequência do sistema em Hz O primeiro termo da Equação 51 ou seja representa o valor simétrico da corrente alternada da corrente de curtocircuito de efeito permanente Por outro lado o segundo termo da Equação 51 isto é representa o valor do componente contínuo Com base na Equação 51 e nas Figuras 57a e b podem ser feitas as seguintes observações Nos circuitos altamente indutivos em que a reatância X é extremamente superior à resistência R a corrente de curtocircuito é constituída de seu componente simétrico e o componente contínuo ou transitório atinge seu valor máximo quando o defeito ocorrer no instante em que a tensão está passando pelo seu valor nulo Figura 57a Neste caso temse Figura 57 Corrente de curtocircuito em função do valor da tensão para t 0 Para o instante t 0 β 0º Icis componente alternado inicial de curtocircuito Icim impulso da corrente de curtocircuito ou valor do pico Ics corrente de curtocircuito permanente ou simplesmente corrente de curtocircuito simétrica Ct constante de tempo Nos circuitos altamente indutivos em que a reatância X é extremamente superior à resistência R a corrente de curtocircuito é constituída somente de seu componente simétrico quando o defeito ocorrer no instante em que a tensão está passando pelo seu valor máximo Figura 57b Neste caso temse Para o instante t 0 β 90º Analisando a Equação 51 verificase que as condições que tornam o máximo possível os termos transitórios não conduzem por consequência os máximos valores da corrente Icct Tabela 51 O componente contínuo apresenta um amortecimento ao longo do desenvolvimento dos vários ciclos durante os quais pode durar a corrente de curtocircuito de valor assimétrico Este amortecimento está ligado ao fator de potência de curtocircuito ou seja à relação XR que caracteriza a constante de tempo do sistema Quando o circuito apresenta característica predominantemente resistiva o amortecimento do componente contínuo é extremamente rápido já que tende a zero para R X enquanto a expressão tende a zero resultando nos valores extremos a nulidade do segundo termo da Equação 51 Quando o circuito apresenta características predominantemente reativas indutivas o amortecimento do componente contínuo é lento já que tende a para R X enquanto a expressão tende à unidade resultando nos valores extremos a permanência do componente contínuo associado ao componente simétrico É importante observar que em um circuito trifásico as tensões estão defasadas de 120º elétricos Quando se analisam as correntes de curtocircuito é importante fazêlo para a fase que permite o maior valor desta corrente Assim quando a tensão está passando por zero em determinada fase nas duas outras a tensão está a 866 do seu valor máximo E para se obter o maior valor da corrente de curtocircuito na ocorrência de um defeito é necessário analisar em que ponto de tensão ocorreu a falta Quando o defeito ocorre no instante em que a onda de tensão em qualquer uma das fases está passando por zero a corrente nesta fase correspondente sofre um defasamento angular que pode chegar a praticamente 90º quando o defeito acontecer nos terminais do gerador cuja impedância do sistema fica restrita à reatância de dispersão do gerador Se o defeito ocorrer distante dos terminais do gerador o defasamento da corrente fica condicionado ao efeito da impedância do sistema Quando se analisa um circuito sob defeito tripolar considerase somente uma fase extrapolandose este resultado para as demais que logicamente em outra situação de falta estão sujeitas às mesmas condições desfavoráveis Os processos de cálculo da corrente de curtocircuito fornecem facilmente a intensidade das correntes simétricas em seu valor eficaz Para se determinar a intensidade da corrente assimétrica basta que se conheça a relação XR do circuito sendo X e R medidos desde a fonte de alimentação até o ponto de defeito e através do fator de assimetria dado na Equação 54 se estabeleça o produto deste pela corrente simétrica calculada ou seja Ica corrente eficaz assimétrica de curtocircuito Ics corrente eficaz simétrica de curtocircuito O termo é denominado fator de assimetria O seu valor pode ser obtido facilmente pela Tabela 51 para diferentes valores de considerando neste caso t 000416 s que corresponde a um quarto do ciclo ou seja o valor de pico do primeiro semiciclo Para exemplificar o cálculo de um valor tabelado adotar a relação XR 300 Fator de assimetria F para t 14 ciclo Relação XR Fator de assimetria F Relação XR Fator de assimetria F Relação XR Fator de assimetria F 040 100 380 137 1100 158 060 100 400 138 1200 159 080 102 420 139 1300 160 100 104 440 140 1400 161 120 107 460 141 1500 162 140 110 480 142 2000 164 160 113 500 143 3000 167 180 116 550 146 4000 168 200 119 600 147 5000 169 220 121 650 149 6000 170 240 124 700 151 7000 171 260 126 750 152 8000 171 280 128 800 153 10000 171 300 130 850 154 20000 172 320 132 900 155 40000 172 340 134 950 156 60000 173 360 135 1000 157 100000 173 Exemplo de aplicação 51 Calcular a corrente de curtocircuito em seu valor de crista após decorrido um quarto de ciclo do início do defeito que ocorreu no momento em que a tensão passava por zero no sentido crescente em uma rede de distribuição de 138 kV resultando em uma corrente simétrica de 12000 A A resistência e reatância até o ponto que falta valem respectivamente 09490 e 18320 Ω 1 rad 573º ωt 157059 573 90º β 0º tensão no ponto nulo no sentido crescente Aplicandose a Equação 51 temse 53 Sistema de base e valores por unidade Para se obterem algumas facilidades no cálculo das correntes de curtocircuito é necessário aplicar alguns artifícios matemáticos que muito simplificam a resolução dessas questões 531 Sistema de base Quando em determinado sistema há diversos valores tomados em bases diferentes é necessário que se estabeleça uma base única e se transformem todos os valores considerados nesta base para que se possa trabalhar adequadamente com os dados do sistema Para facilitar o entendimento basta compreender que o conhecido sistema percentual ou por cento é um sistema no qual os valores considerados são tomados da base 100 Da mesma forma se poderia estabelecer um sistema de base 1000 ou sistema milesimal em que os valores deveriam ser tomados nesta base Assim se um engenheiro que ganhasse US 250000mês recebesse um aumento de 10 base 100 passaria a perceber um salário de US 250000 10100 2500 US 275000 Se no entanto o aumento fosse de 10 por milésimo base 1000 passaria a perceber somente US 2500 101000 2500 US 252500 Caso semelhante acontece com os diversos elementos de um sistema elétrico Costumase expressar a impedância do transformador em Z base 100 da sua potência nominal em kVA Também as impedâncias dos motores elétricos são definidos em Z na base da potência nominal do motor em cv Já os condutores elétricos apresentam impedâncias em valores ôhmicos Ora como se viu é necessário admitir uma base única para expressar todos os elementos de determinado circuito a fim de que se possa operar facilmente como por exemplo realizandose as operações de soma subtração etc 532 Valores por unidade É um dos vários métodos de cálculo conhecidos na prática que procuram simplificar a resolução das questões relativas à determinação das correntes de curtocircuito O valor de determinada grandeza por unidade pu é definido como a relação entre esta grandeza e o valor adotado arbitrariamente como sua base sendo expresso em decimal O valor em pu pode ser também expresso em porcentagem que corresponde a 100 vezes o valor encontrado Os valores de tensão corrente potência e impedância de um circuito são normalmente convertidos em porcentagem ou por unidade As impedâncias dos transformadores em geral dadas em forma percentual são da mesma maneira convertidas em pu As impedâncias dos condutores conhecidas normalmente em mΩm ou Ωkm são transformadas também em pu todas referidas porém a uma mesma base O sistema pu introduz métodos convenientes de expressar as grandezas elétricas mencionadas em uma mesma base Uma das vantagens mais significativas para se adotar a prática do sistema por unidade está relacionada à presença de transformadores no circuito Neste caso as impedâncias no primário e secundário que em valores ôhmicos estão relacionadas pelo número de espiras são expressas pelo mesmo número no sistema por unidade Para demonstrar esta afirmação considerar uma impedância de 06 Ω tomada no secundário de um transformador de 1000 kVA 13800380 V O seu valor em pu nos lados primário e secundário do transformador é o mesmo ou seja Valor da impedância no secundário do transformador a b c Valor da impedância no primário do transformador Algumas vantagens podem ser apresentadas quando se usa o sistema por unidade ou seja Todos os transformadores do circuito são considerados com a relação de transformação 11 sendo portanto dispensada a representação no diagrama de impedância É necessário conhecer apenas o valor da impedância do transformador expressa em pu ou em porcentagem sem identificar a que lado se refere Todos os valores expressos em pu estão referidos ao mesmo valor percentual Toda impedância expressa em pu tem o mesmo valor independentemente do nível de tensão a que está referido Para cada nível de tensão o valor da impedância ôhmica varia ao mesmo tempo que varia a impedância base resultando sempre a mesma relação A potência base é selecionada para todo o sistema A tensão base é selecionada para determinado nível de tensão do sistema Adotandose a tensão base para um lado de tensão do transformador devese calcular a tensão base para o outro lado de tensão do transformador apenas dividindose a tensão base inicialmente adotada pela relação de transformação conforme demonstrado anteriormente Normalmente é tomada como bases a potência e a tensão nominal do transformador Devese entender que a base adotada deverá ser utilizada para todo o cálculo Em geral como os sistemas elétricos possuem diferentes níveis de tensão para cada um desses níveis devese tomar a tensão correspondente para o cálculo da corrente de curtocircuito Assim um sistema com os níveis de tensão de 691380380 kV devese tomar uma potência básica qualquer por exemplo a potência nominal do transformador de 69 kV e a tensão de base deve ser utilizada a tensão do sistema no qual estamos efetuando o cálculo Se estamos calculando as correntes de curtocircuito na baixa tensão a potência de base é a potência nominal do transformador de 69 kV se esta for a potência de base adotada e a tensão de base é de 0380 kV Tomandose como base a potência Pb em kVA e a tensão Vb em kV temse Corrente base Impedância base Impedância por unidade pu a b c d Pode ser expressa também por em que ZcΩ é a impedância do circuito em Ω Quando o valor de uma grandeza é dado em determinada base 1 e se deseja conhecer seu valor em outra base 2 podemse aplicar as seguintes expressões Tensão Vu2 tensão em pu na base V2 Vu1 tensão em pu na base V1 Corrente Iu2 corrente em pu nas bases V2 e P2 Iu1 corrente em pu nas bases V1 e P1 Potência Pu2 potência em pu na base P2 Pu1 potência em pu na base P1 Impedâncias Zu2 impedância em pu nas bases V2 e P2 Zu1 impedância em pu nas bases V1 e P1 54 Tipos de curtocircuito O defeito nas instalações elétricas pode ocorrer em uma das seguintes formas 541 Curtocircuito trifásico Um curtocircuito trifásico se caracteriza quando as tensões nas três fases se anulam no ponto de defeito conforme se mostra na Figura 58 Figura 58 Figura 59 Por serem geralmente de maior valor as correntes de curtocircuito trifásicas são de fundamental importância devido à larga faixa de aplicação O seu emprego se faz sentir nos seguintes casos ajustes dos dispositivos de proteção contra sobrecorrente capacidade de interrupção dos disjuntores capacidade térmica dos cabos e equipamentos capacidade dinâmica dos equipamentos capacidade dinâmica dos barramentos coletores Curtocircuito trifásico 542 Curtocircuito bifásico O defeito pode ocorrer em duas situações distintas ou seja na primeira há o contato somente entre dois condutores de fases diferentes conforme se observa na Figura 59 na segunda além do contato direto entre os citados condutores há a participação do elemento terra de acordo com a Figura 510 543 Curtocircuito faseterra À semelhança do curtocircuito bifásico o defeito monopolar pode ocorrer em duas situações diversas na primeira há somente o contato entre o condutor fase e terra conforme a Figura 511 na segunda há o contato simultâneo entre dois condutores fase e terra de acordo com a Figura 512 Curtocircuito bifásico Figura 510 Figura 511 Curtocircuito bifásico com terra Exemplo de aplicação 52 A impedância percentual de um transformador de força de 1000 kVA 138001320012600380220 V é de 45 referida ao tape de 13200 V Calcular esta impedância no tape de tensão mais elevada ou seja 13800 V Adotandose as bases de 1000 kVA e 13800 V e aplicandose a Equação 512 temse P1 1000 kVA valor de base da potência a que refere a impedância de 45 P2 1000 kVA nova base à qual se quer referir a impedância de 45 V1 13200 V valor de base de tensão a que refere a impedância de 45 V2 13800 V nova base à qual se quer referir a impedância de 45 foi selecionada a base igual à tensão nominal primária do transformador Curtocircuito faseterra As correntes de curtocircuito monopolares são empregadas nos seguintes casos ajuste dos valores mínimos dos dispositivos de proteção contra sobrecorrentes seção mínima do condutor de uma malha de terra limite das tensões de passo e de toque dimensionamento de resistor ou reator de aterramento As correntes de curtocircuito monopolares costumam ser maiores do que as correntes de curtocircuito trifásicas nos terminais do transformador da subestação na condição de falta máxima Quando as impedâncias do sistema são muito pequenas as correntes de curtocircuito de uma forma geral assumem valores muito elevados capazes de danificar térmica e mecanicamente os equipamentos da instalação caso seu dimensionamento não seja compatível Muitas vezes não se obtêm no mercado equipamentos com capacidade suficiente Figura 512 para suportar determinadas correntes de curtocircuito Neste caso o projetista deve buscar meios para reduzir o valor dessas correntes podendo admitir uma das seguintes opções dimensionar os transformadores de força com impedância percentual elevada transformador normalmente fora dos padrões normalizados e fabricados sobre encomenda dividir a carga da instalação em circuitos parciais alimentados por vários transformadores subestações primárias inserir uma reatância série no circuito principal ou no neutro do transformador quando se tratar de correntes monopolares elevadas A aplicação da reatância série no circuito principal acarreta uma redução do fator de potência da instalação necessitandose pois da aplicação de banco de capacitores para compensação A base de qualquer sistema de proteção está calcada no conhecimento dos valores das correntes de curtocircuito da instalação Deste modo são dimensionados os fusíveis e disjuntores e determinados os valores nominais dos dispositivos e equipamentos a serem utilizados em função dos limites da corrente de curtocircuito indicados por seus fabricantes Curtocircuito com contato simultâneo 55 Determinação das correntes de curtocircuito As correntes de curtocircuito devem ser determinadas em todos os pontos em que se requer a instalação de equipamentos ou dispositivos de proteção Em uma instalação industrial convencional como aquela apresentada na Figura 513 podem se estabelecer previamente alguns pontos de importância fundamental ou seja ponto de entrega de energia cujo valor é normalmente fornecido pela companhia supridora barramento do Quadro Geral de Força QGF devido à aplicação dos equipamentos e dispositivos de manobra e proteção do circuito geral e dos circuitos de distribuição barramento dos Centros de Controle de Motores CCMs devido à aplicação dos equipamentos e dispositivos de proteção dos circuitos terminais dos motores terminais dos motores quando os dispositivos de proteção estão ali instalados barramento dos Quadros de Distribuição de Luz QDLs devido ao dimensionamento dos disjuntores normalmente selecionados para esta aplicação 551 Impedâncias do sistema No cálculo das correntes de defeito devem ser representados os principais elementos do circuito por meio de suas impedâncias No entanto as impedâncias de alguns desses elementos podem ser desprezadas dependendo de algumas considerações É importante lembrar que quanto menor é a tensão do sistema mais necessário se faz considerar um maior número de impedâncias dada a influência que poderia exercer no valor final da corrente Como orientação podemse mencionar os elementos do circuito que devem ser considerados por meio de suas impedâncias no cálculo das correntes de curtocircuito 5511 Impedância reduzida do sistema Figura 513 É aquela que representa todas as impedâncias desde a fonte de geração até o ponto de entrega de energia à unidade consumidora isto é compreendo as impedâncias da geração do sistema de transmissão do sistema de subtransmissão e do sistema de distribuição A Figura 513 mostra um diagrama simplificado representativo de um sistema anteriormente mencionado Diagrama de um sistema de geração transmissão subtransmissão distribuição consumidor O valor da impedância reduzida do sistema deve ser fornecido ao projetista da instalação industrial pela área técnica da companhia concessionária de energia elétrica local Dependendo da concessionária pode ser fornecido em pu normalmente na base de 100 MVA ou em ohms Algumas vezes é fornecido o valor da corrente de curtocircuito no ponto de entrega de energia Quando ainda os valores anteriores são desconhecidos tomase a capacidade de ruptura mínima do disjuntor geral de proteção de entrada geralmente estabelecida por norma de fornecimento da concessionária e de conhecimento geral Este último é o valor mais conservativo que se pode tomar como base para se determinar a impedância reduzida do sistema Na maioria das aplicações a impedância do sistema de suprimento é muito pequena relativamente ao valor da impedância da rede industrial 5512 Impedância do sistema primário tensões acima de 2400 V É aquela que a partir do ponto de entrega de energia representa as impedâncias dos componentes conectados na tensão superior a 2400 V isto é transformadores de força circuito de condutores nus ou isolados de grande comprimento reatores limitadores se for o caso 5513 Impedância do sistema secundário É aquela que a partir do transformador abaixador representa as impedâncias de todos os componentes dos circuitos de tensão isto é circuitos de condutores nus ou isolados de grande comprimento reatores limitadores se for o caso barramentos de painéis de comando de comprimento superior a 4 m impedância dos motores quando se levar em consideração a sua contribuição Podem ser dispensadas as impedâncias dos autotransformadores Figura 514 Os limites dos valores anteriormente considerados são orientativos e cabe ao projetista o bom senso de decidir a influência que estes poderão ter sobre o resultado das correntes de curtocircuito 552 Metodologia de cálculo Os processos de cálculo utilizados neste trabalho são de fácil aplicação no desenvolvimento de um projeto industrial Os resultados são valores aproximados dos métodos mais sofisticados porém a precisão obtida satisfaz plenamente aos propósitos a que se destinam Assim vamos considerar uma indústria com layout bastante convencional como o representado na Figura 514 Com base nessa figura podese elaborar o diagrama unifilar simplificado e posteriormente o diagrama de bloco de impedâncias conforme as Figuras 515 e 516 respectivamente Planta de layout de uma indústria O diagrama de bloco sintetiza a representação das impedâncias de valor significativo que compõem o sistema elétrico desde a geração até os terminais do motor Para simplicidade de cálculo será empregada a metodologia de valores por unidade pu Em função desta condição serão adotados como base o valor Pb expresso em kVA e a tensão secundária do transformador da subestação Vb dada em kV As impedâncias de barramentos e cabos devem ser calculadas em seus valores de sequência positiva negativa e zero O valor da impedância de sequência negativa neste caso é igual ao valor da impedância de sequência positiva A seguir será mostrado o roteiro de cálculo que permite determinar os valores das correntes de curtocircuito em diferentes pontos da rede industrial 553 Sequência de cálculo 5531 Impedância reduzida do sistema Zus Resistência Rus Como a resistência do sistema de suprimento é muito pequena relativamente ao valor da reatância na prática é comum desprezarse o seu efeito isto é Rus 0 Reatância Xus Considerandose que a concessionária forneça a corrente de curtocircuito Icp no ponto de entrega temse Pcc potência de curtocircuito no ponto de entrega em kVA Vnp tensão nominal primária no ponto de entrega em kV Icp corrente de curtocircuito simétrica em A O valor da reatância em pu é dado pela Equação 514 No entanto quando a concessionária local dispuser de informações acerca de seu sistema nos diversos pontos da rede distribuição é mais acertado obter as impedâncias de sequência positiva e zero Normalmente esses valores vêm referidos à base de 100 MVA Por facilidade de cálculo é conveniente que as impedâncias fornecidas devam migrar da base de 100 MVA para a base da potência nominal do transformador 5532 Impedância dos transformadores da subestação Zt É necessário conhecer potência nominal Pnt dada em kVA impedância percentual Zpt Tabela 911 perdas ôhmicas no cobre Pcu em W Tabela 911 tensão nominal Vnt em kV Figura 515 Figura 516 Diagrama unifilar simplificado Resistência Rut Inicialmente determinase a queda de tensão reativa percentual ou seja Então Rut será determinada pela Equação 517 Diagrama de blocos Reatância Xut A impedância unitária tem valor de A reatância unitária será Logo a impedância do transformador vale 5533 Impedância do circuito que conecta o transformador ao QGF Resistência Ruc1 RuΩ resistência do condutor de sequência positiva em mΩm Tabela 322 Lc1 comprimento do circuito medido entre os terminais do transformador e o ponto de conexão com o barramento dado em m Nc1 número de condutores por fase do circuito mencionado Reatância Xuc1 A reatância do cabo é sendo XuΩ a reatância de sequência positiva do condutor fase em mΩm Tabela 322 Quando há dois ou mais transformadores ligados em paralelo devese calcular a impedância série de cada transformador com o circuito que o liga ao QGF determinandose em seguida a impedância resultante por meio do paralelismo destas Para transformadores de impedâncias iguais e circuitos com condutores de mesma seção e comprimento a impedância é dada por impedância do circuito compreendendo o transformador e condutores em Ω ou pu Ntrp número de transformadores em paralelo 5534 Impedância do barramento do QGF Zub1 Resistência Rub1 RuΩ resistência ôhmica da barra em mΩm Tabelas 338 e 339 Nb1 número de barras em paralelo Lb comprimento da barra em m A resistência em pu é dada por Reatância Xub1 A reatância em pu é dada por Logo a impedância do barramento vale 5535 Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM Os valores da resistência e reatância em pu iguais a Ruc2 e Xuc2 respectivamente são calculados à semelhança de Ruc1 e Xuc1 na Seção 5533 5536 Impedância do circuito que conecta o CCM aos terminais do motor Aqui também é válida a observação feita na seção anterior Foi omitida no próprio diagrama de bloco a impedância do barramento do CCM1 Uma vez que normalmente é de pequena dimensão sua influência sobre a impedância total é de pouca importância e por isso desprezada No caso da existência de barramentos de grandes dimensões acima de 4 m aconselhase considerar o efeito de sua impedância Com relação ao barramento do QGF também é válido este comentário 5537 Corrente simétrica de curtocircuito trifásico Para a determinação das correntes de curtocircuito em qualquer ponto do sistema procedese à soma vetorial de todas as impedâncias calculadas até o ponto desejado e aplicase a Equação 531 ou seja Rui e Xui são genericamente a resistência e a reatância unitárias de cada impedância do sistema até o ponto em que se pretende determinar os valores das correntes de curtocircuito A corrente base vale A corrente de curtocircuito simétrica valor eficaz então é dada por Quando se pretende obter simplificadamente a corrente de curtocircuito simétrica nos terminais do transformador basta aplicar a Equação 534 In corrente nominal do transformador em A Zpt impedância percentual do transformador Este valor é aproximado pois nele não está computada a impedância reduzida do sistema de suprimento 5538 Corrente assimétrica de curtocircuito trifásico sendo Fa o fator de assimetria determinado segundo a relação dada na Tabela 51 5539 Impulso da corrente de curtocircuito 55310 Corrente bifásica de curtocircuito 55311 Corrente faseterra de curtocircuito A determinação da corrente de curtocircuito faseterra requer o conhecimento das impedâncias de sequência zero do sistema além das impedâncias de sequência positiva já abordadas Se o transformador da instalação for ligado em triângulo primário e estrela no secundário com o ponto neutro aterrado não se deve levar em conta as impedâncias de sequência zero do sistema de fornecimento de energia pois estas ficam confinadas no delta do transformador em questão No cálculo das correntes de curtocircuito faseterra devese considerar a existência de três impedâncias de fundamental importância para a grandeza dos valores calculados São elas 553111 Impedância de contato Rct É caracterizada normalmente pela resistência Rct que a superfície de contato do cabo e a resistência do solo no ponto de contato oferecem à passagem da corrente para a terra Temse atribuído geralmente o valor conservativo de 40 Ω ou seja Temse também utilizado com frequência o valor de 120 Ω ou seja 553112 Impedância da malha de terra Rmt Pode ser obtida pela medição ou calculada conforme metodologia exposta no Capítulo 11 O valor máximo admitido por norma de diversas concessionárias de energia elétrica é de 10 Ω nos sistemas de 15 a 25 kV e é caracterizado pelo seu componente resistivo 553113 Impedâncias de aterramento Rat Figura 517 Quando a corrente de curtocircuito faseterra é muito elevada costumase introduzir entre o neutro do transformador e a malha de terra determinada impedância que pode ser um reator ou um resistor sendo mais frequente este último O valor desta impedância varia em função de cada projeto Para melhor esclarecer o assunto veja o livro deste mesmo autor Manual de Equipamentos Elétricos 4ª edição GEN LTC 2013 A Figura 517 mostra esquematicamente as impedâncias anteriormente mencionadas 553114 Corrente de curtocircuito faseterra máxima É determinada quando são levadas em consideração somente as impedâncias dos condutores e as do transformador É calculada pela Equação 538 em que Zu0t é a impedância de sequência zero do transformador igual a sua impedância de sequência positiva O valor é determinado considerandose as resistência e reatância de sequência zero dos condutores Na prática pode se desprezar a impedância de sequência zero dos barramentos pois seu efeito não se faz sentir nos valores calculados De um modo geral é dado pela Equação 539 Percurso da corrente de curtocircuito faseterra RcΩ0 e XcΩ0 resistência e reatâncias de sequência zero valores obtidos na Tabela 322 553115 Corrente de curtocircuito faseterra mínima a b É determinada quando se levam em consideração além das impedâncias dos condutores e transformadores as impedâncias de contato a do resistor de aterramento caso haja e da malha de terra É calculada segundo a Equação 542 Ruct resistência de contato em pu Rumt resistência da malha de terra em pu Ruat resistência do resistor de aterramento em pu A determinação das correntes de curtocircuito em sistemas de alta tensão pode ser feita com base nos mesmos procedimentos adotados anteriormente No caso por exemplo de um sistema de 1380 kV alimentado por uma subestação de 690 kV os dados necessários à determinação das correntes de curtocircuito podem ser obtidos no livro Manual de Equipamentos Elétricos do autor ou no livro Proteção de Sistemas Elétricos de Potência GEN LTC 2011 do autor e do Eng Daniel Ribeiro Mamede em que são apresentados vários exemplos de aplicação incluindo sistemas de 230 kV Exemplo de aplicação 53 Considerar a indústria representada na Figura 514 com as seguintes características elétricas tensão nominal primária Vnp 1380 kV tensão nominal secundária Vns 380 V impedância de sequência positiva do sistema de suprimento Zps 00155 j04452 pu na base de 100 MVA impedância de sequência zero do sistema de suprimento Zzs 00423 j03184 pu na base de 100 MVA impedância percentual do transformador Zpt 55 comprimento do circuito TRQGF 15 m barramento do QGF duas barras de cobre justapostas de 50 10 mm comprimento da barra do QGF 5 m comprimento do circuito QGFCCM3 130 m resistência de contato do cabo com o solo falha de isolação 40 Ω resistência da malha de terra 10 Ω Calcular os valores de corrente de curtocircuito nos terminais de alimentação do CCM3 Escolha dos valores de base Potência base Pb 100000 kVA Tensão base Vb 1380 kV Corrente de base c d e f Corrente de curtocircuito no ponto de entrega de energia lado de média tensão Corrente de curtocircuito trifásica Corrente de curtocircuito faseterra Potência de curtocircuito no ponto de entrega de energia Impedância do transformador Pnt 1000 kVA Resistência Pcu 11000 valor obtido da Tabela 911 Reatância Corrente de curtocircuito simétrica valor eficaz nos terminais secundários do transformador Corrente de base Corrente de curtocircuito trifásico g h Corrente de curtocircuito fase e terra Impedância do circuito que liga o transformador ao QGF Lc1 15 m Nc1 4 condutoresfase Sc 300 mm2 Resistência RuΩ 00781 mΩm valor da Tabela 322 Reatância XuΩ 01068 mΩm valor da Tabela 322 Impedância do barramento do QGF Lb 5 m Nb1 2 barrasfase de 50 10 mm Tabela 338 Resistência RbΩ 00438 mΩm valor da Tabela 338 d e f Resistência Pcu 28000 W dado de placa do transformador Reatância Impedância do circuito que liga o transformador elevador ao cubículo de média tensão Valores em pu tomados na base do transformador elevador Tensão nominal do transformador Vnte 1380 kV Potência nominal do transformador Pnte 2500 kVA Lc2 80 m Nc2 1 condutorfase Sc 35 mm2 Resistência RuΩ 06777 mΩm valor da Tabela 429 do livro Manual de Equipamentos Elétricos do autor Reatância XuΩ 01838 mΩm valor da Tabela 425 do livro Manual de Equipamentos Elétricos do autor Impedância do circuito que liga o cubículo de média tensão ao transformador abaixador Por tratarse de um circuito muito pequeno sua impedância será desprezada Impedância do transformador abaixador Valores em pu tomados na base do transformador abaixador Potência nominal do transformador Pnta 1500 kVA Resistência g h Reatância Impedância do circuito que liga o transformador abaixador ao CCM Valores em pu tomados na base do transformador abaixador Tensão nominal do transformador Vnta 038 kV Potência nominal Pnta 1500 kVA Lc3 120 m Nc3 6 condutoresfase Sc 400 mm2 Resistência RuΩ 00608 mΩm Tabela 322 Reatância Xu 01058 mΩm Tabela 322 Mudança de base Como cada componente do sistema foi determinado em uma base diferente é necessário calcular todas as impedâncias em uma única base escolhida aleatoriamente neste caso igual à base do transformador abaixador ou seja Valores em pu tomados na base em estudo Tensão de base Vb 1380 kV Potência de base Pb 1500 kVA Impedância do gerador Impedância do circuito que liga o gerador ao transformador elevador Impedância do transformador elevador 2500 kVA Impedância do circuito que liga o transformador elevador ao cubículo de média tensão c d e f Impedância do motor D1 100 cv Resistência Rum2 0 Reatância Xpm2 25 nas bases de Pnm e Vnm Impedâncias em paralelo dos motores C1 a C12 e D1 Impedância em paralelo dos motores e do sistema Corrente de curtocircuito na barra do CCM3 com a contribuição dos motores Figura 523 Observar que a contribuição dos motores fez elevar a corrente de curtocircuito de 638 kA para 693 kA correspondendo neste caso a um incremento de 83 Outrossim o curtocircuito no QGF recebe contribuição de todos os motores ligados aos diferentes CCMs Por simplicidade não foi considerada esta hipótese no presente Exemplo de aplicação 57 Aplicação das correntes de curtocircuito As correntes de curtocircuito são de extrema importância em qualquer projeto de instalação elétrica Entre suas aplicações práticas importantes iremos particularizar a determinação das capacidades térmicas e dinâmicas dos barramentos de subestações e conjuntos de manobra 571 Solicitação eletrodinâmica das correntes de curtocircuito As correntes de curtocircuito que se manifestam em determinada instalação podem provocar sérios danos de natureza mecânica nos barramentos isoladores suportes e na própria estrutura dos conjuntos de manobra 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 estes condutores Os sentidos de atuação destas forças dependem dos sentidos em que as correntes percorrem os condutores podendo surgir forças de atração ou repulsão Se as correntes fluem no mesmo sentido os barramentos se atraem se as correntes fluem em sentidos contrários os barramentos se afastam A força entre os condutores tem o dobro da frequência comparativamente à frequência natural do sistema Para sistemas de 60 Hz a força exercida sobre os barramentos tem frequência de 120 Hz conforme pode ser observado na Figura 523 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 Frequência do sistema e da força para circuitos de Lb comprimento da barra isto é distância entre dois apoios sucessivos em cm Icim corrente de curtocircuito tomada no seu valor de crista em kA e dada pela Equação 536 A seção transversal das barras deve ser suficientemente dimensionada para suportar a força F sem deformarse Os esforços resistentes das barras podem ser calculados pelas Equações 544 e 545 Figura 524 Wb momento resistente da barra em cm3 Mf tensão à flexão em kgfcm2 H altura da seção transversal em mm B base da seção transversal em mm As barras podem ser dispostas com as faces de maior dimensão paralelas ou com as faces de menor dimensão paralelas No primeiro caso a tensão à flexão M assume um valor inferior ao valor encontrado para o segundo caso Sendo o cobre o material mais comumente utilizado nos conjuntos de manobra industriais os esforços atuantes nas barras ou vergalhões não devem ultrapassar a Mfcu 2000 kgfcm2 20 kgfmm2 que corresponde ao limite à flexão Para o alumínio o limite é Mfal 900 kgfcm2 9 kgfmm2 O dimensionamento dos barramentos requer especial atenção quanto às suas estruturas de apoio principalmente o limite dos esforços permissíveis nos isoladores de suporte Exemplo de aplicação 56 Considerar o CCM3 da Figura 514 que representa a indústria já analisada no cálculo de curtocircuito Com os dados já obtidos pedese determinar a força de solicitação nas barras para o curtocircuito trifásico A Figura 524 esquematiza a disposição das barras e seus respectivos apoios Icim 90 kA valor já calculado Aplicandose a Equação 543 temse Portanto a resistência mecânica das barras deve ser superior ao valor do esforço produzido por Fb antes calculado Os isoladores e suportes também devem ter resistências compatíveis com o mesmo esforço de solicitação O valor da resistência mecânica das barras dispostas com as faces de maior dimensão paralelas vale Barramento B 40 mm aproximadamente 1 12 H 3 mm aproximadamente 18 Lb 1500 mm 150 cm O momento resistente da barra vale Tabela 53 381 635 33 134 302 537 1210 2151 3361 4840 508 635 25 100 226 403 907 1613 2529 3630 635 635 20 80 181 322 726 1290 2016 2904 702 635 18 73 164 292 656 1167 1824 2626 889 635 14 57 129 230 518 921 1440 2074 1016 635 12 50 113 201 453 806 1260 1815 254 1270 12 50 113 201 453 806 1260 1815 508 1270 06 25 56 101 226 403 630 907 762 1270 04 16 37 67 151 268 420 605 1016 1270 03 12 28 50 113 201 315 453 Condições Espaçamento entre dois apoios consecutivos das barras 550 mm Distância entre as barras 80 mm Dimensionamento de barramentos 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 a b c 61 Introdução O motor elétrico é uma máquina que transforma energia elétrica em energia mecânica de utilização Os motores elétricos são divididos em dois grandes grupos tomada a forma da tensão como base corrente contínua e alternada Para melhor visualizar os diferentes tipos de motores elétricos analisar a Figura 61 A seguir serão descritos resumidamente os principais tipos apresentados na figura mencionada 62 Características gerais dos motores elétricos As principais características dos motores elétricos em geral são 621 Motores de corrente contínua São aqueles acionados a partir de uma fonte de corrente contínua São muito utilizados nas indústrias quando se faz necessário manter o controle fino da velocidade em um processo qualquer de fabricação Como exemplo podese citar a indústria de papel São fabricados em três diferentes características Motores série São aqueles em que a corrente de carga é utilizada também como corrente de excitação isto é as bobinas de campo são ligadas em série com as bobinas do induzido Estes motores não podem operar em vazio pois sua velocidade tenderia a aumentar indefinidamente danificando a máquina Motores em derivação São aqueles em que o campo está diretamente ligado à fonte de alimentação e em paralelo com o induzido Sob tensão constante estes motores desenvolvem uma velocidade constante e um conjugado variável de acordo com a carga Motores compostos São aqueles em que o campo é constituído de duas bobinas sendo uma ligada em série e a outra em paralelo com o induzido Estes motores acumulam as vantagens do motor série e do de derivação isto é possuem um elevado conjugado de partida e velocidade aproximadamente constante no acionamento de cargas variáveis 622 Motores de corrente alternada São aqueles acionados a partir de uma fonte de corrente alternada São utilizados na maioria das aplicações industriais Há vários tipos de motores elétricos empregados em instalações industriais No entanto por sua maior aplicação nesta área devido à simplicidade de construção vida útil longa custo reduzido de compra e manutenção este livro irá tratar a Figura 61 mais especificamente dos motores elétricos assíncronos de indução A Figura 62 mostra uma ilustração da sequência de montagem dos diferentes elementos de um motor elétrico detalhando suas partes principais 6221 Motores trifásicos São aqueles alimentados por um sistema trifásico a três fios em que as tensões estão defasadas de 120º elétricos Representam a grande maioria dos motores empregados nas instalações industriais A Figura 63 mostra seus principais componentes Podem ser do tipo indução ou síncrono Motores de indução São constituídos de duas partes básicas estator e rotor Estator Formado por três elementos Carcaça constituída de uma estrutura de construção robusta fabricada em ferro fundido aço ou alumínio injetado resistente à corrosão e com superfície aletada e que tem como principal função suportar todas as partes fixas e móveis do motor Núcleo de chapas constituído de chapas magnéticas adequadamente fixadas ao estator Enrolamentos dimensionados em material condutor isolado dispostos sobre o núcleo e ligados à rede de energia elétrica de alimentação Classificação dos motores elétricos Figura 62 Ilustração de um motor em montagem Rotor Também constituído de quatro elementos básicos Eixo responsável pela transmissão da potência mecânica gerada pelo motor Núcleo de chapas constituído de chapas magnéticas adequadamente fixadas sobre o eixo Barras e anéis de curtocircuito motor de gaiola constituído de alumínio injetado sobre pressão Enrolamentos motor com rotor bobinado constituídos de material condutor e dispostos sobre o núcleo Os demais componentes são Ventilador responsável pela remoção do calor acumulado na carcaça Tampa defletora componente mecânico provido de aberturas instaladas na parte traseira do motor sobre o ventilador Terminais conectores metálicos que recebem os condutores de alimentação do motor Rolamentos componentes mecânicos sobre os quais está fixado o eixo Tampa componente metálico de fechamento lateral Caixa de ligação local onde estão fixados os terminais de ligação do motor Figura 63 Motor de indução trifásico As correntes rotóricas são geradas eletromagneticamente pelo estator único elemento do motor ligado à linha de alimentação O comportamento de um motor elétrico de indução no que se refere ao rotor é comparado ao secundário de um transformador O rotor pode ser constituído de duas maneiras rotor bobinado e rotor em gaiola Rotor bobinado Constituído de bobinas cujos terminais são ligados a anéis coletores fixados ao eixo do motor e isolados deste São de emprego frequente nos projetos industriais principalmente quando se necessita de controle adequado à movimentação de carga ou se deseja acionar determinada carga por meio do reostato de partida Estes motores são construídos com o rotor envolvido por um conjunto de bobinas normalmente interligadas em configuração estrela com os terminais conectados a três anéis presos mecanicamente ao eixo do motor porém isolados eletricamente e ligados por meio de escovas condutoras a uma resistência trifásica provida de cursor rotativo Assim as resistências são colocadas em série com o circuito do enrolamento do rotor e a quantidade utilizada depende do número de estágios de partida adotado que por sua vez é dimensionado em função exclusivamente do valor da máxima corrente admissível para o acionamento da carga A Figura 64 apresenta esquematicamente a ligação dos anéis acoplados ao reostato de partida com a barra de curto circuito medianamente inserida Já a Figura 65 mostra também a ligação de um motor com reostato de partida ajustado para acionamento em três tempos Na Figura 65 podese observar que quando é acionado o contactor geral C1 ligado aos terminais 123 o motor parte sob o efeito das duas resistências inseridas em cada bobina rotórica Após certo período de tempo previamente ajustado o contactor C3 curtocircuita o primeiro grupo de resistência do reostato o que equivale ao segundo estágio Decorrido outro determinado período de tempo o contactor C2 opera mantendo em curtocircuito o último grupo de resistências do reostato o que equivale ao terceiro estágio Nesta condição o motor entra em regime normal de funcionamento Figura 64 Figura 65 Motor de rotor bobinado Os motores de anéis são particularmente empregados na frenagem elétrica controlando adequadamente a movimentação de cargas verticais em baixas velocidades Para isso usa um sistema combinado de frenagem sobressíncrona ou subssíncrona com inversão das fases de alimentação Na etapa de levantamento o motor é acionado com a ligação normal sendo que tanto a força necessária para vencer a carga resistente como a velocidade de levantamento são ajustadas pela inserção ou retiradas dos resistores do circuito do rotor Para o abaixamento da carga basta inverter duas fases de alimentação e o motor comportase como gerador em regime sobressíncrono fornecendo energia à rede de alimentação girando portanto no sentido contrário ao funcionamento anterior São empregados no acionamento de guindastes e correias transportadoras compressores a pistão etc Rotor em gaiola Constituído de um conjunto de barras não isoladas e interligadas por anéis condutores curtocircuitados Por sua maior aplicação industrial será o objeto maior deste capítulo Reostato de partida O motor de indução opera normalmente a uma velocidade constante variando ligeiramente com a aplicação da carga mecânica no eixo O funcionamento de um motor de indução baseiase no princípio da formação de campo magnético rotativo produzido no estator pela passagem da corrente alternada em suas bobinas cujo fluxo por efeito de sua variação se desloca em volta do rotor gerando correntes induzidas que tendem a se opor ao campo rotativo sendo no entanto arrastado por este O rotor em nenhuma hipótese atinge a velocidade do campo rotativo pois do contrário não haveria geração de correntes induzidas eliminandose o fenômeno magnético rotórico responsável pelo trabalho mecânico do rotor Quando o motor está girando sem a presença de carga mecânica no eixo comumente chamado motor a vazio o rotor desenvolve uma velocidade angular de valor praticamente igual à velocidade síncrona do campo girante do estator Adicionandose carga mecânica ao eixo o rotor diminui sua velocidade A diferença existente entre as velocidades síncrona e a do rotor é denominada escorregamento que representa a fração de rotação que perde o rotor a cada rotação do campo rotórico O escorregamento em termos percentuais é dado pela Equação 61 Ws velocidade síncrona W velocidade angular do rotor 6222 Motores síncronos Os motores síncronos comparativamente aos motores de indução e de rotor bobinado são de pequena utilização em instalações industriais Os motores síncronos funcionam a partir da aplicação de uma tensão alternada nos terminais do estator excitando o campo rotórico por meio de uma fonte de corrente contínua que pode ser diretamente obtida de uma rede de CC de um conjunto retificador de uma excitatriz diretamente acoplada no eixo do motor comumente chamada dínamo ou de um grupo motorgerador A excitação do campo é feita geralmente por anéis coletores acoplados ao eixo do motor A corrente absorvida pelo circuito estatório é função da corrente de excitação para determinada carga acionada pelo motor Quando o motor está girando a vazio a corrente do estator é praticamente igual à corrente de magnetização Se for acoplada ao motor uma carga mecânica a corrente absorvida pelo estator aumentará estabelecendo um conjugado motor suficiente para vencer o conjugado resistente Quando a corrente de excitação é de valor reduzido isto é o motor está subexcitado a força eletromotriz induzida no circuito estatórico é pequena fazendo com que o estator absorva da rede de alimentação determinada potência reativa necessária à formação de seu campo magnético e cuja corrente está atrasada em relação à tensão da rede Se a corrente de excitação for aumentada gradativamente mantendose a grandeza da carga consequentemente elevandose o valor da força eletromotriz no estator devese chegar em determinado instante em que a corrente estatórica até então atrasada deve ficar em fase com a tensão da rede significando um fator de potência unitário Se este procedimento continuar isto é se a corrente de excitação for aumentada ainda mais a corrente estatórica se adiantará em relação à tensão caracterizando a sobreexcitação do motor síncrono fazendo com que este passe a fornecer potência reativa à rede trabalhando com um fator de potência capacitivo Esse é o princípio básico da correção do fator de potência de uma instalação utilizando o motor síncrono em alternativa a banco de capacitores A Figura 66 mostra a variação da corrente estatórica e do fator de potência relativamente à corrente de excitação A Figura 67 relaciona percentualmente a potência capacitiva fornecida por um motor síncrono em relação à sua potência nominal em função da variação de carga para um dado fator de potência capacitivo Por meio das curvas da Figura 67 concluise que um motor síncrono com fator de potência 080 pode fornecer quando a vazio 81 de sua potência em cv em potência reativa capacitiva Se for acoplada ao seu eixo uma carga mecânica de valor igual à nominal ainda pode fornecer 62 de sua capacidade em potência capacitiva Cabe ressaltar que neste caso relativamente à Figura 67 o motor síncrono está operando sobreexcitado Figura 66 Figura 67 Fator de potência corrente de excitação Capacidade do motor síncrono no fornecimento de potência reativa A utilização de motores síncronos acionando determinados tipos de carga mecânica para correção do fator de potência de uma instalação industrial requer cuidados adicionais com respeito às flutuações no torque devido à natureza da própria carga Além disso motores síncronos de potência inferior a 50 cv não são adequados à correção do fator de potência em virtude da sensibilidade de perda de sincronismo quando da ocorrência de flutuações de tensão na rede de alimentação Os motores síncronos apresentam dificuldades operacionais práticas pois necessitam de fonte de excitação requerendo manutenção constante e muitas vezes dispendiosa Uma das desvantagens de sua utilização está na partida pois é necessário que se leve o motor síncrono a uma velocidade suficientemente próxima à velocidade síncrona a fim de que ele possa entrar em sincronismo com o campo girante São empregados vários recursos para tal finalidade dos quais são citados dois Utilização de um motor de corrente contínua acoplado ao eixo do motor síncrono Utilização de enrolamento de compensação Pela aplicação deste último método o comportamento do motor síncrono durante a partida é semelhante ao do motor de indução Figura 68 Durante a partida do motor síncrono dotado de enrolamentos de compensação também conhecidos como enrolamentos amortecedores o enrolamento de campo de corrente contínua deve ser curtocircuitado enquanto se aplica a tensão da rede nos terminais do estator até levar o motor a vazio à condição de sincronismo semelhantemente a um motor de indução A seguir desfazse a ligação de curtocircuito do enrolamento de campo e aplicase nele uma corrente contínua ajustandose adequadamente à finalidade de utilização a que se propõe Motor síncrono Construtivamente os enrolamentos amortecedores podem ser do tipo gaiola de esquilo ou do tipo rotor bobinado Neste último caso o motor síncrono utiliza cinco anéis coletores conforme esquema da Figura 68 sendo que em três destes se acoplam as resistências externas do reostato de partida enquanto os outros dois são utilizados para a excitação do campo rotórico À semelhança do motor de indução à medida que se reduz a resistência do circuito de amortecimento o motor se aproxima da velocidade síncrona até que se aplica no enrolamento de campo uma tensão em corrente contínua fazendo o motor entrar em sincronismo com o campo girante 6223 Motores monofásicos de indução Os motores monofásicos são relativamente aos motores trifásicos de pequeno uso em instalações industriais São construídos normalmente para pequenas potências até 15 cv em geral Os motores monofásicos são providos de um segundo enrolamento colocado no estator e defasado de 90º elétricos do enrolamento principal e que tem a finalidade de tornar rotativo o campo estatórico monofásico Isto é o que permite a partida do motor monofásico O torque de partida é produzido pelo defasamento de 90º entre as correntes do circuito principal e as do circuito de partida Para se obter esta defasagem ligase ao circuito de partida um condensador de acordo com esquema da Figura 69a O campo rotativo assim produzido orienta o sentido de rotação do motor A fim de que o circuito de partida não fique ligado desnecessariamente após o acionamento do motor um dispositivo automático desliga o enrolamento de partida passando o motor a funcionar normalmente em regime monofásico Este dispositivo pode ser acionado por um sistema de força centrífuga conforme a Figura 69a A bobina que liga o circuito de partida é desenergizada pelo decréscimo do valor da corrente no circuito principal após o motor entrar em regime normal de funcionamento A Figura 69b fornece o detalhe de ligação desse dispositivo automático O condensador de partida é do tipo eletrolítico que tem a característica de funcionar somente quando é solicitado por tensões com polaridade estabelecida É montado normalmente sobre a carcaça do estator por meio de um suporte que também tem a finalidade de protegêlo mecanicamente A Tabela 61 fornece as características básicas dos motores monofásicos Os motores monofásicos podem ser do tipo indução ou síncrono cujas características básicas são idênticas às que foram estabelecidas para os motores trifásicos correspondentes Figura 69 Interruptor automático 6224 Motores tipo universal São aqueles capazes de operar tanto em corrente contínua como em corrente alternada São amplamente utilizados em eletrodomésticos como enceradeiras liquidificadores batedeiras etc São constituídos de uma bobina de campo em série com a bobina da armadura e de uma bobina de compensação que pode estar ligada em série ou em paralelo com a bobina de campo cuja compensação é denominada respectivamente condutiva ou indutiva 63 Motores assíncronos trifásicos com rotor em gaiola Os motores de indução trifásicos com rotor em gaiola são usados na maioria das instalações industriais principalmente em máquinas não suscetíveis a pequenas variações de velocidade O princípio de funcionamento dos motores assíncronos trifásicos que constituem a maioria dos motores em operação nas indústrias está baseado em três enrolamentos instalados no estator que estão diretamente ligados na fonte de tensão deslocados fisicamente de 120º Por sua vez a fonte de alimentação do sistema elétrico é composta por três tensões também defasadas no tempo de 120º formando um campo magnético girante na velocidade angular definida pela frequência do sistema de alimentação que atravessa o entreferro atingindo a massa rotórica e induzindo nas barras rotóricas forças eletromotrizes Como essas barras estão em curtocircuito nas suas extremidades por meio de dois anéis há um fluxo de corrente circulando que interagindo com o campo girante estatórico produz um conjugado eletromecânico que arrasta o rotor no sentido desse campo Para que haja conjugado a velocidade angular do rotor deve ser ligeiramente inferior à velocidade angular do campo girante estatórico Na suposição de que a velocidade angular rotórica seja igual à velocidade do campo girante estatórico o conjugado ficaria nulo Para obtenção de velocidade constante devemse usar motores síncronos normalmente construídos para potências elevadas devido a seu alto custo relativo quando fabricados em potências menores A seguir serão estudadas as principais características dos motores de indução trifásicos com rotor em gaiola 631 Potência nominal É a potência que o motor pode fornecer no eixo em regime contínuo sem que os limites de temperatura dos enrolamentos sejam excedidos aos valores máximos permitidos por norma dentro de sua classe de isolamento Sempre que são aplicadas aos motores cargas de valor muito superior ao da potência para a qual foram projetados seus enrolamentos sofrem um aquecimento anormal diminuindo a vida útil da máquina podendo inclusive danificar o isolamento até se estabelecer um curtocircuito interno que caracteriza sua queima A potência desenvolvida por um motor representa a rapidez com que a energia é aplicada para mover a carga Por definição potência é a relação entre a energia gasta para realizar determinado trabalho e o tempo em que o mesmo foi executado Isto pode ser facilmente entendido se se considera a potência necessária para levantar um objeto pesando 50 kgf do fundo de um poço de 40 m de profundidade durante um período de tempo de 27 s A energia gasta foi de 50 kgf 40 m 2000 kgf m Como o tempo para realizar este trabalho foi de 27 s a potência exigida pelo motor foi de Pm1 200027 a Tabela 61 kgf ms 74 kgf ms Se o mesmo trabalho tivesse que ser realizado em 17 s a potência do motor teria que ser incrementada para Pm2 200017 kgf ms 117 kgf ms Considerando que 1 cv é o equivalente a 75 kgf ms então as potências dos motores seriam Em geral a potência nominal é fornecida em cv sendo 1 cv equivalente a 0736 kW A potência nominal de um motor depende da elevação de temperatura dos enrolamentos durante o ciclo de carga Assim um motor pode acionar uma carga com potência superior à sua potência nominal até atingir um conjugado um pouco inferior a seu conjugado máximo Essa sobrecarga no entanto não pode resultar em temperatura dos enrolamentos superior à sua classe de temperatura Do contrário a vida útil do motor será sensivelmente afetada Quando o motor opera com cargas de regimes intermitentes a potência nominal do motor deve ser calculada levando em consideração o tipo de regime Esse assunto será tratado no Capítulo 7 Como informação adicional a seguir são dadas as expressões que permitem determinar a potência de um motor para as atividades de maior uso industrial Bombas Pb potência requerida pela bomba em kW Q quantidade do líquido em m3s γ peso específico do líquido em kgdm3 γ 1 kgdm3 para a água H altura de elevação mais altura de recalque em m η eficiência da bomba 087 η 090 para bombas a pistão 040 η 070 para bombas centrífugas Características dos motores elétricos monofásicos Potência nominal Corrente 220 V Velocidade Fator de potência Relação Relação Conjugado Rendimento Momento de inércia Nominal CmCn cv kW A rpm InpIn CpCn m kgf kg m2 II polos 15 11 75 3535 75 78 29 031 23 75 00020 2 15 95 3530 76 72 29 061 23 76 00024 3 22 130 3460 77 76 30 081 22 77 00064 4 30 180 3515 79 87 28 061 26 79 00093 5 37 230 3515 81 79 28 100 26 81 00104 d Pv potência requerida pelo ventilador em kW Q vazão em m3s P pressão em Nm2 η rendimento 050 η 080 para ventiladores com P 400 mmHg 035 η 050 para ventiladores com 100 P 400 mmHg 020 η 035 para ventiladores com P 100 mmHg Obs 1 mmHg 981 Nm2 1 Nm2 102 103 kgfm2 Compressores Pc potência requerida pelo compressor em kW Wc velocidade nominal do compressor em rps Cnc conjugado nominal do compressor em mN ηac rendimento de acoplamento ηac 095 Exemplo de aplicação 63 Determinar a potência de um compressor sabendose que a redução do acoplamento é 066 a velocidade do compressor é de 1150 rpm e o conjugado nominal de 40 mN Velocidade nominal do motor Velocidade nominal do compressor Potência nominal do motor Existe uma condição operacional de motores muito utilizada em processos industriais notadamente em esteiras rolantes quando dois ou mais motores funcionam mecanicamente em paralelo Se dois ou mais motores idênticos são acoplados por um mecanismo qualquer e trabalham mecanicamente em paralelo dividem a carga igualmente Para isto é necessário que os motores tenham o mesmo escorregamento o mesmo Tabela 62 número de polos e a mesma potência nominal no eixo Se dois ou mais motores têm o mesmo número de polos mas diferentes potências nominais no eixo normalmente dividem a carga na mesma proporção de suas potências de saída 632 Tensão nominal As tensões de maior utilização nas instalações elétricas industriais são de 220 380 e 440 V A ligação do motor em determinado circuito depende das tensões nominais múltiplas para as quais foi projetado o que será objeto de estudo posterior Os motores devem trabalhar dentro de limites de desempenho satisfatório para uma variação de tensão de 10 de sua tensão nominal desde que a frequência não varie No Capítulo 10 serão mostrados os efeitos das variações de tensão e frequência sobre os motores indicandose os dispositivos de proteção adequados Quando o motor trifásico está conectado em um sistema elétrico com as tensões desequilibradas além do conjugado positivo acionando o motor no sentido normal de rotação aparecerá um conjugado negativo no sentido contrário de rotação O conjugado positivo é resultado dos componentes de sequência positiva tensão corrente e impedância Já o conjugado negativo tentando arrastar o rotor no sentido contrário é decorrente dos componentes de sequência negativa Como resultado há um crescimento da corrente de carga e consequente aumento da temperatura do motor de acordo com a Tabela 62 Efeitos do desequilíbrio de tensão para os motores elétricos Desequilíbrio de tensão entre fases Elevação da corrente de carga Elevação da temperatura 25 210 125 20 167 80 15 125 45 10 80 20 05 38 05 633 Corrente nominal É aquela solicitada da rede de alimentação pelo motor trabalhando à potência nominal com frequência e tensões nominais O valor da corrente é dado pela Equação 66 Pnm potência nominal do motor em cv V tensão nominal trifásica em volts η rendimento do motor cosψ fator de potência sob carga nominal 634 Frequência nominal É aquela fornecida pelo circuito de alimentação e para a qual o motor foi dimensionado O motor deve trabalhar satisfatoriamente se a frequência variar dentro de limites de 5 da frequência nominal desde que seja mantida a tensão nominal constante Os motores trifásicos com rotor bobinado quando ligados em uma rede de energia elétrica cuja frequência é diferente da frequência nominal apresentam as seguintes particularidades a b Motor de 50 Hz ligado em 60 Hz A potência mecânica não varia A corrente de partida diminui em 17 A corrente nominal não varia A velocidade nominal aumenta em 20 isto é na mesma proporção do aumento da frequência A relação entre o conjugado máximo e o conjugado nominal diminui em 17 A relação entre o conjugado de partida e o conjugado nominal diminui em 17 Motor de 60 Hz ligado em 50 Hz A potência aumenta em 20 para motores de IV VI e VIII polos A corrente de carga não varia A velocidade nominal diminui na mesma proporção da redução da frequência A relação entre o conjugado máximo e o conjugado nominal aumenta A relação entre o conjugado de partida e o conjugado nominal aumenta Devese alertar que não é aconselhável utilizar motores com rotor bobinado frequência nominal de 60 Hz em redes de tensão nominal de 50 Hz a não ser que a tensão aplicada aos seus terminais seja reduzida de aproximadamente 9 Nessas condições há uma perda de 17 na potência nominal mantendose inalteradas a corrente nominal o conjugado de partida e o conjugado máximo 635 Fator de potência Devese consultar o Capítulo 4 636 Fator de serviço É um número que pode ser multiplicado pela potência nominal do motor a fim de se obter a carga permissível que o mesmo pode acionar em regime contínuo dentro de condições estabelecidas por norma O fator de serviço não está ligado à capacidade de sobrecarga própria dos motores valor em geral situado entre 100 e 125 da carga nominal durante períodos curtos Na realidade o fator de serviço representa uma potência adicional contínua porém com o aumento das perdas elétricas 637 Perdas ôhmicas O motor absorve do circuito de alimentação determinada potência que deverá ser transmitida ao eixo para o acionamento da carga Porém devido a perdas internas em forma de calor gerado pelo aquecimento das bobinas dos enrolamentos e outras a potência mecânica de saída no eixo é sempre menor do que a potência de alimentação Deste fenômeno nasce o conceito de rendimento cujo valor é sempre menor que a unidade As perdas verificadas em um motor elétrico são Perdas Joule nas bobinas estatóricas perdas no cobre Pcu Perdas Joule nas bobinas rotóricas perdas no cobre Pcu Perdas magnéticas estatóricas perdas no ferro Pfe Perdas magnéticas rotóricas perdas no ferro Pfe Perdas por ventilação Pv Perdas por atrito dos mancais perdas mecânicas Pm A Figura 610 ilustra o balanço das potências e perdas elétricas envolvidas em um motor elétrico Todo o calor formado no interior do motor deve ser dissipado para o meio exterior por meio da superfície externa da carcaça auxiliada para determinados tipos de motores por ventiladores acoplados ao eixo Não se deve julgar o aquecimento interno do motor simplesmente medindose a temperatura da carcaça pois isto pode fornecer resultados falsos Os motores trifásicos ligados a fontes trifásicas desequilibradas sofrem o efeito do componente de sequência negativa em forma de aquecimento provocando o aumento das perdas principalmente as perdas no cobre e reduzindo assim a Figura 610 potência de saída disponível dos mesmos Portanto devese procurar manter o mais equilibrado possível a tensão entre fases de alimentação dos motores elétricos 638 Expectativa de vida útil A vida útil de um motor está intimamente ligada ao aquecimento das bobinas dos enrolamentos fora dos limites previstos na fabricação da máquina o que acarreta temperaturas superiores aos limites da isolação Assim uma elevação de temperatura de 10 ºC na temperatura de isolação de um motor reduz sua vida útil pela metade A vida útil é também afetada pelas condições desfavoráveis de instalação como umidade ambiente com vapores corrosivos vibrações etc O aquecimento fator principal da redução da vida útil de um motor provoca o envelhecimento gradual e generalizado do isolamento até o limite de tensão a que está submetido quando então o motor ficará sujeito a um curtocircuito interno de consequência desastrosa Existem algumas teorias que justificam a perda de vida útil das isolações De acordo com uma delas a chamada teoria disruptiva as ligações moleculares dos materiais isolantes sólidos são rompidas provocando a ruptura dos mesmos Perdas elétricas em um motor A vida útil de uma isolação pode ser avaliada pelo tempo decorrido após 10 das amostras do material em análise apresentarem falha A Figura 611 permite determinar a vida útil das isolações para as classes A e B 639 Classes de isolamento A norma agrupa os materiais isolantes e os sistemas de isolamento no que se denomina classe de isolamento e estes são limitados pela temperatura que cada material isolante pode suportar em regime contínuo sem que seja afetada sua vida útil São as seguintes as classes de isolamento empregadas em máquinas elétricas Classe A limite 105 ºC seda algodão papel e similares impregnados em líquidos isolantes por exemplo esmalte de fios Classe E limite 120 ºC fibras orgânicas sintéticas Classe B limite 130 ºC asbesto mica e materiais a base de poliéster Classe F limite 155 ºC fibra de vidro amianto associado a materiais sintéticos silicones Classe H limite 180 ºC fibra de vidro mica asbesto associado a silicones de alta estabilidade térmica Figura 611 As classes de isolamento mais comumente empregadas são A E e B sendo a H de moderada utilização Como já foi visto na Seção 638 a temperatura do enrolamento é fundamental para a vida útil do motor 6310 Elevação de temperatura A temperatura de serviço dos motores elétricos não é uniforme em todas as suas partes componentes Para fazer sua medição são usados detetores térmicos inseridos nos enrolamentos o que permite a determinação da temperatura do chamado ponto mais quente Vida útil das isolações No entanto quando não se dispõe desses detetores podese determinar a temperatura dos enrolamentos pela Equação 67 T temperatura média do enrolamento em ºC Tf temperatura do enrolamento com o motor frio à mesma temperatura ambiente em ºC Rf resistência ôhmica da bobina com o motor frio à mesma temperatura ambiente em Ω Rq resistência ôhmica do enrolamento do motor medida quando este atingir o aquecimento de regime em Ω Para se determinar a elevação de temperatura do enrolamento devese aplicar a expressão Ta temperatura do meio refrigerante no fim do ensaio em ºC O valor de T obtido da Equação 67 representa a temperatura média do enrolamento dado que a resistência ôhmica média é referente a todo o enrolamento e não somente ao ponto mais quente o que seria o correto Porém na prática observase que esta diferença de temperatura não varia significativamente O processo de medida como se pode notar é baseado na variação da resistência ôhmica do condutor do enrolamento em função da variação de temperatura O tempo de resfriamento de um motor desde sua temperatura de regime até a temperatura ambiente é variável com as dimensões do motor Em média para motores pequenos podese tomálo como de três horas e para motores de potência Figura 612 a elevada acima de 60 cv de cinco horas Por dificuldades de ventilação em determinadas altitudes motivadas por rarefação do ar ambiente os motores são dimensionados normalmente para trabalhar no máximo a 1000 m acima do nível do mar A Figura 612 mostra o decréscimo percentual da potência do motor em função da altitude de sua instalação bem como a influência da temperatura do meio refrigerante Potência de um motor altitude Como o valor da temperatura é tomado pela média a elevação de temperatura do motor é admitida inferior em 5 ºC para motores das classes A e E em 10 ºC para a classe B e em 15 ºC para as classes F e H O gráfico da Figura 613 ilustra esse procedimento Neste ponto é conveniente fazer uma análise das circunstâncias em que um motor de indução é conduzido a temperaturas elevadas em função das condições a que são submetidos Para isso podese representar um motor de indução como uma fonte de calor resultante dos efeitos térmicos das bobinas e do ferro do estator bem como das barras de curto circuito e do ferro do rotor Por outro lado o mesmo motor pode ser representado como um dissipador de calor pela ação do meio refrigerante de forma natural ou forçada Se o fluxo de calor gerado está sendo retirado na forma do projeto da máquina pelo sistema de dissipação térmica a temperatura nas diferentes partes do motor atinge um valor que permite classificar o seu funcionamento como de regime permanente Serão analisadas as seguintes condições operativas Sobrecargas de curta e de longa duração Ao se analisar um motor sob o aspecto de sobrecarga há duas considerações a serem feitas A primeira diz respeito às sobrecargas de curta duração caracterizadas pelas partidas diretas do motor onde a corrente se eleva a valores entre seis e oito vezes a corrente nominal em um curto espaço de tempo da ordem de 05 a 5 s de forma que impossibilite a troca do calor gerado pelo estator e rotor para o meio ambiente Devido à corrente elevada e ao calor produzido medido pela energia dissipada igual a E RI2 t a temperatura nas barras do rotor do motor se eleva a valores de 300 a 350 ºC podendo serem danificadas por deformação permanente Figura 613 b Temperaturas dos motores elétricos Como não há troca de calor com o exterior os condutores dos enrolamentos se aquecem e consequentemente sua isolação cujo processo é chamado de aquecimento adiabático A segunda análise diz respeito às sobrecargas de longa duração caracterizadas por sobressolicitação mecânica no eixo do motor onde a corrente de sobrecarga atinge valores modestos comparados com a situação anterior porém com um tempo excessivamente longo de forma que os enrolamentos acumulam uma quantidade de calor exagerada e elevam sua temperatura acima da classe de isolação O funcionamento dos motores de indução pode ser classificado em três períodos distintos Em repouso Caracterizase pelo instante da partida em que a velocidade rotórica é nula Também pode ocorrer o travamento do rotor quando por exemplo o conjugado de carga supera o conjugado motor Nestas circunstâncias como o campo girante corta o rotor na velocidade síncrona elevando o valor da reatância rotórica X 2 FL e consequentemente as perdas Joule correspondentes o rotor é o responsável pela limitação da operação do motor já que alcança seu limite térmico primeiro que o estator Durante o período de aceleração Caracterizase pelo período durante o qual o rotor adquire sua velocidade inicial até atingir o regime de funcionamento normal próximo à velocidade síncrona O aquecimento do motor neste período depende da curva de conjugado resistente que define o tempo de aceleração Nesta circunstância como a tensão induzida no motor é elevada porém decrescente o rotor alcança seu limite térmico antes do estator e portanto é a parte limitante da operação do motor Cabe observar que durante o período de aceleração o rotor pode travar se a curva de conjugado resistente se igualar ou superar a curva de conjugado motor sendo neste caso o motor limitado termicamente pelo rotor Durante o período de regime de funcionamento normal Se durante este período o motor for submetido à sobrecarga o estator desenvolve uma quantidade de calor tal que alcança o limite térmico em um tempo inferior ao do rotor e o motor é portanto limitado pelo estator Ausência de fase Quando da ausência de uma fase a potência desenvolvida pelo motor basicamente não se altera apesar de seu funcionamento passar da condição de suprimento trifásico para bifásico ou seja Nestas condições a corrente que circula pelo relé na operação bifásica é 577 superior à corrente nominal do motor que em operação trifásica circula pelo mesmo relé Assim um motor de 100 cv tem uma corrente nominal de 1354 A e c a b quando em operação bifásica a corrente que circulará pelo relé é de 2345 A isto é a corrente que sensibilizará o relé é 577 superior à corrente nominal do motor ou Se um relé térmico for ajustado para o valor da corrente nominal como é aconselhável a atuação do relé se dará aproximadamente em três minutos para o relé a frio isto é no seu início de funcionamento ou em 45 s com o relé a quente isto é após decorrido tempo suficiente para se alcançar a estabilidade térmica Se o motor estiver funcionando com uma carga equivalente a até 577 do seu valor nominal o relé térmico não seria sensibilizado Aparentemente não haveria danos no motor já que a corrente absorvida pelo mesmo seria igual à corrente nominal Porém nestas circunstâncias há um grande desequilíbrio de corrente circulando no estator da máquina e consequentemente aparecerá um forte componente de sequência negativa afetando termicamente o rotor Desequilíbrio de corrente Quando as correntes absorvidas pelos motores de indução estão desequilibradas surge um conjugado de frenagem que se opõe ao conjugado motor Porém o motor continua girando no sentido normal sofrendo uma ligeira queda de velocidade angular A potência no eixo do motor praticamente permanece inalterada O campo de sequência negativa que gira ao contrário do campo normal ou de sequência positiva induz nas barras do rotor uma corrente na frequência duas vezes superior à frequência industrial Motivado pelo efeito skin em que as correntes indesejadas de alta frequência tendem a circular pela superfície dos condutores dos enrolamentos o rotor fica submetido de imediato aos efeitos térmicos resultantes do processo enquanto o estator praticamente não é alterado termicamente nem absorve nenhuma corrente adicional já que a potência no eixo permanece constante Se o motor estiver operando na sua potência nominal o rotor sofrerá um aquecimento acima do seu limite térmico e as proteções instaladas nos condutores de alimentação não serão sensibilizadas Para que o motor seja protegido contra elevações de temperatura são utilizados protetores térmicos instalados no interior de seus enrolamentos estatóricos dimensionados em função da isolação empregada e das características de projeto do motor Assim são utilizados em geral os seguintes elementos protetores Termostatos São componentes bimetálicos construídos de duas lâminas com coeficientes de dilatação térmica diferentes dotadas de contatos de prata em suas extremidades que se fecham quando ocorre uma elevação de temperatura definida para aquele tipo de projeto Para dar maior grau de segurança ao motor podem ser utilizados dois termostatos por fase O primeiro termostato ao ser sensibilizado para o valor da elevação de temperatura do motor faz atuar um alarme sonoro eou visual enquanto o segundo termostato ao ser sensibilizado para o valor da temperatura máxima do material isolante faz operar o sistema de proteção desligando o motor Termorresistores São componentes cujo funcionamento é baseado na variação da resistência elétrica em função da temperatura a que estão submetidos Apenas alguns materiais seguem essas características como o cobre a platina e o níquel São fabricados de forma a se obter uma resistência definida para cada aplicação e que varia linearmente de acordo com a temperatura Essa característica permite que se acompanhe a evolução do aquecimento do enrolamento do motor durante sua operação São aplicados em motores que operam máquinas com funções vitais para o processo e trabalham em regime intermitente de forma muito irregular Podem ser utilizados para alarme e desligamento conforme o uso dos termostatos A esses componentes podem ser conectados monitores de controle de um sistema industrial automatizado permitindo o conhecimento do comportamento térmico do motor c Termistores São componentes térmicos constituídos de materiais semicondutores que variam sua resistência elétrica de forma brusca quando a temperatura do meio em que está inserido atinge o valor da temperatura de atuação do termistor Esses componentes podem ser construídos de duas diferentes formas quanto ao coeficiente de temperatura Tipo PTC São elementos cujo coeficiente de temperatura é positivo isto é sua resistência aumenta de forma brusca quando a temperatura do meio atinge o valor da temperatura de calibração do termistor A elevação brusca da resistência elétrica do termistor faz interromper a circulação de corrente que mantém abertos os contatos de um contactor auxiliar responsável pelo acionamento do disjuntor ou de um contactor de comando do motor Para dar maior grau de segurança ao motor podem ser utilizados dois termistores por fase O primeiro termistor ao ser sensibilizado para o valor da temperatura do motor faz atuar um alarme sonoro eou visual enquanto o segundo termistor ao ser sensibilizado para o valor da temperatura máxima do material isolante faz operar o sistema de proteção desligando o motor Tipo NTC São elementos cujo coeficiente de temperatura é negativo isto é sua resistência diminui de forma brusca quando a temperatura do meio atinge o valor da temperatura de calibração do termistor A redução brusca da resistência elétrica do termistor faz circular a corrente na bobina de um contactor auxiliar responsável pelo acionamento do disjuntor ou de um contactor de comando do motor Para dar maior grau de segurança ao motor podem ser utilizados dois termistores por fase Para a proteção dos motores elétricos são utilizados os termistores do tipo PTC devido ao fato de os circuitos eletrônicos disponíveis operarem com característica PTC A Figura 614 mostra os enrolamentos rotóricos de um motor dotado de termistor instalado na cabeça da bobina Exemplo de aplicação 64 Determinar a temperatura média do enrolamento e a elevação de temperatura correspondente de um motor cuja resistência do enrolamento medida a frio temperatura ambiente 40 ºC foi de 0240 Ω O motor foi ligado em carga nominal e após três horas mediuse a resistência de seus enrolamentos obtendose 0301 Ω A temperatura do meio refrigerante no momento da tomada das medidas era igual a 40 ºC De acordo com a Equação 67 temse 6311 Ventilação O processo pelo qual é realizada a troca de calor entre o interior do motor e o meio ambiente define seu sistema de ventilação Os sistemas de ventilação mais usados são 63111 Motor aberto É aquele em que o ar ambiente circula livremente no interior da máquina retirando calor das partes aquecidas O grau de proteção característico desses motores é o IP23 A Figura 615 ilustra esse tipo de motor Figura 614 Figura 615 a b 63112 Motor totalmente fechado É aquele em que não há troca entre o meio refrigerante interno ao motor e o exterior O motor no entanto não pode ser considerado estanque pois as folgas existentes nas gaxetas permitem a saída do meio refrigerante interno quando este entra em operação aquecendose consequentemente e também permitem a penetração do meio refrigerante externo quando é desligado e inicia seu processo de resfriamento A troca de calor desses motores é feita a partir da transferência de calor pela carcaça Os motores totalmente fechados podem ser fabricados nos seguintes tipos Bobina estatórica protegida por um termistor Motor aberto Motor totalmente fechado com ventilação externa São motores providos de um ventilador externo montado em seu eixo que acelera a dissipação do calor por meio da carcaça A Figura 616 mostra este tipo de motor Motor totalmente fechado com trocador de calor arar São motores providos de um ventilador interno e um trocador de calor montado na sua parte superior conforme se observa na Figura 617 c Figura 616 Figura 617 a b Motor totalmente fechado com trocador arágua São motores providos de um ventilador externo e um trocador de calor arágua O calor gerado no interior do motor é transferido para a água que circula no interior dos dutos que formam o trocador de calor conforme é demonstrado na Figura 618 63113 Motor com ventilação forçada É aquele cuja refrigeração é efetuada por um sistema adequado em que um pequeno motor acionado independentemente força a entrada do meio refrigerante no interior do motor em questão Os motores com ventilação forçada podem ser fabricados com diferentes tipos destacandose Motor totalmente fechado Trocador de calor arar Motores com ventilação forçada sem filtro Neste caso um motor acoplado na extremidade de um duto de ar força a entrada do meio refrigerante de um ambiente de ar não poluído para o interior do motor que o devolve em seguida ao meio ambiente conforme demonstra a Figura 619a Motor com ventilação forçada com filtro Neste caso o motor é provido de um ventilador que aspira o ar refrigerante do meio ambiente e o força após sua passagem pelo filtro a penetrar no interior do motor sendo em seguida jogado no meio ambiente conforme demonstra a Figura Figura 618 619b 63114 Motor à prova de intempéries É conhecido comumente como motor de uso naval Possui um elevado grau de proteção IPW55 que lhe credencia para operar em ambientes com poeira água em todas as direções e elevada salinidade Trocador de calor arágua 63115 Motor à prova de explosão Em certas indústrias que trabalham com materiais inflamáveis de grande risco como petroquímicas indústrias têxteis e semelhantes há necessidade de serem empregados motores que suportem os esforços mecânicos internos quando por danos da isolação dos enrolamentos em contato com o meio refrigerante contendo material combustível podem provocar acidentes de proporções desastrosas Esses motores são dimensionados com carcaça e estrutura robustas além de parafusos juntas tampas etc de dimensões compatíveis com a solicitação dos esforços Podem ser vistos na Figura 1620 6312 Graus de proteção Refletem a proteção do motor quanto à entrada de corpos estranhos e penetração de água pelos orifícios destinados à entrada e saída do ar refrigerante Os graus de proteção foram definidos no Capítulo 1 No caso dos motores elétricos a indústria estabelece alguns graus de proteção que satisfaçam a uma faixa de condições previstas pela norma padronizando sua produção Assim temse Figura 619 a b a b Figura 620 c Motor com ventilação independente Motores abertos As classes de proteção mais comumente fabricadas são IP21 IP22 IP23 Motores fechados As classes de proteção mais comumente fabricadas são IP44 IP54 IP55 IPW55 motores de uso naval 6313 Regime de funcionamento O regime de funcionamento de um motor elétrico indica o grau de regularidade na absorção de potência elétrica da rede de alimentação devido às variações do conjugado de carga Os motores em geral são projetados para trabalharem regularmente com carga constante por tempo indeterminado desenvolvendo sua potência nominal o que é denominado regime contínuo 63131 Tipos de regime de funcionamento Seguindo a norma NBR 7094 os motores são fabricados de acordo com a forma como eles funcionam o que se denomina regime de funcionamento S1 Regime de funcionamento contínuo É aquele em que o motor trabalha continuamente por um tempo significativamente maior do que sua constante térmica de tempo Neste tipo de regime quando o motor é desligado só retoma a operação quando todas suas partes componentes estão em equilíbrio com o meio exterior A Figura 621 ilustra essa característica S2 Regime de funcionamento de tempo limitado É aquele em que o motor é acionado à carga constante por um dado intervalo de tempo inferior ao necessário para alcançar o equilíbrio térmico seguindose um período de tempo em repouso o suficiente para permitir ao motor atingir a temperatura do meio refrigerante A Figura 622 ilustra essa característica Motor à prova de explosão S3 Regime de funcionamento intermitente periódico É aquele em que o motor funciona à carga constante por um período de tempo definido e repousa durante outro intervalo de tempo também definido sendo tais intervalos de tempo muito curtos para permitir ao motor atingir o equilíbrio térmico durante o ciclo não sendo afetado de modo significante pela corrente de partida Cada um desses regimes de funcionamento é caracterizado pelo chamado fator de duração do ciclo que é a relação entre o tempo de funcionamento da Figura 621 máquina e o tempo total do ciclo A característica de funcionamento é apresentada na Figura 623 O fator de duração do ciclo é dado pela Equação 69 Regime de funcionamento S1 Figura 622 d Regime de funcionamento S2 Tc tempo de operação da máquina em regime constante Tr tempo de repouso S4 Regime de funcionamento intermitente periódico com partidas É caracterizado por uma sequência de ciclos semelhantes em que cada ciclo consiste em um intervalo de partida bastante longo capaz de elevar significativamente a temperatura do motor em um período de ciclo à carga constante e em um período de repouso o suficiente para que o motor atinja seu equilíbrio térmico A Figura 624 representa esta característica de funcionamento sendo o fator de ciclo dado pela Equação 610 Tp tempo de partida do motor Figura 623 e f Regime de funcionamento S3 S5 Regime de funcionamento intermitente com frenagem elétrica É caracterizado por uma sequência de ciclos semelhantes em que cada ciclo consiste em um intervalo de partida bastante longo capaz de elevar significativamente a temperatura do motor em um período de ciclo à carga constante seguido de um período de frenagem elétrica e finalmente em um período de repouso o suficiente para que o motor atinja seu equilíbrio térmico A Figura 625 representa esta característica de funcionamento sendo que o fator de ciclo é dado pela Equação 611 Tf tempo de frenagem ou contracorrente S6 Regime de funcionamento contínuo periódico com carga intermitente É caracterizado por uma sequência de ciclos semelhantes em que cada ciclo consiste em duas partes sendo uma à carga constante e outra em funcionamento a vazio Nesse caso não há funcionamento a vazio A Figura 626 representa esta característica de funcionamento sendo que o fator de duração do ciclo é dado pela Equação 612 Figura 624 g h Tv tempo de funcionamento a vazio Regime de funcionamento S4 Este é um dos tipos de regime mais frequentes na prática também denominado regime intermitente com carga contínua S7 Regime de funcionamento contínuo com frenagem elétrica É caracterizado pelo regime de funcionamento em que a operação do motor é constituída de uma sequência de ciclos idênticos formados por um período de funcionamento de partida um período de funcionamento a carga constante e um período de frenagem elétrica Não há período de funcionamento a vazio nem repouso A Figura 627 ilustra esse tipo de funcionamento S8 Regime de funcionamento contínuo com mudança periódica na relação cargavelocidade de rotação É o regime caracterizado por uma sequência de ciclos de operação idênticos sendo que cada um deles é composto por um período de funcionamento na partida e um período de funcionamento à carga constante a uma velocidade definida seguindose de um ou mais períodos de funcionamento a outras cargas constantes a diferentes velocidades Não há período de funcionamento a vazio nem repouso conforme ilustrado na Figura 628 Figura 625 i j Regime de funcionamento S5 S9 Regime de funcionamento com variação não periódica de carga e velocidade É caracterizado pelo regime de funcionamento em que a carga e a velocidade apresentam variações aperiódicas no intervalo de funcionamento admissível onde se inclui normalmente períodos de sobrecargas que podem ser muito superiores à carga nominal conforme ilustrado na Figura 629 S10 Regime de funcionamento com cargas constantes distintas É caracterizado pelo funcionamento com cargas constantes distintas admitindose no máximo quatro valores diferentes de cargas ou cargas equivalentes sendo que cada valor deve ser mantido por um intervalo de tempo suficientemente grande para que o equilíbrio térmico seja alcançado Admitese como carga mínima o funcionamento a vazio sem carga O regime de funcionamento S10 está representado na Figura 630 63132 Caracterização do tipo de regime de funcionamento Cabe ao comprador do motor a responsabilidade de indicar para o fabricante do motor o regime de funcionamento do mesmo Isso normalmente é feito através de gráficos elaborados pelo comprador ou por meio da indicação do código dos regimes normalizados Para evitar dúvidas na encomenda do motor é sempre conveniente complementar as informações para o fabricante como se segue Regimes S1 e S9 é suficiente indicar os respectivos símbolos isto é S1 ou S9 Figura 626 Regime de funcionamento S6 Figura 627 Regime de funcionamento S7 Regime S2 indicar os tempos de funcionamento com carga constante preferencialmente selecionar os tempos em 10 30 60 e 90 minutos se for possível enquadrar o funcionamento da carga nessas condições por exemplo S2 30 minutos Regime de funcionamento S3S6 indicar o fator de duração do ciclo por exemplo S530 Regime de funcionamento S4S5 devese indicar i o fator de duração do ciclo de carga ii o momento de inércia do motor e iii o momento de inércia da carga todos referidos ao eixo do motor por exemplo S530 Jmotor 020 kg m2 Jcarga010 kg m2 Regime de funcionamento S7 devese indicar i o momento de inércia do motor e ii o momento de inércia da carga todos referidos ao eixo do motor por exemplo Jmotor 020 kg m2 Jcarga010 kg m2 Regime de funcionamento S8 devese indicar i o fator de duração do ciclo de carga para cada velocidade angular ii a velocidade angular iii o momento de inércia do motor e iv o momento de inércia da carga todos referidos ao eixo do motor por exemplo S8 Jmotor 025 kg m2 Jcarga 4 kg m2 20 kW900 rpm30 50 kW1760 rpm Regime de funcionamento S10 devemse indicar os valores de i ΔT em pu para cada carga associada ao seu tempo de duração e ii os períodos de repouso se houver representados pela letra r Figura 628 Regime de funcionamento S8 Figura 629 Regime de funcionamento S9 Exemplo de aplicação 65 Considerar um motor que trabalha durante três horas seguidas e depois para durante uma hora regime S3 Calcular o fator de duração do ciclo Figura 630 Regime de funcionamento S10 6314 Conjugado mecânico Mede o esforço necessário que deve ter o motor para girar o seu eixo É também conhecido como torque Existe uma estreita relação entre o conjugado mecânico e a potência desenvolvida pelo motor Assim se determinada quantidade de energia mecânica for utilizada para movimentar uma carga em torno do seu eixo a potência desenvolvida depende do conjugado oferecido e da velocidade com que se movimenta essa carga O conjugado mecânico pode ser definido em diferentes fases do acionamento do motor 63141 Conjugado nominal É aquele que o motor desenvolve à potência nominal quando submetido à tensão e frequência nominais Em tensões trifásicas desequilibradas o componente de sequência negativa da corrente provoca um torque negativo situado geralmente em torno de 05 do torque nominal quando o desequilíbrio de tensão no ponto de alimentação é da ordem de 10 Isto é na prática pode ser desprezado porém a influência significativa de tal fenômeno se dá nas perdas ôhmicas do motor 63142 Conjugado de partida Também conhecido como conjugado com rotor bloqueado ou conjugado de arranque é aquele desenvolvido pelo motor sob condições de tensão e frequência nominais durante a partida e é normalmente expresso em m kgf ou em porcentagem do conjugado nominal O conjugado de partida deve ser de valor elevado a fim de o motor ter condições de acionar a carga desde a posição de inércia até a velocidade de regime em tempo reduzido No Capítulo 7 este assunto será abordado com mais detalhes 63143 Conjugado base É aquele determinado de acordo com a potência nominal e velocidade síncrona Ws do motor e é normalmente obtido pela Equação 613 Pnm potência nominal do motor em cv Ws velocidade angular em rpm 63144 Conjugado máximo É o maior conjugado produzido pelo motor quando submetido às condições de tensão e frequência nominais sem no entanto ficar sujeito a variações bruscas de velocidade O conjugado máximo deve ter valor elevado capaz de superar satisfatoriamente os picos de carga eventuais além de poder manter razoavelmente a velocidade angular quando da ocorrência de quedas de tensão momentâneas no circuito de suprimento 63145 Conjugado mínimo É o menor conjugado na faixa de velocidade compreendida entre o valor zero e o conjugado nominal perante tensão e frequência nominais 63146 Conjugado de aceleração É o conjugado desenvolvido na partida do motor desde o estado de repouso até a velocidade de regime Observando as curvas da Figura 631 podese concluir que durante a fase de aceleração a curva do conjugado motor Cm é sempre superior à curva representativa do conjugado de carga Cc A diferença entre as curvas Cm e Cc fornece o conjugado de aceleração Os pontos que caracterizam os diferentes tipos de conjugado anteriormente definidos podem ser determinados na curva de conjugado velocidade normalmente fornecida pelos fabricantes de motores 6315 Categoria Indica as limitações do conjugado máximo e de partida e é designada por letras devidamente normalizadas Este assunto será tratado com mais detalhes no Capítulo 7 Figura 631 a b Figura 632 6316 Tipos de ligação Dependendo da maneira como são conectados os terminais das bobinas dos enrolamentos estatóricos o motor pode ser ligado às redes de alimentação com diferentes valores de tensão A maioria dos motores é fabricada para operar em circuitos trifásicos supridos por tensões de 220 V e 380 V ou ainda 220 V e 440 V A identificação dos terminais de início e fim de uma bobina é feita somandose 3 ao número que marca o início desta obtendose o outro terminal correspondente Isso pode ser observado nas Figuras 632 a 634 ou seja ao terminal 1 soma se 3 e obtémse o terminal 4 Sempre os terminais 123 são utilizados para ligação à rede de suprimento Conjugado velocidade Quando o motor é especificado para operar em tensões múltiplas por exemplo 220380440 V a menor tensão no caso 220 V caracteriza a tensão nominal de fase do motor e que não pode ser ultrapassada em qualquer tipo de ligação sob pena de danificar as bobinas As ligações normalmente efetuadas são 63161 Ligação em uma única tensão Ligação em estrela Cada enrolamento tem uma extremidade acessível três terminais e o motor é ligado na configuração estrela conforme Figura 632 na qual os terminais 456 não são acessíveis Ligação em triângulo Cada enrolamento tem uma extremidade acessível três terminais e o motor é ligado na configuração triângulo conforme Figura 633 na qual os terminais 456 não são acessíveis Ligação em estrela Figura 633 Figura 634 a b Ligação em triângulo Ligação estrelasérie 63162 Ligação em dupla tensão Ligação em estrela As extremidades de cada enrolamento são acessíveis seis terminais permitindo que se façam ligações em estrela a fim de adequar a tensão das bobinas à tensão da rede conforme Figura 632 Ligação em triângulo As extremidades de cada enrolamento são acessíveis seis terminais permitindo que se façam ligações em triângulo a fim de adequar a tensão das bobinas à tensão da rede conforme Figura 633 Os motores que podem ser ligados em estrela ou triângulo Figuras 632 e 633 dispõem de seis terminais acessíveis Quando a ligação é feita em estrela cada bobina fica submetida a uma tensão vezes menor que a tensão da alimentação tendo a corrente circulante valor igual à corrente de linha Quando a ligação é feita em triângulo cada bobina fica submetida à tensão da rede tendo a corrente circulante valor de vezes menor do que a corrente de linha Ligação estrela Ligação triângulo c d e f Figura 635 É importante observar que nem todo o motor de dupla ligação estrelatriângulo pode ser acionado pela chave estrela triângulo isto depende da tensão nominal do sistema Para citar um exemplo um motor em cuja placa está indicada a ligação 220380 V só pode ser conectado à rede de suprimento partindo por meio de uma chave estrelatriângulo se a tensão nominal do circuito for de 220 V Para uma rede cuja tensão nominal seja 380 V o mesmo motor só pode ser conectado na ligação estrela Para melhor identificar basta caracterizar a menor tensão no caso 220 V como tensão de suprimento do motor quando este está ligado em triângulo a tensão superior no caso 380 V deve ser a tensão da rede para o motor ligado em estrela Ligação estrelasérie O enrolamento de cada fase é dividido em duas partes nove terminais Ao se ligar duas dessas partes em série e depois conectálas em estrela cada bobina ficará submetida à tensão nominal de fase do motor conforme Figura 634 Neste caso nove terminais do motor são acessíveis Ligação dupla estrelaparalelo Da mesma forma anterior o enrolamento de cada fase é dividido em duas partes nove terminais Ao se conectar dois conjuntos de três bobinas em estrela e os dois conjuntos ligados em formação de dupla estrela cada bobina ficará submetida à tensão nominal de fase do motor conforme Figura 635 Neste caso nove terminais do motor são acessíveis Ligação triângulosérie Ligação conforme a Figura 636 Nove terminais são acessíveis A tensão nominal das bobinas deve ser de 220 V Ligação triânguloparalelo Ligação conforme a Figura 637 Nove terminais são acessíveis A tensão nominal das bobinas deve ser em 220 V Dupla estrelaparalelo Figura 636 Figura 637 a b c d Triângulosérie Triânguloparalelo 63163 Ligação em tripla tensão nominal O enrolamento de cada fase é dividido em duas partes podendo ser ligadas em sérieparalelo Todos os terminais das bobinas em um total de doze são acessíveis permitindo ligar o motor em várias tensões de rede como por exemplo 220380440760 V Ligação em triânguloparalelo Conforme a Figura 638 Ligação estrelaparalelo Conforme a Figura 639 Ligação triângulosérie Conforme a Figura 640 Ligação estrelasérie Conforme a Figura 641 Relativamente à rede de suprimento as tensões de placa do motor devem ser assim definidas A primeira tensão corresponde à ligação em triânguloparalelo Figura 638 220 V A segunda tensão corresponde à ligação estrelaparalelo Figura 639 380 V A terceira tensão corresponde à ligação em triângulosérie Figura 640 440 V A quarta tensão corresponde à ligação em estrelasérie Figura 641 760 V Figura 638 Figura 639 As tensões colocadas entre parênteses referemse à tensão da rede a que será ligado um motor cujas tensões nominais de placa são 220380440760 V Observe que a tensão de 760 V por norma está fora do limite da classe 600 V portanto apenas indica a possibilidade de ligação do motor em estrelatriângulo Esses motores normalmente têm custos mais elevados Triânguloparalelo Estrelaparalelo A Tabela 63 orienta a ligação de motores trifásicos relacionando as tensões nominais de placa com a correspondente tensão nominal da rede de alimentação indicando a possibilidade de acionamento dos mesmos pela chave estrelatriângulo Cabe observar que esses motores podem partir diretamente da rede ou por meio de chaves compensadoras A Tabela 64 fornece as principais características dos motores de indução de rotor em curtocircuito Vale ressaltar que estes são valores médios e podem variar em faixas estreitas para cada fabricante dependendo de sua tecnologia e projeto construtivo 6317 Formas construtivas 63171 Aspectos dimensionais As dimensões dos motores no Brasil seguem a norma NBR 5432 que está de acordo com a normalização da International Electrotechnical Commission IEC72 Essas normas tomam como base as dimensões de montagem de máquinas elétricas e atribuem letras designando determinadas distâncias mostradas na Figura 642 conforme especificado H é a altura do plano da base ao centro da ponta do eixo Figura 640 Figura 641 Tabela 63 Triângulosérie Estrelasérie Possibilidade de ligação de motores de indução por meio de chave estrelatriângulo Tensão da rede V Ligação dos enrolamentos V Número de terminais de ligação Tensão de alimentação V Ligação das bobinas Partida com chave estrelatriângulo 220 220380 6 220 Δ Sim 220440 9 220 YY Não 220440 12 220 Δ Sim 220380440760 12 380 ΔΔ Sim 380 380660 6 380 Y Não 220380440760 6 380 Δ Sim 220380440760 12 380 YY Não 440 220440 9 440 Y Não 220440 12 440 Δ Sim 220380440760 12 440 Δ Sim zFigura 642 Tabela 64 C é a distância do centro do furo dos pés do lado da ponta do eixo ao plano do encosto da ponta do eixo Esta dimensão está associada ao valor H B é a dimensão axial da distância entre os centros dos furos dos pés A cada dimensão de H podem ser associadas várias dimensões B o que permite se reconhecer motores mais longos e mais curtos A é a dimensão entre os centros dos furos dos pés no sentido frontal D diâmetro do eixo do motor E dimensão externa do eixo do motor As normas padronizam as dimensões dos motores usando a simbologia dada pelas letras vistas anteriormente Assim utilizandose uma tabela dimensional de motores não mostrada neste livro podese identificar que o motor designado por 160 M ABNT tem H 160 mm A 254 mm B 210 mm C 108 mm K 15 mm ϕD 42 mm e E 110 mm 63172 Formas construtivas normalizadas A norma NBR 5031 padroniza as diversas formas construtivas dos motores tomando como base o arranjo de suas partes em relação à fixação à ponta do eixo e à disposição dos mancais De acordo com a NBR 5432 a caixa de ligação de um motor deve ser instalada de forma que sua linha de centro passe por um setor compreendido entre a parte superior do motor e 10º abaixo da linha de centro horizontal do lado direito quando o motor for visto pelo lado do acionamento A Figura 643 mostra algumas das diversas formas construtivas normalizadas tanto para montagem horizontal como para montagem vertical 6318 Placa de identificação A placa de identificação dos motores é o elemento mais rápido para se obter as informações principais necessárias à sua operação adequada A Figura 644 mostra a placa de identificação de um motor WEG Com exceção do MOD os demais dados são características técnicas de fácil identificação Para decifrar o conteúdo do campo MOD devese conhecer seu significado Tomando como exemplo a placa de identificação mostrada na Figura 644 temse 1a letra linha de fabricação do motor variando de K a F 2a letra tipo do motor A motor em anéis B motor de gaiola 3a letra sistema de refrigeração A aberto F trocador de calor arar W trocador de calor arágua Aspectos dimensionais dos motores Motores assíncronos trifásicos com rotor em curtocircuito Potência nominal Potência ativa Corrente nominal Velocidade rpm Fator de potência Relação InpIn Relação CpCn Conjugado nominal Rotor bloqueado Rendimento Momento de inércia cv kW 220 V 380 V mkgf s kgm2 II polos 1 07 33 19 3440 076 62 1800 0208 71 081 00016 3 22 92 53 3490 076 83 1800 0619 60 082 00023 5 4 137 79 3490 083 90 1800 1020 60 083 00064 75 55 192 115 3480 083 74 1800 1540 60 083 00104 10 75 286 162 3475 085 67 1800 2050 60 083 00179 15 11 407 235 3500 082 70 1800 3070 60 083 00229 20 15 640 355 3540 073 68 2500 3970 60 083 00530 25 185 690 383 3540 082 68 3000 4960 60 086 00620 30 22 730 405 3535 088 63 1700 5960 60 089 02090 40 30 980 544 3525 089 68 2200 7970 90 090 03200 50 37 1200 666 3540 089 68 1900 9920 100 091 03330 60 45 1460 810 3545 089 65 1600 11880 180 091 04440 75 55 1780 988 3550 089 69 1700 14840 160 092 04800 100 75 2400 1332 3560 090 68 1400 19720 110 093 06100 125 90 2840 1587 3570 090 65 1500 24590 89 093 12200 150 110 3440 1909 3575 090 68 1600 29460 270 093 12700 IV polos 1 07 38 22 1715 065 57 2000 0420 60 081 00016 3 22 95 55 1720 073 66 2000 1230 60 082 00080 5 4 137 79 1720 083 70 2000 2070 60 083 00091 75 55 206 119 1735 081 70 2000 3100 60 084 00177 10 75 266 154 1740 085 66 1900 4110 83 086 00328 15 11 450 260 1760 075 78 1950 6120 81 086 00433 20 15 520 288 1760 086 68 2200 7980 70 088 00900 25 185 640 355 1760 084 67 2300 9970 60 090 01010 30 22 780 433 1760 083 68 2350 11970 90 090 02630 40 30 1020 566 1760 085 67 2150 15960 100 091 04050 50 37 1240 688 1760 086 64 3000 19950 120 092 04440 60 45 1500 833 1765 086 67 1950 23870 120 092 07900 75 55 1820 1011 1770 086 68 2000 29750 150 092 09000 100 75 2440 1354 1770 087 67 2000 39670 83 092 10600 125 90 2900 1609 1780 087 65 2500 49310 140 094 21000 150 110 3500 1942 1780 087 68 2700 59170 130 095 25100 180 132 4200 2331 1785 087 65 2300 70810 110 095 27300 200 150 4700 2712 1785 087 69 2300 80000 170 095 29300 220 160 5100 2830 1785 087 65 2500 86550 150 095 31200 250 185 5900 3274 1785 087 68 2400 95350 150 095 36900 300 220 6940 3852 1785 088 68 2100 118020 240 096 66600 380 280 8640 4795 1785 089 69 2100 149090 250 096 74000 475 355 11000 6105 1788 089 76 2200 186550 260 096 91000 600 450 13840 7681 1790 089 78 2200 265370 290 096 121000 Figura 643 Algumas formas construtivas normalizadas I ventilação forçada independente com trocador de calor arar D autoventilado por dutos T ventilação forçada independente por dutos L ventilação forçada independente com trocador de calor arágua V ventilação forçada independente aberto Número representa a carcaça 355 400 etc 4a letra furação dos pés L A B C D E 64 Motofreio trifásico É constituído por um motor trifásico de indução acoplado a um freio monodisco O motor em geral é fabricado totalmente fechado provido de ventilação externa enquanto o freio constituído por duas pastilhas e com o mínimo de partes móveis Figura 644 desenvolve baixo aquecimento devido ao atrito sendo resfriado pelo sistema de ventilação do motor O conjunto motor e freio forma uma unidade compacta O freio é acionado por um eletroímã cuja bobina opera normalmente dentro de uma faixa de tensão de 10 sendo alimentada por uma fonte externa de corrente contínua constituída por uma ponte retificadora suprida pela rede elétrica local A alimentação do eletroímã é controlada pela chave de comando do motor Toda vez que o motor é desligado a alimentação do eletroímã é interrompida provocando o deslocamento das molas de pressão contra a armadura do eletroímã que pressiona as pastilhas de metal sinterizado alojadas no disco de frenagem solidamente presas ao eixo do motor Dessa forma as pastilhas são comprimidas pelas duas superfícies de atrito sendo uma formada pela tampa e a outra pela própria armadura do eletroímã conforme pode ser observado pela Figura 645 Placa de identificação de um motor Para que a armadura se desloque pela ação da mola é necessário que a força eletromagnética seja inferior à força exercida pela mola o que ocorre quando o motor é desligado da rede Quando o motor é acionado o eletroímã é energizado atraindo sua armadura na direção oposta à força da mola permitindo o disco de frenagem girar livre sem atrito O motofreio é comumente utilizado nas mais diferentes atividades industriais onde haja necessidade de paradas rápidas para requisitos de segurança além de precisão no posicionamento das máquinas Podemse citar alguns tipos de aplicação de motofreio em atividades de produção como guindastes elevador pontesrolantes transportadores bobinadeiras teares etc Devese evitar a aplicação de motofreio em atividades que possam provocar a penetração de partículas abrasivas como água óleo e outros derivados congêneres de forma a reduzir a eficiência do sistema de frenagem ou mesmo danificálo Podem ser utilizados em qualquer posição A fim de manter a unidade de frenagem dentro de suas características nominais é necessário determinar a potência desenvolvida pela mesma durante determinado ciclo de operação e comparar com os valores de placa Todo o calor gerado pelo o atrito durante a operação de frenagem deve ser retirado pelo sistema de ventilação do motor A potência dissipada resultante do atrito do sistema de frenagem pode ser dada pela Equação 614 Jmc momento de inércia do motor com a carga referida ao eixo do motor em kgm2 Figura 645 a Motofreio trifásico Nrpm rotação do motor em rpm Noph número de operações por hora Tf fração de tempo do motor em funcionamento em horas A Tabela 65 fornece as características dos freios de fabricação WEG Os motofreios podem ser ligados em geral de três diferentes modos Ligação para condição de frenagem lenta A ponte retificadora é alimentada diretamente dos terminais do motor em conformidade com a Figura 646 sendo esta a forma de ligação padronizada de fábrica Exemplo de aplicação 66 Determinar a potência dissipada por atrito desenvolvida por um motofreio constituído por um motor de 25 cvIV polos380 V escorregamento de 11 sabendose que o freio é acionado 30 vezes por hora perfazendo neste período um total de uso de 10 minutos de duração Tabela 65 Concluise que é necessário usar uma carcaça 160 ML VIII polos em conformidade com a Tabela 65 Características técnicas dos freios WEG Carcaça ABNT Polos Tempo de atuação ms1 Conjugado de frenagem Nm Potência máxima de frenagem PW Consumo de potência pelo freio W Corrente absorvida pelo freio A Nº operações até a próxima reajustagem do entreferro Frenagem lenta Frenagem média Frenagem rápida 71 II 350 200 80 15 55 30 014 200000 IV 250 40 500000 VI 200 30 900000 VIII 150 25 120000 80 II 450 250 120 20 70 35 016 80000 IV 350 45 350000 VI 250 40 650000 VIII 200 30 1000000 90 SL II 650 300 170 25 100 40 020 60000 IV 500 75 250000 VI 400 55 550000 VIII 280 45 1000000 100 L II 700 350 220 40 150 50 025 60000 IV 550 100 250000 VI 450 85 550000 VIII 300 60 1000000 b c 112 M II 800 450 250 70 250 60 030 50000 IV 600 150 150000 VI 450 120 300000 VIII 350 100 600000 132 SM II 1000 600 300 80 400 100 050 30000 IV 800 250 110000 VI 600 170 250000 VIII 400 150 450000 160 ML II 1200 800 370 160 550 120 055 20000 IV 1000 300 80000 VI 850 230 150000 VIII 600 200 320000 1 Tempo decorrido entre o instante da interrupção da corrente e o início da frenagem Ligação para a condição de frenagem média A ponte retificadora é alimentada a partir da rede local de corrente alternada sendo que este circuito é conectado a um contato auxiliar do contactor de comando do motor garantindose que o freio seja ligado ou desligado conjuntamente com o motor de acordo com a Figura 647 Ligação para a condição de frenagem rápida A ponte retificadora é alimentada a partir da rede local de corrente alternada porém o circuito de alimentação de corrente contínua da referida ponte é conectado a um contato auxiliar NA do contactor de comando do motor de acordo com a Figura 648 Para se obter uma parada do motofreio mais suave podese diminuir o conjugado de frenagem retirandose parte da quantidade das molas do freio Dessa forma o conjugado de frenagem nominal pode ser induzido na proporção da quantidade de molas retiradas e do mínimo de molas originais do freio sendo que as referidas molas devem ser retiradas de forma simétrica a partir de suas posições em torno do eixo do freio Figura 646 Figura 647 Figura 648 Condição de frenagem lenta Condição de frenagem média Condição de frenagem rápida 65 Motores de alto rendimento Os fabricantes de motores elétricos têm buscado nos últimos anos aumentar o rendimento dos motores elétricos Esses motores utilizam materiais de melhor qualidade e para a mesma potência no eixo consomem menos energia durante um mesmo ciclo de operação Os motores de alto rendimento são dotados das seguintes características Uso de chapas magnéticas de aço silício de qualidade superior que proporcionam a redução da corrente de magnetização e consequentemente aumentam o rendimento do motor Uso de maior quantidade de cobre nos enrolamentos que permite reduzir as perdas Joule Alto fator de enchimento das ranhuras proporcionando uma melhor dissipação do calor gerado pelas perdas internas Tratamento térmico do rotor reduzindo as perdas suplementares Dimensionamento adequado das ranhuras do rotor e anéis de curtocircuito que permite reduzir as perdas Joule Com base nessas considerações os motores de alto rendimento operam com temperaturas inferiores às dos motores convencionais permitindo maior capacidade de sobrecarga resultando um fator de serviço normalmente superior a 110 Quando se processa uma auditoria energética em uma indústria normalmente se estuda a conveniência econômica de substituição de alguns motores de construção convencional por motores de alto rendimento Esses estudos recaem principalmente sobre os motores que operam continuamente Teoricamente o rendimento dos motores pode crescer e atingir um número muito próximo à unidade porém a um custo comercialmente insuportável para o comprador 71 Introdução Os motores elétricos durante a partida solicitam da rede de alimentação uma corrente de valor elevado da ordem de seis a dez vezes sua corrente nominal Nestas condições o circuito que inicialmente fora projetado para transportar a potência requerida pelo motor é solicitado agora pela corrente de acionamento durante certo período de tempo Em consequência o sistema fica submetido a uma queda de tensão normalmente muito superior aos limites estabelecidos para o funcionamento em regime normal podendo provocar sérios distúrbios operacionais nos equipamentos de comando e proteção além de afetar o desempenho da iluminação notadamente a incandescente Os equipamentos de comando como os contactores podem operar diante de uma queda de tensão de acordo com os valores normativos ou com a especificação do próprio fabricante Além disso os motores síncronos e assíncronos quando submetidos a tensões inferiores aos limites estabelecidos podem parar por perda de sincronismo ou por insuficiência de conjugado motor respectivamente A Tabela 71 fornece os valores percentuais de tensão sob os quais os motores e diversos dispositivos de comando de motores podem operar indevidamente Em virtude dos motivos expostos durante a elaboração de um projeto de instalação elétrica industrial devem ser analisados dentre os motores de potência elevada aqueles que podem degradar a operação em regime normal do sistema a fim de aplicar a solução adequada do método de partida ou dimensionar circuitos exclusivos Esses circuitos tanto podem ser alimentados do QGF como diretamente de um transformador também exclusivo Ao contrário do que muitos pensam a partida dos motores não afeta praticamente em nada o valor da demanda e o consumo de energia elétrica já que a demanda vista pelo medidor é integralizada no tempo de 15 minutos muito superior ao tempo de partida dos motores normalmente da ordem de 05 a 10 s enquanto o consumo em kWh também é extremamente pequeno tendo em vista o baixo fator de potência de partida em um tempo de pouca expressividade Durante a elaboração de um projeto industrial é de suma importância verificar a possibilidade de partida simultânea de dois ou mais motores de potência muito elevada capaz de provocar sérias perturbações na instalação Medidas preventivas devem ser tomadas de modo a evitar tal fenômeno cujo assunto será tratado com detalhes adiante Em algumas instalações industriais certas máquinas como os compressores de ar são instaladas de tal modo que quando há falta momentânea de energia seus respectivos motores param e retornam automaticamente ao estado de operação após o distúrbio Se estes motores estiverem ligados a dispositivos de partida que permitam um baixo conjugado e a carga solicitar um alto conjugado de partida então há grandes possibilidades de estes motores serem danificados se não houver um apropriado sistema de proteção Como já foi mencionado a iluminação é afetada durante a partida dos motores que solicitam da rede correntes demasiadamente elevadas As lâmpadas fluorescentes sofrem pouca influência comparativamente às lâmpadas incandescentes No entanto são suscetíveis de apagar se a tensão resultante da partida for inferior a 85 da tensão nominal Ao contrário das lâmpadas fluorescentes as lâmpadas incandescentes não apagam quando submetidas a quedas de tensão excessivas Estão sujeitas porém ao fenômeno de cintilação que prejudica a uniformidade do fluxo luminoso Tabela 71 a b diante de um observador A cintilação ou simplesmente flicker é tolerada para valores limitados do número de partidas dos motores em determinado intervalo de tempo Segundo a NBR 5410 a queda de tensão durante a partida de um motor não deve ultrapassar 10 de sua tensão nominal no ponto de instalação do dispositivo de partida correspondente Podese adotar uma queda de tensão superior a 10 em casos específicos quando são acionadas cargas de alto conjugado resistente desde que a tensão mínima das bobinas da chave de partida seja inferior à tensão resultante durante a partida do motor Limites da tensão percentual e seus efeitos no sistema Tensão em de Vnm Consequências 85 Tensão abaixo da qual os contactores da classe 600 V não operam 76 Tensão em que os motores de indução e síncronos deixam de operar quando funcionando a 115 da sua potência nominal 71 Tensão em que os motores de indução deixam de operar quando em funcionamento a plena carga 67 Tensão em que motores síncronos deixam de operar 72 Inércia das massas Inicialmente devese conhecer o conceito de carga Genericamente podese definir como carga de um motor o conjunto de massa formado pelos componentes da máquina que está em movimento e firmemente preso ao eixo do motor As cargas acionadas pelos motores elétricos podem ser classificadas de duas diferentes formas Carga com conjugado constante É aquela que apresenta o mesmo valor de conjugado durante toda a faixa de variação de velocidade a que é submetido o motor Neste caso a demanda de potência cresce linearmente com a variação da velocidade Como exemplo podem ser citados os laminadores os elevadores de carga esteira transportadora etc Carga com potência constante É aquela em que o conjugado inicial é elevado reduzindose de forma exponencial durante toda a faixa de variação da velocidade Neste caso a demanda de potência permanece constante com a variação da velocidade Como exemplo podem ser citadas as bobinadeiras de fios ou de chapas cujo diâmetro da bobina varia ao longo do processo necessitando de maior conjugado motor para maiores diâmetros e menor conjugado motor para menores diâmetros Quando o diâmetro da bobinadeira aumenta a velocidade do motor deve diminuir e viceversa mantendose assim constante a velocidade periférica da bobinadeira Agora podese conhecer o conceito de momento de inércia das massas Assim o rotor dos motores elétricos apresenta determinada massa que resiste à mudança de seu estado de movimento Logo o rotor reage quando submetido à determinada rotação é obrigado a acelerar A partir dessas considerações básicas percebese que a inércia do rotor é um obstáculo à sua aceleração Da mesma forma podese considerar o movimento das massas que estão ligadas ao eixo do motor no caso a carga e que como o rotor resiste à mudança de movimentos O momento de inércia é uma característica fundamental das massas girantes e pode ser definida como a resistência que os corpos oferecem à mudança de seu movimento de rotação em torno de um eixo considerado que no caso do rotor é a sua própria massa cuja unidade de medida é o kg m2 A inércia a ser vencida pelo motor é dada pela Equação 71 Jm momento de inércia do rotor do motor Jc momento de inércia da carga 721 Momento de inércia do motor Jm Figura 71 Depende do tipo do fabricante e é função do projeto do motor Seu valor típico pode ser encontrado na Tabela 64 722 Momento de inércia da carga Jc É um valor particularmente característico do tipo de carga do motor A NBR 7094 fornece a expressão que permite determinar o valor máximo do momento de inércia Jc que deve ter determinada carga a ser acoplada ao eixo de um motor de potência nominal Pnm com Np de pares de polos ou seja Pnm potência nominal do motor em kW Np número de pares de polos do motor Exemplo de aplicação 71 Considerar um motor cuja potência nominal seja de 50 cv380 VIV polos Determinar o momento de inércia máximo que deve ter a carga a ser acoplada ao seu eixo Jc 004 0736 5009 225 580 kg m2 A inércia da carga determina o aquecimento do motor durante a partida devendose portanto limitar o acionamento ao que estabelece a NBR 7094 Quando a carga é acoplada ao eixo do motor por meio de polia engrenagem ou de qualquer acoplamento que permita que sua rotação seja diferente da do motor podese determinar seu momento de inércia em relação ao eixo do motor pela Equação 73 Jcm momento de inércia da carga em relação ao eixo do motor Wnm velocidade angular nominal do eixo do motor em rpm Wc velocidade angular do eixo da carga em rpm A Figura 71 mostra um exemplo de acoplamento indireto entre carga e motor Acoplamento indireto motorcarga a Exemplo de aplicação 72 Supondo que uma carga esteja acoplada ao eixo do motor de 50 cv mencionado anteriormente determinar o momento de inércia do conjunto sabendose que a carga é ligada ao motor por meio de uma polia que lhe permite uma rotação de 445 rpm S 11 escorregamento do motor 73 Conjugado Os motores elétricos quando ligados apresentam um esforço que lhes permite girar o seu eixo A este esforço dáse o nome de conjugado do motor Já a carga acoplada reage a este esforço negativamente ao que se dá o nome de conjugado de carga ou conjugado resistente 731 Conjugado do motor Todo motor dimensionado para acionar adequadamente determinada carga acoplada ao seu eixo necessita durante a partida possuir em cada instante um conjugado superior ao conjugado resistente de carga A curva do conjugado motor deve guardar uma distância da curva do conjugado resistente durante o tempo de aceleração do conjunto motorcarga até que o motor adquira a velocidade de regime Este intervalo de tempo é especificado pelo fabricante acima do qual o motor deve sofrer sobreaquecimento podendo danificar a isolação dos enrolamentos Por esse motivo cuidados especiais devem ser tomados na utilização de dispositivos de partida com redução de tensão Nessas circunstâncias o conjugado motor é reduzido enquanto o conjugado da carga não é alterado Como consequência o tempo de aceleração é aumentado e sendo superior ao tempo de rotor bloqueado pode danificar o motor A Especificação Brasileira de Motores de Indução que leva no Sistema Nacional de Metrologia Normalização e Qualidade Industrial o número NBR 7094 define as características de partida dos motores que em seguida são analisadas resumidamente Categoria N Abrange os motores de aplicação geral que acionam a maioria das cargas de utilização prática Os motores enquadrados nesta categoria apresentam conjugado de partida normal e corrente de partida elevada No dimensionamento de motores da categoria N é aconselhável estabelecer o conjugado mínimo superior em pelo menos 30 ao conjugado resistente da carga Em situações críticas podese admitir um conjugado mínimo de 15 Figura 72 b c a b Curvas típicas conjugado velocidade Categoria H Abrange os motores que acionam cargas cujo conjugado resistente durante a partida é de valor aproximado ao conjugado nominal Os motores enquadrados nesta categoria apresentam conjugado de partida elevado e corrente de partida normal Categoria D Abrange os motores que acionam cargas cujo conjugado resistente durante a partida é de valor elevado Os motores enquadrados nesta categoria apresentam conjugado de partida muito elevado e corrente de partida normal A Figura 72 apresenta esquematicamente as curvas características de conjugado velocidade dos motores de indução segundo as categorias mencionadas 7311 Conjugado médio do motor Muitas vezes para facilidade de cálculo é desejável substituir a curva de conjugado do motor Cm pelo seu valor médio Cmm conforme representado na Figura 73 Neste caso a soma das áreas A1 e A2 deve ser igual à área A3 Cada categoria de motor obviamente apresenta uma expressão que determina o valor médio de seu conjugado ou seja Motores de categoria N e H Cp conjugado de partido Cma conjugado máximo Motores de categoria D 732 Conjugado da carga O conjugado da carga pode reagir de diferentes formas de acordo com a Equação 76 Figura 73 a b c Curvas de conjugado do motor e de carga Cc conjugado da carga em kgf m ou Nm ou ainda em de Cnm Ci conjugado da carga em repouso ou seja no instante da partida ou conjugado inercial em kgf m ou Nm ou ainda em de Cnm É obtido diretamente dos gráficos dos conjugados de carga apresentados nos catálogos dos respectivos fabricantes das máquinas bombas por exemplo Wnm velocidade angular em qualquer instante a que está submetido o motor em rps considerandose que a carga está diretamente solidária ao eixo do motor α constante que depende das características da carga β constante que depende da natureza da carga bombas ventiladores britadores etc A partir do valor de β definese a forma da curva do conjugado de carga ou seja Conjugado de carga constante É definido para β 0 Podem ser tomadas como exemplo as cargas acionadas por guindastes britadores etc Sua representação gráfica é dada na Figura 74 ou seja Cc Ci α W0 nm Cc Ci α Neste caso a potência requerida pela carga aumenta na mesma proporção da velocidade angular ou seja Conjugado de carga linear É aquele definido para β 1 Podem ser tomadas como exemplo a serra para madeira calandras etc Sua representação gráfica é dada na Figura 75 ou seja Cc Ci α Wnm Neste caso a potência varia com o quadrado da velocidade ou seja Conjugado de carga parabólico É aquele definido para β 2 Podem ser tomados como exemplo as bombas centrífugas ventiladores compressores exaustores misturadores centrífugos etc Sua representação gráfica é dada na Figura 76 ou seja d Figura 74 Figura 75 Cc Ci α W2 nm Neste caso a potência varia com o cubo da velocidade ou seja Conjugado de carga hiperbólico É aquele definido para β 1 Podem ser tomados como exemplo os tornos elétricos as bobinadeiras de fio fresas etc Sua representação gráfica é dada na Figura 77 Cc 0 Conjugado de carga constante Conjugado de carga linear Neste caso a potência permanece constante Pc α Como todos os valores da Equação 76 já foram facilmente identificados fica por conseguinte determinado o valor de α 7321 Conjugado médio de carga O conjugado médio de carga pode reagir de diferentes formas de acordo com a Equação 710 a b Figura 76 Figura 77 c d Wnm velocidade angular a que está submetida a carga que neste estudo é considerada solidária ao eixo do motor e portanto ambos submetidos à mesma velocidade Semelhantemente ao conjugado médio do motor podese determinar o conjugado médio de carga Cmc representado na Figura 73 Neste caso as áreas A4 e A5 devem ser iguais Com base na Equação 710 podemse obter as seguintes expressões Cargas de conjugado constante Figura 74 β 0 Cargas de conjugado linear Figura 75 β 1 Conjugado de carga parabólico Conjugado de carga hiperbólico Cargas de conjugado parabólico Figura 76 β 2 Cargas de conjugado hiperbólico Figura 77 β 1 Particularmente neste caso o conjugado é dado com base na Equação 76 para Ci 0 Exemplo de aplicação 73 Um motor de 50 cvIV polos1780 rpm categoria N aciona uma bomba centrífuga Determinar os conjugados médios do motor e da carga sabendose que o conjugado da carga em repouso é 25 do conjugado nominal de motor A bomba cujo conjugado nominal é de 16 kgf m está acoplada diretamente ao eixo do motor cujo conjugado máximo é 240 do seu nominal De acordo com a Equação 713 o conjugado médio da carga vale Cmc Ci 033 α W2 nm o conjugado resistente das bombas é do tipo parabólico O valor de α é dado pela Equação 76 para a condição de β 2 Ci 25 Cnm Ci 025 1995 498 kgf m Cnm 1995 kgf m Tabela 64 Cc 16 kgf m Wnm 1780 rpm a velocidade angular da carga é a mesma velocidade do eixo do motor De acordo com a Equação 74 o conjugado médio do motor vale Cnm 045Cp Cna Cma 240 Cnm Cma 241995 478 kgfm Cp 3Cnm Tabela 64 Cp 241995 478 kgfm Cp 31995 5985 kgf m Cmm 045 4785985 Figura 79 Curvas conjugado velocidade do motor e da carga Determinar a diferença entre as velocidades ΔW W2 W1 rpm Determinar pelo gráfico da Figura 79 os conjugados percentuais do motor Cm1 Cm2 à velocidade angular W1 e W2 respectivamente Determinar ainda pelo gráfico da Figura 79 os conjugados em porcentagem da carga Cc1 Cc2 à velocidade angular W1 e W2 respectivamente Calcular as médias percentuais dos conjugados do motor Cmm e de carga Cmc no intervalo considerado Calcular o conjugado de aceleração percentual desenvolvido no intervalo considerado Calcular o conjugado nominal do motor Pnm potência nominal do motor em cv Wnm velocidade angular nominal do motor em rpm Os motores assíncronos funcionando com carga nominal possuem escorregamento variável entre 1 e 5 Calcular o conjugado de aceleração no intervalo considerado Calcular o tempo de aceleração do motor entre os instantes de velocidade angular W1 e W2 g Tabela 73 h i j Cacp Cmm Cmc 685 35 335 0335 Conjugado nominal do motor Determinação do tempo de aceleração Intervalo Itens correspondentes ao cálculo P1 P2 W1 W2 ΔW Cm1 Cm2 Cc1 Cc2 Cmm Cmc Cacp Cnm Cac T 0 10 0 180 180 70 67 40 30 685 350 335 4022 1347 148 10 20 180 360 180 67 62 30 23 645 265 380 4022 1528 131 20 30 360 540 180 62 54 23 20 580 215 365 4022 1468 136 30 40 540 720 180 54 50 20 21 520 205 315 4022 1267 158 40 50 720 900 180 50 57 21 22 535 215 320 4022 1287 155 50 60 900 1080 180 57 69 22 25 630 235 395 4022 1589 126 60 70 1080 1260 180 69 82 25 33 755 290 465 4022 1870 107 70 80 1260 1440 180 82 103 33 38 925 355 570 4022 2293 087 80 90 1440 1620 180 103 118 38 45 1105 415 690 4022 2775 072 90 99 1620 1782 180 118 98 45 52 1080 485 595 4022 2393 083 Tempo total da partida s 1203 O conjugado nominal do motor pode também ser obtido a partir da Tabela 64 em função da velocidade nominal do motor em rpm Conjugado de aceleração no intervalo considerado Cac Cnm Cacp 402 0335 1347 kgf m Tempo de aceleração do motor no intervalo considerado A aplicação dessa metodologia a cada intervalo de tempo considerado até o motor atingir a velocidade de regime permite calcular o tempo total gasto na partida A formação da Tabela 73 auxilia a sequência de cálculo O tempo total de aceleração do motor é T 1203 s Esse mesmo valor poderia ser obtido também com base nos valores médios de conjugado do motor e da carga ou seja Conjugado médio do motor a b a Observar que os três resultados são praticamente iguais É importante também saber que os motores de indução trifásicos acionados sob plena carga apresentam um tempo total de aceleração variável entre 05 e 0 s na maioria dos casos Quando o acionamento é feito por meio de redução de tensão o tempo de aceleração é função dos ajustes aplicados aos dispositivos de partida 741 Influência da partida de um motor sobre o consumo e a demanda de energia elétrica A partida de um motor elétrico de indução pouco influencia no consumo e na demanda registrados no medidor de energia elétrica de uma instalação Influência sobre o consumo O medidor de consumo de energia elétrica registra somente a potência ativa absorvida pela carga em determinado intervalo de tempo Como o fator de potência de partida dos motores elétricos de indução é muito pequeno da ordem de 030 a 040 e o tempo de partida destes motores é também de valor reduzido o consumo de energia no intervalo de partida é consequentemente muito pequeno Influência sobre a demanda Muitas vezes confundese a corrente de partida elevada característica do acionamento dos motores elétricos de indução com um consequente e proporcional aumento de demanda Na realidade mesmo o motor partindo no período de demanda máxima o acréscimo de demanda é muito pequeno Isto se deve ao fato de que o medidor da concessionária de energia elétrica registra a demanda máxima integrando todas as demandas transitórias no período de 15 minutos Logo a partida do motor apesar de solicitar da rede uma corrente elevada tem uma duração muito pequena quando comparada com o tempo de integração do medidor Ademais a corrente de partida é acompanhada de um fator de potência muito baixo E como o medidor registra potência ativa kW e não potência aparente kVA a potência ativa envolvida neste período é relativamente pequena quando comparada com a potência total solicitada pela rede de alimentação A partida com carga ou por meio de chaves de redução de tensão é acentuadamente mais lenta que a partida com motor a vazio ou utilizando dispositivos de partida direta Ainda continuam válidas porém as afirmações anteriores pois mesmo que o intervalo de tempo na partida tenha sido ampliado a potência ativa correspondente é severamente reduzida Assim é aconselhável desligar todos os motores ligados desnecessariamente a fim de economizar energia elétrica Para demonstrar a grandeza do acréscimo do consumo e demanda durante a partida de um motor de indução veja o exemplo seguinte Exemplo de aplicação 76 Considerar uma indústria dotada de várias cargas entre elas a de um motor de 200 cv380 VIV polos acionado diretamente da rede de energia elétrica de média tensão 1380 kV O consumidor foi contratado na tarifa verde O consumo médio mensal da instalação no período seco fora da ponta é de 100000 kWh e a demanda registrada é de 685 kW neste mesmo período Determinar os acréscimos de consumo e demanda durante a partida do motor de 200 cv que ocorreu no horário fora de ponta seca O valor da tarifa de consumo de energia elétrica no horário fora de ponta seca é de R 021898kWh e o de demanda é de R 774kW como se pode observar na Tabela 110 O tempo de partida do motor é de 2 s e o fator de potência 035 Demanda de partida do motor em kW Ipm K Ip 69 2712 18712 A Ip 2712 A Tabela 64 K 69 Tabela 64 b c d e a b cos ψ 035 valor de resultado prático Energia consumida no intervalo de partida de 2 s Energia consumida no intervalo de 15 min de integração do medidor Demanda registrada pelo medidor no intervalo de 15 min considerandose toda a carga da instalação ligada Acréscimo na fatura de energia A conta de energia sem considerar a partida do motor na hora de ponta vale C1 685 774 100000 021898 R 2719990 A conta de energia considerando a partida do motor na hora de ponta vale C2 68560 774 100000 0239 021898 R 2720459 C2 ΔC C2 C1 2720459 2719990 R 469 Vale ressaltar que nas próximas partidas durante aquele mês de leitura do medidor na ponta seca somente se contará o consumo correspondente pois a demanda já atingiu seu valor máximo e somente será afetada se for registrado o acionamento de um segundo motor no mesmo instante da partida da máquina de 200 cv Para que o medidor não registre a partida simultânea de todos os motores em muitas indústrias costumase desligar o disjuntor geral quando ocorre a falta de energia na rede de alimentação o que não é necessário na maioria delas devido normalmente ao fato de os contactores e as chaves de partida com redução de tensão que ligam os referidos motores terem suas bobinas ligadas a um autocontato auxiliar que impede a partida de qualquer máquina com o retorno da tensão de alimentação 742 Influência de partidas frequentes sobre a temperatura de operação do motor Durante a partida a elevada corrente resultante provoca perdas excessivas nos enrolamentos estatóricos e rotóricos Se o motor já está em operação e portanto aquecido à sua temperatura de regime e se for desligado e logo em seguida religado sem que haja tempo suficiente para a temperatura de suas partes ativas declinarem de certo valor este procedimento pode elevar a temperatura dos enrolamentos a níveis superiores àqueles indicados para a classe de isolação do motor Há muitas aplicações em que o motor funciona em ciclos de operação que leva a frequentes acionamentos Neste caso é necessário especificar o motor para aquela atividade em particular A verificação da capacidade do motor em funcionar para um ciclo de operação determinado pode ser obtida da seguinte forma Determinação do tempo de aceleração Este procedimento já foi discutido na seção anterior Potência de perda nos enrolamentos durante a partida transformada em calor Enrolamentos estatóricos Re resistência estatórica em Ω c d e Tabela 74 Ip corrente de partida em A Enrolamentos rotóricos Ws velocidade angular síncrona do motor em rpm F frequência da rede em Hz Jmc momento de inércia do motor e da carga em kg m2 Tac tempo de aceleração do motor em s Logo a potência de perda total na partida vale Pp Pe Pr Potência de perda em regime normal na potência nominal Pnm potência nominal do motor η rendimento do motor Potência de perda eficaz referente à operação normal durante o ciclo de carga Tac tempo de aceleração do motor Tr tempo de regime de operação normal em s Tc tempo total de um ciclo completo de operação em s Temperatura do motor devido ao ciclo de operação Neste caso considerase que a temperatura do ambiente esteja a 40 ºC Logo a elevação de temperatura acima da temperatura ambiente é de Δ Top elevação da temperatura acima da temperatura ambiente em ºC Δ Tn elevação de temperatura nominal do motor em ºC A sobrelevação da temperatura nominal dos motores depende de sua classe de isolamento cujos valores são dados na Tabela 74 Sobrelevação de temperatura nominal Classe de isolamento Sobrelevação de temperatura Acréscimo para o ponto mais quente Limite da temperatura A 60 5 105 E 75 5 120 a Figura 710 b c B 80 10 130 F 100 15 155 H 125 15 180 Exemplo de aplicação 77 Considerar um motor de 300 cv380 VIV polos cuja resistência do enrolamento estatórico é de 0016 Ωfase Omomento de inércia da carga está no limite da capacidade do motor O escorregamento do motor é de 11 e tem classe de isolação F O ciclo de acionamento do motor é dado na Figura 710 Determinar a temperatura do motor para o ciclo de carga considerado Momento de inércia da carga De acordo com a Equação 72 temse Jc 004 P09 nm N25 P Jc 004 0736 30009 225 2912 kg m2 Ciclo de acionamento do motor Momento de inércia motorcarga Jmc Jm Jc 666 2912 3578 kg m2 Jm 666 kg m2 Tabela 64 Potência de perda nos enrolamentos durante a partida Enrolamentos estatóricos Ip 68 Inm Figura 79 Inm 3852 A Tabela 64 Ip 68 3852 26193 A Enrolamentos rotóricos De acordo com a Equação 722 temse Figura 712 Curva média corrente tempo de aceleração Exemplo de aplicação 79 Determinar o tempo de rotor bloqueado de um motor de 180 cvIV polos380 V sabendo que o mesmo é acionado por uma chave compensadora ajustada no tape de 80 A partir da Equação 727 temse 76 Sistema de partida de motores A adoção de um sistema de partida eficiente pode ser considerada uma das regras básicas para se obter do motor uma vida útil prolongada custos operacionais reduzidos além de dar à equipe de manutenção da indústria tranquilidade no desempenho das tarefas diárias Os critérios para a seleção do método de partida adequado envolvem considerações quanto à capacidade da instalação requisitos da carga a ser considerada além da capacidade do sistema gerador Os principais tipos de partida e suas particularidades serão objeto de estudo detalhado nas seções seguintes 761 Partida direta É o método de partida mais simples em que não são empregados dispositivos especiais de acionamento do motor Apenas são utilizados contactores disjuntores ou chaves interruptoras Os motores somente podem partir diretamente da rede se forem satisfeitas as seguintes condições a corrente nominal da rede é tão elevada que a corrente de partida do motor não é relevante a corrente de partida do motor é de baixo valor porque sua potência é pequena a partida do motor é feita sem carga o que reduz a duração da corrente de partida e consequentemente atenua os efeitos sobre o sistema de alimentação Os fatores que impedem a partida dos motores diretamente da rede secundária são a potência de o motor ser superior ao máximo permitido pela concessionária local normalmente estabelecida em 5 cv quando a unidade de consumo é alimentada em baixa tensão pela rede da concessionária a b Figura 713 a carga a ser movimentada necessitar de acionamento lento e progressivo 762 Partida por meio da chave estrelatriângulo Em instalações elétricas industriais principalmente aquelas sobrecarregadas podem ser usadas chaves estrelatriângulo como forma de suavizar os efeitos de partida dos motores elétricos Como já foi observado só é possível o acionamento de um motor elétrico por meio de chaves estrelatriângulo se este possuir seis terminais acessíveis e dispuser de dupla tensão nominal tal como 220380 V ou 380660 V O procedimento para o acionamento do motor é feito inicialmente ligandoo na configuração estrela até que este alcance uma velocidade próxima da velocidade de regime quando então esta conexão é desfeita e executada a ligação em triângulo A troca da ligação durante a partida é acompanhada por uma elevação de corrente fazendo com que as vantagens de sua redução desapareçam se a comutação for antecipada em relação ao ponto ideal A Figura 713 representa esquematicamente uma chave estrelatriângulo conectada aos terminais de um motor Durante a partida em estrela o conjugado e a corrente de partida ficam reduzidos a 13 de seus valores nominais Neste caso um motor só pode partir através de chave estrelatriângulo quando seu conjugado na ligação em estrela for superior ao conjugado da carga do eixo Devido ao baixo conjugado de partida e relativamente constante a que fica submetido o motor as chaves estrelatriângulo são mais adequadamente empregadas em motores cuja partida se dá em vazio A seguir são apresentadas algumas vantagens e desvantagens das chaves estrelatriângulo Vantagens Custo reduzido Elevado número de manobras Corrente de partida reduzida a 13 da nominal Baixas quedas de tensão durante a partida Dimensões relativamente reduzidas Desvantagens Aplicação específica a motores com dupla tensão nominal e que disponham de pelo menos seis terminais acessíveis Esquema de ligação tripolar da chave estrelatriângulo Conjugado de partida reduzido a 13 do nominal A tensão da rede deve coincidir com a tensão em triângulo do motor O motor deve alcançar pelo menos 90 de sua velocidade de regime para que durante a comutação a corrente de pico não atinja valores elevados próximos portanto da corrente de partida com acionamento direto Figura 714 Figura 715 A Figura 714 caracteriza o diagrama que relaciona a corrente de partida pela corrente nominal quando o motor está submetido a um conjugado resistente Mr Conectandose o motor em estrela este acelera a carga até a velocidade aproximada de 85 de sua rotação nominal quando neste ponto a chave é levada à posição triângulo Assim a corrente que era de praticamente 170 da nominal alcança o valor de 380 da corrente nominal não apresentando portanto redução significativa já que na partida em estrela seu valor atingiu 270 da corrente nominal A Figura 715 mostra o comportamento do conjugado motor em porcentagem do nominal relativamente à sua velocidade de acionamento Observandose a Figura 716 característica do mesmo motor partindo na conexão em estrela e acelerando agora até 95 da velocidade nominal obtémse uma corrente de partida de 140 da nominal Quando neste ponto a chave é comutada para a ligação em triângulo a corrente atinge o valor de apenas 290 da nominal melhorando as condições do acionamento Se o acionamento fosse direto da rede a corrente atingiria o valor de 600 da nominal A Figura 717 mostra o comportamento do conjugado motor nas mesmas circunstâncias Curvas corrente velocidade Curvas conjugado velocidade A Tabela 63 orienta a ligação de motores trifásicos relacionando as tensões nominais de placa com a correspondente tensão nominal da rede de alimentação indicando a possibilidade de acionamento dos mesmos por meio de chave estrela triângulo 763 Partida por meio de chave compensadora A chave compensadora é composta basicamente de um autotransformador com várias derivações destinadas a regular o processo de partida Este autotransformador é ligado ao circuito do estator O ponto estrela do autotransformador fica a Figura 716 b acessível e durante a partida é curtocircuitado ligação esta que se desfaz logo que o motor é conectado diretamente à rede Normalmente este tipo de partida é empregado em motores de potência elevada acionando cargas com alto índice de atrito como britadores máquinas acionadas por correias transportadoras calandras e semelhantes A Figura 718 representa esquematicamente uma chave compensadora construída a partir de três autotransformadores As derivações normalmente encontradas nos autotransformadores de chaves compensadoras são de 65 e 80 Relativamente às chaves estrelatriângulo podemse enumerar algumas vantagens e desvantagens da chave compensadora Vantagens Na derivação 65 a corrente de partida na linha se aproxima do valor da corrente de acionamento utilizando chave estrelatriângulo A comutação da derivação de tensão reduzida para a tensão de suprimento não acarreta elevação da corrente já que o autotransformador se comporta neste instante semelhantemente a uma reatância que impede o crescimento da mesma Curvas corrente velocidade Variações gradativas de tape para que se possa aplicar a chave adequadamente à capacidade do sistema de suprimento Desvantagens Custo superior ao da chave estrelatriângulo Dimensões normalmente superiores às chaves estrelatriângulo acarretando o aumento no volume dos Centros de Controle de Motores CCM O conjugado do motor durante a aceleração fica reduzido com o quadrado da tensão do tape ajustado conforme se pode observar na Figura 719 Devese alertar para o fato de que Vl Il Vs Is Vl tensão de linha ou de alimentação do autotransformador Il corrente de linha Vs tensão de saída do autotransformador equivalente ao tape de ligação Is corrente de saída do autotransformador Figura 717 Figura 718 Curvas conjugado velocidade Ligação da chave compensadora Tabela 75 a Reduzir a corrente de partida durante o acionamento dos motores elétricos consequentemente reduzindo a queda de tensão no sistema de alimentação Aceleração em rampa do motor com objetivo de proteger as pessoas e produtos Empregadas respectivamente nos casos de escadas rolantes e esteiras de engarrafamento Desaceleração suave das cargas com o objetivo de proteger as pessoas e produtos Empregadas respectivamente nos casos de escadas rolantes e esteiras de engarrafamento Limitação do conjugado do motor com o objetivo de reduzir a sobressolicitação das máquinas aumentando sua vida útil Desaceleração suave dos sistemas de bombeamento com o objetivo de eliminar o golpe de aríete Possibilidade de acionamento de vários motores a partir de uma única chave As principais características das chaves de partida estáticas são mencionadas a seguir 7641 Corrente nominal da chave A determinação correta da corrente nominal da chave estática muitas vezes é prejudicada pela falta de informação das condições operacionais do motor Assim o dimensionamento da corrente nominal da chave estática pode ser realizado de forma prática aplicando sobre a corrente nominal do motor um fator de sobrecarga cujo resultado é a corrente que deve ser adotada para a chave estática de acordo com a Tabela 75 Fator de multiplicação de corrente do motor Tipo de máquina Fator de multiplicação Compressores 1 Bomba centrífuga 1 Ventiladores inferiores a 25 cv 13 Ventiladores superiores a 25 cv 15 Moinhos 2 Transportadores 2 Máquinas centrífugas 2 Misturadores 2 7642 Acionamento em rampa de tensão É a principal função da chave de partida estática quando empregada para substituir as chaves de partida eletromecânicas Essa função gera na saída uma tensão controlada de valor crescente e contínuo a partir do valor ajustado conforme pode ser observado na Figura 720 Ajuste do valor da tensão em rampa As chaves de partida estáticas podem ser ajustadas no módulo de tensão de forma a se ter uma tensão inicial de partida responsável pelo conjugado inicial que irá acionar a carga Ao se ajustar a tensão de partida em um valor Vp e um tempo de partida ou tempo de rampa Tp a tensão cresce do valor Vp até atingir a tensão de linha do sistema no intervalo de tempo Tp conforme está mostrado na Figura 720 Ajustado o tempo de rampa Tp na chave estática seu valor poderá não ocorrer no final da partida em função das condições operacionais do motor como momento de inércia da carga curva conjugado velocidade do motor e da carga etc O valor do ajuste da tensão de rampa pode ser determinado aproximadamente pela Equação 729 Figura 720 Vnm tensão nominal do motor Cnm conjugado nominal do motor Ci conjugado inicial da carga no momento da partida Cp conjugado nominal do motor no momento da partida A tensão de ajuste da chave softstarter também pode ser obtida pelas Equações 730 e 731 Vpp tensão percentual de partida em relação à tensão nominal Cppc conjugado inicial percentual da carga em relação ao conjugado nominal do motor no momento da partida Cppm conjugado percentual de partida do motor em relação ao conjugado nominal Cpmm conjugado mínimo percentual do motor em relação ao conjugado nominal Cpcm conjugado percentual da carga no ponto correspondente ao conjugado mínimo do motor Devese adotar para o ajuste da chave softstarter o maior valor entre os resultados obtidos O valor do ajuste da tensão de partida Vp e Vpp é função do tipo de carga que se deseja acionar conforme se pode explanar nos seguintes exemplos Bombas Neste caso a tensão de partida não deve receber um ajuste elevado a fim de evitar o fenômeno conhecido como golpe de aríete que se traduz pela onda de pressão da coluna de líquido durante os processos de partida e parada Por outro lado a tensão não pode receber um ajuste muito baixo sob pena de não se realizar o processo de partida Elevação da tensão aplicada Figura 721 b Redução da corrente de partida Ventiladores Assim como as bombas o valor de ajuste da tensão de partida Vp deve ser baixo mas o suficiente para permitir um torque motor adequado à carga O ajuste do tempo de partida Tp não deve ser muito curto Em geral usase a limitação da corrente de partida para estender o tempo de partida Tp enquanto a inércia do sistema é superada O conjugado de partida do motor deve estar no mínimo 15 acima do conjugado do ventilador Ajuste do tempo de partida em rampa O tempo de partida Tp pode ser determinado a partir da Equação 732 Tpd tempo de partida do motor ligado diretamente à rede de alimentação O ajuste da tensão de partida deve ser de tal magnitude que permita se alcançar um conjugado de aceleração suficiente para vencer o conjugado resistente Em geral esse ajuste deve corresponder a 75 do pulso de tensão de partida De forma prática o tempo de partida pode ser admitido também igual ao tempo de partida do motor com chave estrela triângulo Durante o tempo de partida Tp o microprocessador convenientemente instruído eleva a tensão nos terminais do motor iniciandose com o valor da tensão de partida ou tensão inicial de rampa que pode ser ajustada em geral entre 15 e 100 da tensão do sistema e ao cabo do tempo Tp a tensão de partida assume o valor da tensão do sistema Se o motor atingir a rotação nominal antes do tempo Tp então a chave de partida estática transfere a tensão plena do sistema aos terminais do motor A Figura 721 mostra a curva de corrente resultante durante o processo de aceleração A curva de característica de corrente tempo está definida na Figura 722 Considerandose que o conjugado motor varia de forma quadrática com a tensão e a corrente cresce de forma linear podese limitar o conjugado de partida do motor bem como sua corrente de partida mediante o controle da tensão eficaz que é aplicada aos terminais do motor 7643 Desaceleração em rampa de tensão Muitas cargas necessitam de uma desaceleração suave Assim no caso de uma esteira transportadora de garrafas é fundamental que se faça uma parada lenta a fim de evitar que as garrafas tombem quebrandose ou derramando o líquido Figura 722 Outro caso típico são as bombas centrífugas que quando desligadas podem produzir o denominado golpe de aríete que consiste em uma brusca parada da coluna dágua podendo provocar a ruptura da tubulação ou danos à própria bomba Na indústria têxtil podese citar o exemplo de paradas bruscas nos filatórios e teares que acarretam a quebra dos fios prejudicando a qualidade do tecido As chaves estáticas permitem que se desacelere o motor de duas diferentes formas A primeira forma consiste em tornar repentinamente nula a tensão nos terminais de saída da chave fazendo o motor parar por inércia das massas acopladas ao eixo No segundo caso a chave estática controla o tempo de desaceleração do motor decrescendo a tensão de seu valor nominal até um valor mínimo de tensão conforme mostrado na Figura 723 A função de desaceleração em rampa Vdi é normalmente ajustada no valor em que se quer que o motor inicie sua desaceleração A partir do valor Vdi a tensão vai reduzindo na forma de uma rampa declinante até o valor da tensão de desligamento final Vdf quando o motor para de girar Neste instante a tensão é retirada dos terminais do motor O tempo de desligamento Td da Figura 723 pode ser ajustado entre 1 e 20 s sendo que a tensão inicial de desligamento Vdi é igual em geral a 90 da tensão nominal do sistema enquanto a tensão de desligamento final Vdf é cerca de 85 da tensão de partida Vp ou seja no nível mais baixo de ajuste que corresponde a 47 da tensão nominal do sistema Quando a chave está conectada a um PC podese obter através de software tempos de desligamento de até 1000 s Tratandose de sistemas de bombeamento devese ajustar o tempo de desligamento entre 5 e 15 s podendose chegar a um valor não superior a 80 s Porém em geral as chaves têm ajustes próprios do tempo de desligamento entre 1 e 20 s Característica corrente tempo 7644 Pulso de tensão de partida As chaves de partida estáticas são dotadas de uma função denominada pulso de tensão de partida Vimp kick start de valor ajustável Sua finalidade é ajudar as cargas de inércia elevada a iniciar o processo de partida O valor dessa tensão deverá ser suficientemente elevado para que se possa obter um conjugado motor adequado para vencer o conjugado inicial da carga Na prática o pulso de tensão de partida deve ser ajustado entre 75 e 90 da tensão do sistema Já o tempo de pulso de tensão de partida Timp deve estar ajustado entre 100 e 300 ms embora haja casos em que é necessário um ajuste maior Um exemplo prático para o uso do pulso de tensão de partida referese às estações de saneamento em que as bombas que em muitos casos acumulam lama ou detritos no seu interior necessitam vencer sua inércia É importante observar que ao se habilitar a função do pulso de tensão de partida fica eliminada a atuação da limitação da corrente de partida e portanto o sistema elétrico pode sofrer elevadas quedas de tensão durante o tempo ajustado para o pulso de tensão Esse recurso só é aconselhável em condições muito desfavoráveis de partida pois elimina as vantagens da chave estática quanto à queda de tensão reduzida na partida do motor A Figura 724 mostra o perfil de tensão resultante da habilitação da função de pulso de tensão 7645 Corrente limitada de partida Figura 723 Figura 724 a É a função que limita a corrente que circula na rede no instante da partida do motor a um valor conhecido É dada pela Equação 733 Ipm corrente de partida do motor conectado diretamente à rede Desaceleração do motor Pulso de tensão Vm tensão nominal nos terminais do motor no momento da partida Corrente limitada na partida O valor da corrente limitada pela chave softstarter em múltiplo de sua corrente nominal pode ser dado pela Equação 734 a Figura 725 b c Ip corrente de partida do motor em A Inm corrente nominal do motor em A Vpm tensão de partida do motor em da tensão nominal Inch corrente nominal da chave softstarter em A As chaves de partida estáticas permitem que a corrente seja mantida em um valor ajustável durante um determinado intervalo de tempo ensejando que cargas de inércia elevada sejam aceleradas à custa de baixas correntes de partida Podese usar este recurso para partida de motores em sistemas elétricos com baixo nível de curtocircuito O perfil de corrente resultante dessa função está mostrado na Figura 725 A função da corrente limitada é desligada quando o motor entra em regime de operação No entanto se a partida do motor for bloqueada por insuficiência de conjugado a proteção da chave estática entra em operação desligando o motor do sistema O tempo de limitação da corrente deve ser suficiente para que o motor alcance sua rotação nominal 7646 Proteção do motor As chaves de partida estáticas são dotadas de um conjunto de proteções destinadas a garantir a integridade do motor e facilidades operacionais Rotor bloqueado Algumas chaves possuem um relé eletrônico de sobrecarga que é acionado sempre que o rotor for travado no seu processo de aceleração ou ainda quando o tempo de partida ajustado for ligeiramente superado o relé interrompe a ligação do motor com o sistema elétrico A unidade pode ser configurada para dar proteção de sobrecorrente ou de subcorrente de acordo com os valores ajustáveis Limitação da corrente de partida Sequência de fase Esta proteção garante que o motor não opere com o sentido de rotação invertido ao se efetuar por engano uma mudança de fase no sistema de alimentação Final de rampa ascendente Esta função ativa um relé com contatos acessíveis quando a tensão nos terminais de saída da chave atinge a tensão do sistema Tem como finalidade acionar um contactor posto em paralelo com a chave de partida estática desligandoa do sistema com o objetivo de eliminar as perdas provocadas por ela 7647 Economia de energia elétrica Se o motor está operando em carga reduzida consequentemente a baixo fator de potência a chave de partida estática otimiza o ponto operacional do motor minimizando as perdas de energia reativa e fornecendo apenas a energia ativa requerida pela carga o que caracteriza um procedimento de economia de energia elétrica A função de limitação da corrente de partida é aplicada com vantagens em situações em que o motor permanece funcionando a vazio por um longo período de tempo Isto é feito mediante a redução da tensão fornecida nos terminais do motor durante o tempo em que o motor desenvolve sua operação em carga reduzida ou a vazio Ao se reduzir a tensão reduzse a corrente a vazio e consequentemente as perdas no ferro que são proporcionais ao quadrado da tensão a b c d Para se calcular a quantidade de energia economizada é necessário que sejam conhecidos a potência do motor o número de pares de polos a carga o tempo de operação e as características básicas do motor Dependendo do caso podese obter uma economia de energia entre 5 e 40 da potência nominal considerando que o motor opere nas mesmas condições porém sob tensão nominal para uma carga no eixo de apenas 10 da potência nominal Esta função não oferece nenhuma vantagem quando aplicada em situações em que o motor opera em carga reduzida por curtos períodos de tempo Na prática a função de otimização de energia só faz sentido ser ativada quando a carga for menor que 50 da carga nominal durante um período de operação superior a 50 do tempo de funcionamento do motor As aplicações mais indicadas para esta função dizem respeito aos motores de serraria esmeril esteiras transportadoras de aeroportos e cargas similares 7648 Tipos de ligação As chaves de partida estáticas podem ser ligadas ao sistema de diferentes formas ou seja Ligação normal Nas aplicações convencionais a chave é ligada conforme o esquema da Figura 726 Ligação com contactor em paralelo Visando à redução de perdas Joule em operação nominal recomendase utilizar um contactor ligado em paralelo conforme a Figura 727 Ligação em partida sequencial de vários motores Podese utilizar uma mesma chave de partida estática para acionar certo número de motores conforme a Figura 728 Se os motores forem de mesma potência e característica de carga podese utilizar o mesmo ajuste Para potências e características de carga diferentes devemse ajustar os parâmetros para cada tipo de motor o que pode ser feito com um software de comunicação entre a chave e um PC Ligação para partida simultânea de vários motores Neste caso a capacidade da chave deve ser no mínimo igual à soma das potências de todos os motores Como ilustração podese observar o esquema básico de ligação da Figura 729 Para complementar a questão da ligação das chaves de partida estática a Figura 730 mostra o esquema de comando remoto e as facilidades que podem ser obtidas com seu uso Figura 726 Figura 727 Ligação normal Ligação com contactor Figura 728 Figura 729 Ligação sequencial Ligação simultânea Figura 730 Diagrama de comando Para prover o seccionamento do circuito no caso de manutenção da chave softstarter é aconselhável a utilização de um disjuntor somente magnético a chave softstarter normalmente já tem incorporada a proteção de sobrecarga Assim podese ter a seguinte configuração disjuntor somente magnético contactor fusível ultrarrápido Se a chave softstarter selecionada não dispõe de proteção térmica devese substituir o disjuntor somente magnético por um disjuntor termomagnético Observar que nunca deverá ser instalado um capacitor ou banco ligado entre a chave de partida softstarter e o motor Em geral estes capacitores ou banco são instalados para corrigir o fator de potência no local da carga Os capacitores deverão entrar em operação somente com a chave de partida suave em regime de operação nominal 7649 Comunicação de dados As chaves de partida estáticas mais modernas permitem ser conectadas a um PC através de uma interface serial RS 232 Estas características ampliam a potencialidade da chave já que é possível sua parametrização a distância e o uso de softwares dedicados para os ajustes que se fizerem necessários 76410 Fator de potência Se for conectado um banco de capacitores aos terminais do motor para corrigir o fator de potência este deve ser desligado durante o processo de partida do motor a fim de evitar a queima dos componentes semicondutores da chave estática devido aos transitórios de corrente que podem ocorrer nesse período O comando de operação do banco de capacitores pode ser realizado por meio dos contatos auxiliares da chave estática e f Devese observar que o motor tem uma elevada carga resistente Pulso de tensão de partida Vimp 90 Vnm 090380 342 V Timp 300 ms Corrente limitada na partida em múltiplo de corrente nominal do motor 765 Partida por meio de reator A utilização de um reator em série com o circuito do motor durante a partida aumenta a impedância do sistema provocando a redução da corrente de partida A ligação do reator pode ser feita conforme a Figura 731 inserindose o mesmo entre os terminais do sistema de alimentação e o motor A Figura 732 fornece o esquema de impedância do sistema A Tabela 76 fornece as relações de tensão corrente e conjugado de partida de motores de indução com rotor em curtocircuito utilizando diferentes métodos de acionamento 77 Queda de tensão na partida dos motores elétricos de indução A partida de um motor elétrico pode solicitar o sistema de maneira severa causando perturbações às vezes inadmissíveis Em alguns casos porém é necessário realizar o acionamento simultâneo de dois ou mais motores o que agrava ainda mais as condições do sistema de suprimento Nesta seção portanto serão estudados separadamente os efeitos ocasionados pelas duas condições de acionamento antes mencionadas Os motores elétricos bem como algumas cargas específicas por exemplo os fornos a arco provocam oscilações prejudiciais à operação de certos equipamentos principalmente os eletrônicos além de irritar o observador Analisando o gráfico da Figura 733 e considerando para exemplificação uma tensão de 220 V a queda máxima de tensão permitida na partida do motor elétrico acionado cinco vezes por hora deve ser de no máximo 154 V a fim de não irritar o consumidor que está ligado no seu circuito ou seja ΔV1 84 gráfico da Figura 733 Em porcentagem vale O nível de irritação das pessoas devido às oscilações de tensão é função do nível econômico e social de cada indivíduo Há dois pontos importantes em relação aos quais se deve calcular a queda de tensão durante a partida dos motores O primeiro é de interesse da concessionária local que normalmente limita a queda de tensão no ponto de entrega do seu sistema distribuidor Geralmente este valor fica limitado a 3 da tensão nominal primária O segundo ponto é de interesse do projetista que deve limitar a queda de tensão nos terminais de ligação dos motores ou em outros pontos considerados sensíveis do sistema Além disso deve ser calculado o conjugado de partida do motor e comparado com o valor do conjugado resistente a fim de se assegurar ou não a capacidade de o motor acionar a carga acoplada ao seu eixo Figura 731 Tabela 76 Partida por meio de reator Possibilidade de ligação de chaves de partida Tipo de partida Tapes VmV1 CpCnp IlIp ImIp Direta 1000 100 100 100 Chave compensadora ajustada nos tapes 80 0800 064 064 080 65 0650 042 042 065 50 0500 025 025 050 Reator ajustado nos tapes 50 0500 025 025 050 45 0450 020 020 045 375 0375 014 014 039 Chave estrelatriângulo 0577 033 033 033 VmVl tensão nos terminais do motortensão de linha CpCnp conjugado de partida do motorconjugado nominal de partida à plena tensão IlIp corrente de linhacorrente de partida a plena tensão ImIp corrente nos terminais do motorcorrente de partida à plena tensão 771 Queda de tensão na partida de um único motor Este é o caso mais comum de ocorrer na prática Normalmente a operação dos grandes motores se faz por unidade a fim de reduzir o impacto das perturbações sobre o sistema A seguir será explanado o método de determinação dos principais fatores resultantes do acionamento de motores elétricos os quais permitirão ao projetista elaborar uma análise técnica e econômica para decidir sobre a melhor opção de partida Vamos considerar um sistema elétrico industrial que se inicia no ponto de entrega de energia seguido de um transformador de força um circuito de alimentação do QGF dotado de um barramento de cobre ao qual se conecta um circuito em cabo isolado para acionamento de um motor de indução Figura 732 Figura 733 Diagrama de impedâncias Devem ser conhecidos no entanto os seguintes dados sobre o sistema elétrico o motor em questão e os valores de base adotados Impedância do sistema da concessionária Da mesma forma como tratamos a questão no Capítulo 5 a concessionária fornece as impedâncias de sequência positiva e sequência zero no ponto de conexão da indústria nas bases 100 MVA para o cálculo das correntes de curto circuito Na falta dessa informação podese obter da concessionária o valor da corrente de curtocircuito nesse mesmo ponto Para o cálculo da queda de tensão durante a partida dos motores necessitaremos apenas das impedâncias de sequência positiva Devido ao pequeno comprimento em geral do ramal de entrada podese atribuir o valor do curtocircuito aos terminais primários do transformador Deve ser expresso em kVA Potência nominal do transformador dada em kVA Impedância percentual do transformador resistência e reatância em porcentagem Impedância do circuito desde os terminais secundários do transformador até os terminais de ligação do motor Potência nominal do motor em cv Fator de potência do motor Rendimento do motor Indicação do método de partida e se for o caso o ajuste pretendido da chave utilizada Potência base em kVA Tensão base em kV Oscilações de tensão permitidas na base de 120 V a b Com base nos elementos anteriores segue a metodologia de cálculo em valor por unidade pu Cálculo da impedância reduzida no ponto de entrega de energia Se considerarmos que a concessionária fornecerá o valor da impedância de sequência positiva devese utilizála preferencialmente Rus resistência equivalente de sequência positiva do sistema da concessionária até o ponto de entrega em pu na base de 100 MVA Xus reatância equivalente de sequência positiva do sistema da concessionária até o ponto de entrega em pu na base de 100 MVA Neste caso a tensão base é a própria tensão do sistema da concessionária que se conecta com a indústria Na grande maioria dos casos para os sistemas de média tensão o valor é de 1380 kV No caso de a concessionária não fornecer o valor da impedância de sequência positiva pode ser obtido mais facilmente o valor da corrente de curtocircuito ou potência de curtocircuito no ponto de entrega de energia Nessa condição temos Resistência Rus Rus 0 pu valor muito inferior à reatância Reatância Xus Pb potência base em kVA Pcc potência de curtocircuito no ponto de entrega em kVA Impedância Cálculo da impedância do transformador Resistência Rpt resistência percentual do transformador conforme a Equação 738 Rut resistência do transformador em pu nas bases Pb e Vb Pnt potência nominal do transformador em kVA Vnt tensão nominal do transformador em kV Vb tensão base em kV Reatância c d Xut reatância do transformador em pu nas bases Pb e Vb Xpt reatância do transformador em pu nas bases Pnt e Vnt Impedância Impedância do sistema compreendido entre os terminais secundários do transformador e o QGF Zuc1 Resistência Ruc1 RuΩ resistência de sequência positiva do condutor fase em mΩm Tabela 322 Lc1 comprimento do circuito medido entre os terminais do transformador e o ponto de conexão com o barramento dado em m Nc1 número de condutores por fase do circuito mencionado Reatância Xuc1 A reatância do cabo é XuΩ reatância de sequência positiva do condutor de fase em mΩm Tabela 322 Impedância do barramento do QGF Zub1 Resistência Rub1 RuΩ resistência ôhmica da barra em mΩm Tabela 338 Nbp número de barras em paralelo Lb1 comprimento da barra em m Ratância Xub1 XuΩ reatância ôhmica da barra em mΩm Tabela 338 e f g h i j A reatância em pu é dada por Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM1 Zuc2 Os valores da resistência e reatância em pu respectivamente iguais a Ruc2 e Xuc2 são calculados à semelhança de Ruc1 e Xuc1 segundo a alínea c Impedância do circuito que conecta o CCM1 aos terminais do motor Zuc3 Aqui também é válida a observação feita na alínea anterior Impedância do motor Zumb Rum 0 valor muito pequeno quando comparado com sua impedância pu na base da potência nominal do motor Inm corrente nominal do motor em A Ip corrente de partida do motor em A Fp fator de potência do motor Pmcv potência nominal do motor em cv Logo é necessário tomar o valor de umb nas bases adotadas umb 0 jXumb punas bases Pb e Vb Corrente de partida soma das impedâncias dos condutores em pu soma das impedâncias dos barramentos em pu Queda de tensão nos terminais do motor Tensão nos terminais da chave de partida do motor Partida por meio de chave compensadora k l K valor do tape de ligação da chave Ipc corrente de partida compensada Partida por meio de estrelatriângulo Observar que ao se conectar a chave na posição estrela a corrente que circula no bobinado é inferior à corrente nominal do motor ligação triângulo enquanto a tensão a que fica submetido cada enrolamento é inferior à tensão nominal do referido enrolamento Considerandose Z a impedância de fase de um enrolamento podese estabelecer a seguinte relação Vl tensão entre fases do sistema Queda de tensão nos terminais primários do transformador Conjugado de partida Cunp conjugado nominal de partida do motor em pu Analisandose as expressões anteriores podem ser comentados alguns pontos importantes para o melhor entendimento do assunto Quanto mais elevados e frequentes forem os valores de mais acentuados serão os efeitos de cintilação da iluminação e perturbações em aparelhos e equipamentos Tanto maior a capacidade de curtocircuito do sistema de suprimento tanto menor será Zus consequentemente mais reduzida será a queda de tensão no ponto de entrega de energia Daí se poder dizer que a capacidade de partida de determinado motor de potência elevada é função entre outros elementos da capacidade do sistema da concessionária de energia elétrica local Quanto menor for a impedância resultante dos transformadores da subestação menor será a queda de tensão no sistema secundário de distribuição de força e luz Exemplo de aplicação 712 Considerar a indústria representada na Figura 734 Sabese que Tensão primária de fornecimento Vp 1380 kV Tensão secundária de distribuição Vs 380 V Tensão nominal primária Vnp 1380 kV Potência nominal do transformador Pnt 1000 kVA Impedância do transformador Zpt 55 Tabela 911 a b Figura 734 Impedância de sequência positiva do sistema de alimentação Zps 000056 j000719 pu na base de 100 MVA Desejase calcular para o motor de Pnm 300 cv as quedas de tensão percentuais durante partida direta e compensada a 65 da tensão nominal as tensões nos terminais do motor durante partida direta e compensada a 65 da tensão nominal as tensões nos terminais de alimentação do transformador nas condições de partida à tensão plena e compensada a 65 da tensão nominal os conjugados de partida durante o acionamento direto e compensado a 65 da tensão nominal Desenvolver uma análise semelhante com a aplicação da chave estrelatriângulo Escolha dos valores de base Potência base Pb 1000 kVA Tensão base Vb 038 kV Impedância reduzida do sistema no ponto de entrega de energia na potência básica Resistência Rp 000056 pu na base de 100000 kVA Instalação industrial Reatância c d Impedância do transformador Resistência pu na base da potência nominal do transformador Pcu 11000 W Tabela 911 pu nas bases da potência e tensão bases Rut 00110 puna base da potência nominal do transformador Reatância pu na base da potência nominal do transformador Impedância Impedância do sistema entre os terminais secundários do transformador e o do QGF Resistência Ruc1 e f Reatância Xuc1 Impedância Impedância do circuito compreendido entre os terminais de saída do QGF e os terminais de alimentação do CCM2 Resistência Ruc2 Reatância Xuc2 Impedância uc2 Ruc2 jXuc2 001322 j001482 pu Circuito de alimentação do motor Resistência Ruc3 g h i Reatância Xuc3 Impedância uc3 Ruc3 jXuc3 001807 j001038 pu Impedância do sistema até os terminais do motor Impedância do motor Rum 0 valor muito pequeno quando comparado com a reatância Corrente de partida j k l m n o p Queda de tensão nos terminais do motor na partida direta ΔVum Zt Ip 00970816136 0156 pu 156 Tensão nos terminais do motor na partida direta do motor Vum 1 ΔVum 1 0156 0844 pu 844da tensão nominal do motor 380 0844 3207 V Queda de tensão na partida através de chave compensadora no tape 65 K 65 0650 tape de ligação da chave compensadora pc K2 pc 0652 16136 0681pu ΔVum Zt Ipc 0097080681 00661 pu 661 Tensão nos terminais de alimentação da chave compensadora no tape 65 Vum 1 ΔVum 1 00661 09339 pu 934 da tensao nominal 380 0934 355 V Queda de tensão na partida por meio de chave estrelatriângulo pc 033 p 033 16136 05324 pu ΔVum Zt Ipc 009708 05324 005168 pu 516 Queda de tensão no ponto de entrega de energia ΔVut Zus Ip 000499 16136 000805 pu 080 Conjugado de partida Partida direta da rede Partida por meio da chave compensadora Partida por meio da chave estrelatriângulo b c Potência base Pb 1000 kVA Tensão base Vb 044 kV Impedância equivalente do sistema de alimentação Resistência Rum Rum 0 pu Reatância Xum Impedância Zum um 0 j00066 pu Impedância dos transformadores Transformador de 1000 kVA Resistência Reatância Zpt1 550 00550 pu na base de 1000 kVA Impedância ut1 Rut2 jXut1 00110 j00538 pu Transformador de 750 kVA Resistência Rut2 001506 pu na base da potência base de 1000 kVA Figura 735 d Layout da indústria Reatância Impedância ut2 Rut2 jXut2 001506 j007173 pu Logo a impedância em paralela resultante dos dois transformadores vale A impedância dos circuitos entre os transformadores e o QGF foi desconsiderada por ser de pequeno valor lmpedância do circuito de alimentação do CCM1 Resistência Ruc1 e f Reatância Xuc1 Impedância do circuito de alimentação do CCM2 Resistência Ruc2 Reatância Xuc2 Impedância do circuito de alimentação do motor de 475 cv 2 3 240 mm2 Resistência Ruc3 Reatância Xuc3 g h Impedância do circuito de alimentação do motor de 300 cv 2 3 150 mm2 Resistência Ruc4 Reatância Xuc4 Impedância dos motores Motor de 475 cv Rum1 0 valor muito pequeno quando comparado com a impedância IpInm 76 Xum1 0320 pu um1 0 j0320 pu Motor de 300 cv Rum2 0 valor muito pequeno quando comparado com a impedância IpInm 68 i j Corrente de partida Motor de 475 cv Motor de 300 cv Queda de tensão nos terminais dos motores partindo isoladamente Motor de 475 cv Figura 736 m n o Diagrama unifilar básico Queda de tensão no ramal AB ΔVum 00185 163382 0030 pu 30 Queda de tensão no ramal AC Queda de tensão nos terminais dos motores Motor de 475 cv ΔVum 0158 0066 0224 pu 224 Motor de 300 cv ΔVum 0158 0030 0188 pu 188 78 Contribuição da carga na queda de tensão durante a partida de motores de indução Até então não se deu a importância merecida à contribuição da carga no processo que resulta na queda de tensão durante o acionamento de um motor de indução isto é à diferença na queda de tensão entre acionar o motor com toda a carga do projeto ligada ou acionar o mesmo motor antes de ligar a referida carga Em uma instalação industrial em plena operação quando se aciona um motor de grande potência a carga existente pode contribuir moderadamente na queda de tensão durante sua partida Se existe dificuldade na partida do motor com as a b c outras cargas ligadas é aconselhável acionar inicialmente o motor de grande porte para posteriormente processar a ligação das demais cargas Exemplo de aplicação 714 Considerar o Exemplo de aplicação 713 da Seção 772 Simular a partida do motor de 475 cv com os demais motores do CCM2 em operação Depois considerar também os motores do CCM1 em plena carga Considerar que todos os motores tenham fator de potência 086 e rendimento 095 Corrente de carga nominal dos motores Corrente de carga do CCM2 exceto a do motor de 475 cv Considerandose os fatores de potência de cada motor a corrente de carga correspondente vale Ia1 2 590 086 2 885 086 2 1180 086 1 2599 086 6801 A Ir1 2 590 051 2 885 051 2 1180 051 1 2599 051 4033 A Para as condições de base as correntes ativa e reativa em pu valem Queda de tensão na partida do motor de 475 cv com toda a carga do CCM2 ligada Considerandose um fator de potência de 040 durante a partida do motor de 475 cv obtêmse as correntes ativa e reativa respectivas em pu Figura 737 banco são função da potência consumida pela carga a ser ligada neste sistema Desta forma todas as bobinas dos contactores devem ser especificadas para serem ligadas no circuito de corrente contínua que está isento dos efeitos das quedas de tensão no sistema alimentador devido ao acionamento dos motores Para tensões de 66 kV e superiores em vez de contactores são utilizados disjuntores dotados de relés secundários digitais alimentados em corrente contínua Em geral nas instalações que contêm grandes máquinas há necessidade da aplicação de um sistema de proteção por meio da utilização de relés secundários digitais o que por si só já justifica a aquisição do sistema de corrente contínua A Figura 737 que representa um esquema unifilar simplificado resume as informações anteriores 710 Sobretensões de manobra Os motores de indução com rotor em curtocircuito podem provocar no sistema de alimentação severos níveis de sobretensão quando são desligados da rede durante o processo de partida direta Além disso quando os motores acionados diretamente da rede e sem carga no eixo são desligados podem ocorrer fortes sobretensões de manobra que devem ser evitadas Essas sobretensões são mais notadas em unidades superiores a 150 cv e inferiores a 500 cv nas tensões compreendidas entre 416 kV e 1380 kV Esquema básico de partida de motores com elevada queda de tensão O desligamento súbito dos motores assíncronos devese principalmente ao rotor travado à partida para verificação do sentido de rotação à atuação intempestiva do relé de proteção e até ao acionamento por descuido O fator principal da ocorrência de sobretensões devese às interrupções de correntes altamente indutivas como se verifica na partida dos motores elétricos de indução As sobretensões dependem do valor instantâneo da tensão aplicada aos terminais do motor quando ocorre a passagem da corrente por zero A configuração do sistema supridor associada às condições construtivas do disjuntor também contribui fortemente para determinar a amplitude da sobretensão Outro fator importante é a corrente de desligamento do motor Quanto maior for mais severa é a amplitude das sobretensões É interessante observar que os motores de potência muito elevada não provocam sobretensões capazes de prejudicar o sistema 711 Controle de velocidade dos motores de indução a b c Ao se analisar a Equação 762 percebese que há dois métodos básicos de variação da velocidade dos motores de indução variandose o número de polos ou a frequência No primeiro caso a variação da velocidade ocorra de maneira discreta como é óbvio na proporção 12 Já no segundo método a velocidade pode variar de forma contínua com a variação da frequência 7111 Conexão Dahlander Este método de partida implica a utilização de um motor de indução de construção apropriada em que na maioria dos casos cada enrolamento de fase é constituído de duas bobinas ligadas em série com o ponto médio acessível e os mesmos enrolamentos ligados em triângulo ou dupla estrela O princípio fundamental deste tipo de acionamento se baseia na seguinte expressão Ws velocidade angular síncrona do motor em rps F frequência da rede em Hz P número de polos S escorregamento Há três formas de ligação de um motor Dahlander que resultam em três diferentes condições operacionais ou seja Conjugado constante Para obter a velocidade inferior nesta condição o motor deve ser ligado em delta de acordo com a Figura 738a Para obter a velocidade superior devese ligar o bobinado em dupla estrela conforme mostra a Figura 738b A relação de potência é de aproximadamente 0631 e o torque permanece constante nas duas velocidades Assim se a potência do motor em questão é de 100 cv na velocidade superior na partida ou seja em baixa velocidade sua potência é de apenas 63 cv No entanto em ambas as conexões o conjugado máximo é basicamente o mesmo Potência constante Para obter a velocidade inferior nesta condição o motor deve ser ligado em dupla estrela de acordo com a Figura 739a Para obter a velocidade superior devese ligar o bobinado em delta conforme mostra a Figura 739b A relação de conjugado é de 12 e a potência permanece constante nas duas velocidades Conjugado variável Para obter a velocidade inferior nesta condição o motor deve ser ligado em estrela de acordo com a Figura 740a Para obter a velocidade superior devese ligar o bobinado em dupla estrela série conforme mostra a Figura 740b A relação de potência é de 14 e o conjugado varia nas duas velocidades Tem larga aplicação na operação de bombas regulando sua capacidade de acordo com a vazão necessária ao processo Figura 738 Figura 739 Figura 740 Conexão Dahlander para conjugado constante Conexão Dahlander para potência constante Conexão Dahlander para conjugado variável No caso de motores de oito polos a partida realizada na conexão síncrona em é de 900 rpm Alterandose a conexão de para YY obtêmse P 4 polos em que a velocidade síncrona é de 1800 rpm Utilizandose a Equação 762 para um escorregamento de 15 temse Em baixa velocidade Ws 147 60 900 rpm Em alta velocidade Ws 295 60 1770 rpm 7112 Inversores de frequência Os inversores de frequência são dispositivos eletrônicos empregados na operação de motores elétricos de rotor em curto circuito convertendo a amplitude da frequência e da tensão originalmente fixas em largas faixas de amplitudes variáveis Os inversores são largamente empregados nas seguintes condições Controle da velocidade angular dos motores Controle do conjugado motor Partida dos motores quando não é possível partida por outros meios de compensação Operação de motores em partidas e paradas suaves Controle e regulação do golpe de aríete em sistemas de bombeamento de água Os inversores de frequência funcionam através da retificação da tensão alternada do alimentador do motor por meio de seis tiristores modulando a largura do pulso resultante e gerando uma corrente trifásica de frequência e tensão variáveis Todo esse processo é realizado por microprocessador permitindo que o motor forneça sua potência no eixo com o maior desempenho possível dentro de uma faixa de velocidade que pode variar por exemplo de 0 a 1800 rpm para motores de quatro polos Para realizar essas tarefas o processador utiliza um algoritmo de controle vetorial de fluxo que através dos parâmetros do motor e das variáveis operacionais como tensão corrente e frequência realiza um controle fino do fluxo magnético rotórico e consequentemente estatórico de forma a manter constante este fluxo independente da frequência de rede de alimentação Nas indústrias de química e petroquímica cimento siderurgia têxtil bebidas etc é amplamente utilizado o controle de velocidade dos motores elétricos em função do processo de manufaturação Há tempos essas questões vinham sendo resolvidas com a aplicação de motores de corrente contínua quando se desejava um controle de velocidade contínuo Porém com o advento da eletrônica de potência foram desenvolvidos os inversores de frequência associados à microeletrônica de modo a permitir o uso de motores de indução com rotor em curtocircuito em substituição aos motores de corrente contínua Os motores de indução como se sabe são robustos de fácil manutenção e de custo reduzido comparado aos demais Já os motores de corrente contínua são caros e de manutenção frequente e onerosa O controle de velocidade dos motores com rotor em curtocircuito é possível com o uso dos inversores de frequência equipamentos constituídos basicamente por um retificador e um inversor conforme mostrado na Figura 741 A maioria das aplicações dos inversores de frequência está relacionada com os motores de indução de rotor em curto circuito No entanto os inversores poderão ser aplicados aos motores de indução com rotor bobinado A seleção de um inversor de frequência requer o conhecimento de alguns dados técnicos sem os quais ficaria prejudicada a correta escolha do inversor para aquele determinado motor Os principais dados são Tipo do motor assíncrono com rotor em curtocircuito assíncrono com rotor bobinado tensões disponíveis de alimentação potência nominal corrente nominal e fator de serviço se existir Tipo de carga potência constante conjugado constante conjugado nominal e cargas especiais Aplicação para um único motor ou para dois ou mais motores Para aplicação em um motor devemse determinar os ajustes das proteções para dois ou mais motores devese selecionar o inversor de frequência a partir da soma algébrica das correntes nominais dos referidos motores Ambiente do recinto do motor temperatura máxima altitude umidade grau de proteção requerida do inversor Definições necessárias para o motor sobrecarga curtocircuito controle automático de velocidade ou não condições de partida automática após uma falta de tensão na rede Conjugado de partida devese verificar se o conjugado de partida está dentro dos limites do inversor de frequência 71121 Operação com velocidade inferior à nominal A maioria dos motores de indução utilizada é do tipo rotor em gaiola de esquilo com autoventilação Como se sabe as perdas de um motor têm origem no ferro e no cobre As perdas no cobre dependem do valor da carga acionada enquanto as perdas no ferro são praticamente constantes com a variação da carga Quando o motor opera em condições nominais de carga e velocidade angular as perdas no ferro e no cobre assumem seus valores nominais Porém quando o motor controlado pelo inversor de frequência assume velocidades angulares inferiores à sua nominal mantendo a mesma carga girante por redução do fluxo refrigerante aumentará o aquecimento no motor Neste caso é necessário superdimensionar a potência nominal do motor ou utilizar um motor com fator de serviço elevado dependendo da solução da faixa de velocidade em que irá operar o motor No entanto se ao reduzir a velocidade angular a carga também diminui como ocorre no bombeamento de líquidos através de bombas centrífugas a corrente decresce e consequentemente as perdas diminuem compensando a deficiência de ventilação a Figura 741 De acordo com a Equação 763 o conjugado é diretamente proporcional ao fluxo Φ que por sua vez é proporcional à relação VF Sendo o motor autoventilado em velocidade reduzida mantendo a mesma carga a temperatura se eleva no interior do motor necessitandose reduzir o torque para manter a temperatura dentro dos limites da classe de isolamento de acordo com a Tabela 74 71122 Operação com velocidade superior à nominal Nestas circunstâncias a tensão é ajustada no seu valor máximo tensão nominal enquanto a frequência seria incrementada devendo ser limitada pelo conjugado máximo do motor e pelos esforços mecânicos a que ficariam submetidas as partes móveis do referido motor incluindose aí o próprio rolamento A máxima velocidade a que é possível submeter o motor limitada pelo aumento da frequência pode ser dada pela Equação 763 Cma conjugado máximo do motor Cnm conjugado nominal do motor Wnm velocidade nominal do motor em rpm 71123 Tipo de controle Existem dois tipos de inversores de frequência caracterizados pela forma de controle Controle escalar É assim classificado o inversor de frequência que faz o motor operar controlando a tensão e a frequência mantendo sua relação constante para qualquer valor da velocidade de operação Nessa circunstância a velocidade do motor pode variar em faixas estreitas em função do seu escorregamento Esquema básico de um inversor de frequência Exemplo de aplicação 715 Determinar a máxima velocidade que atingiria um motor de 600 cvIV polos380 V cuja relação do conjugado máximo para o conjugado nominal CmaCnm é de 220 O inversor de frequência de controle escalar é utilizado em aplicações rotineiras que não necessite de controle de conjugado motor e cujo controle de velocidade esteja entre na faixa de 6 a 60 Hz Acima de 60 Hz a tensão não pode ser mais elevada pois se atinge a tensão da rede e se iguala a tensão nominal do motor em conformidade com a Figura 742 b Figura 742 Se elevarmos a frequência acima do valor de 60 Hz conforme se mostra na Figura 743 o torque que era mantido constante inicia uma trajetória declinante devido ao enfraquecimento do campo magnético Similarmente ao torque a corrente também diminuirá Se reduzirmos a frequência a um valor inferior a 30 Hz mantendo constante a relação VF tanto a corrente como o torque irão diminuir influenciando negativamente nas características operacionais do motor Essa alteração de comportamento do motor é devida à resistência das bobinas que nessa frequência passa a ter um valor relevante quando comparado com a reatância A fim de anular esse funcionamento indesejável do motor a tensão do estator deve ser elevada como uma forma de compensação de acordo com a Figura 744 O inversor de controle escalar usa a velocidade do motor como sinal para fazer variar a tensão e a frequência e disparar os transistores Os inversores do tipo de controle escalar são aplicados em motores de indução com rotor em gaiola convencional sem nenhum sistema de realimentação em malha fechada São mais baratos quando comparados com os inversores de frequência com controle de melhor qualidade Controle vetorial É assim classificado o inversor de frequência que faz o motor operar com uma elevada precisão de velocidade e uma elevada rapidez na mudança de velocidade e de conjugado sendo portanto mais utilizado em máquinas operatrizes que necessitam de um rígido controle na velocidade Os inversores de controle vetorial são fabricados em duas versões Inversores de frequência sem sensor sensoless que são mais simples e não têm regulação de conjugado Inversores de frequência com realimentação controlada pelo campo magnético enconder Esses inversores podem controlar a velocidade e o conjugado motor tomando como referência a corrente do próprio motor sendo portanto mais empregados no controle fino de velocidade dos motores Assim o inversor de controle vetorial determina a corrente do estator a de magnetização e a corrente requerida para produzir o conjugado necessário para a operação do motor 71124 Tensão nominal Devese utilizar o inversor de frequência com a mesma tensão nominal do motor Relação constante entre tensão e frequência motor de 100 cvIV polos Figura 743 Enfraquecimento do campo magnético Para que não se danifique o inversor de frequência com a queima dos seus diodos de entrada devese preservar um desbalanceamento de tensão entre as fases inferior a 2 Os motores de pequena potência isto é não superiores a 3 cv podem ser alimentados a partir de inversores de frequência trifásico utilizandose um sistema monofásico 71125 Corrente nominal A corrente nominal do inversor de frequência deve ser igual ou superior à corrente nominal do motor A Tabela 919 fornece a corrente nominal de inversores de frequência de fabricação WEG Devese considerar no dimensionamento de um inversor de frequência que o mesmo pode possuir diferentes correntes nominais a depender das características da carga ligada ao motor No caso de carga do tipo conjugado variável a capacidade de sobrecarga do inversor de frequência pode variar entre 10 e 15 Esse tipo de carga pode ser encontrado nos motores que acionam bombas de líquidos como nos setores de tingimento das indústrias têxteis estações de bombeamento etc ou ainda nos moinhos de trigo que normalmente usam grandes ventiladores centrífugos 71126 Potência nominal Os inversores de frequência fornecem uma forma de onda não inteiramente senoidal o que implica perdas adicionais no motor em cerca de 15 No caso de motores em operação é necessário verificar se existe capacidade de potência de reserva na porcentagem anteriormente citada De acordo com o que foi comentado a potência do motor controlado por inversor de frequência pode ser calculada de acordo com a Equação 764 Pnm potência nominal do motor em cv Pei potência mínima solicitada no eixo do motor em cv Wnm velocidade angular nominal do motor em rpm Wmi velocidade angular mínima do motor correspondente à potência mínima solicitada em rpm Figura 744 Compensação de tensão Em geral os inversores estáticos são dimensionados com um valor da corrente nominal superior à corrente nominal do motor a fim de atender qualquer necessidade de sobrecarga A Tabela 919 fornece os valores e características nominais dos inversores de frequência de fabricação WEG e mais informações sobre o equipamento A aplicação de chaves inversoras para controle de velocidade em motores de indução deve ser precedida de uma análise envolvendo as características técnicas do motor condições operacionais componentes harmônicas e outras considerações a seguir discutidas O uso das chaves inversoras se faz sentir notadamente nas seguintes atividades industriais Elevação e transporte de cargas Bobinamento e desbobinamento de papéis Laminação de aço Extrusão de materiais plásticos Indústrias têxteis Para que se possa utilizar um inversor de frequência é necessário que se conheça suas características técnicas O uso de inversores de frequência em motores com ventilação independente não resulta em sobreaquecimento já que o ventilador é acionado por um motor auxiliar 71127 Componentes harmônicos Os inversores de frequência são equipamentos geradores de correntes harmônicas capazes de prejudicar o desempenho das cargas conectadas ao sistema Para evitar essa condição é necessário tomar uma das seguintes providências Determinar a potência total dos inversores de frequência Se a potência total for inferior a 20 da carga total instalada conectar em série com o inversor de frequência uma reatância normalmente ligada nos seus terminais de forma a provocar uma queda de tensão igual a 3 em relação à tensão composta na condição de carregamento nominal do motor Se a potência total dos inversores for superior a 20 do total da carga instalada é necessário realizar um estudo detalhado envolvendo todas as cargas e sua sensibilidade quanto ao desempenho operacional na presença de componentes harmônicas Não tem sido fácil para os projetistas obterem informações sobre a geração de harmônicas dos fabricantes de máquinas que contêm controladores de processo Assim a análise anterior fica prejudicada em grande parte dos casos pelo desconhecimento dos valores individuais da distorção harmônica das máquinas e que devem ser considerados juntamente com a distorção harmônica provocada pelos inversores Para reduzir as correntes harmônicas podem ser tomadas as seguintes precauções a Tabela 77 Inserir no circuito intermediário CC do inversor de frequência uma indutância CC pode também ser incorporada ao equipamento Inserir uma indutância de linha reduz as sobretensões no circuito de alimentação e as correntes harmônicas Normalmente é empregada nas seguintes condições Quando na instalação existe uma grande quantidade de inversores de frequência em um mesmo circuito Reduzir a sobrecarga dos capacitores e elevar o fator de potência da instalação Quando a rede de alimentação opera com desequilíbrio superior a 18 da tensão nominal Muitos inversores de frequência já incorporam filtros harmônicos definidos pelo próprio fabricante No entanto no pedido de um inversor de frequência devem ser indicados os filtros necessários àquela instalação em particular Isso nem sempre é fácil de fazer por absoluta falta de informações 71128 Limite de velocidade Os motores elétricos operados por chaves inversoras de frequência podem desenvolver velocidade desde os valores mínimos necessários imediatamente superior ao valor nulo até o valor máximo admitido pelo fabricante do motor Esse limite respeita normalmente o tempo de vida útil dos rolamentos que são afetados severamente pelo regime de velocidade aplicada 71129 Desempenho operacional dos motores O inversor de frequência libera para o motor uma onda senoidal distorcida em função dos componentes harmônicos tanto de corrente como de tensão que afetam significativamente as características dos motores de indução notadamente seu rendimento Para manter a elevação de temperatura do motor dentro de sua classe de isolamento é necessário reduzir o conjugado por meio de um fator inferior à unidade conforme a Tabela 77 Os motores elétricos operados por inversores devem respeitar algumas condições em serviço que podem influenciar seu desempenho que está intimamente relacionado ao comportamento da carga e às características técnicas dos inversores Efeito das correntes harmônicas sobre os motores de indução Quando o motor é operado por um inversor é aplicada aos seus terminais uma tensão com conteúdo harmônico fazendo gerar correntes harmônicas nas mesmas frequências das tensões aplicadas Como resultado temse perdas nos enrolamentos elevação da temperatura redução do rendimento Para compensar a elevação de temperatura sofrida pelos enrolamentos devese reduzir o valor do torque nominal do motor na proporção dada pela Tabela 77 Outra forma de compensar a elevação de temperatura é adotar um motor de maior potência O fator de distorção harmônica de tensão pode ser determinado a partir da relação da Equação 765 Vf tensão fundamental em seu valor eficaz Vh tensão harmônica de ordem N N ordem da harmônica Fator de redução de torque por presença de harmônicos Distorção harmônica Fator de redução de torque do motor 3 100 4 097 b Tabela 78 5 094 6 095 7 093 8 090 9 087 10 086 11 078 12 073 Para obter o rendimento de um motor de indução acionado por um inversor de frequência podese empregar a Equação 766 ηr rendimento do motor funcionando com o inversor de frequência η rendimento do motor suprido por onda senoidal perfeita Frth fator de redução de torque por distorção harmônica Exemplo de aplicação 716 Um motor de 300 cvIV polos380 V rendimento 096 deverá ser operado por um inversor de frequência que produz uma distorção harmônica no sistema de alimentação de 10 Determinar o rendimento desse motor quando acionado pelo inversor de frequência Frth 086 obtida da Tabela 77 Efeito da variação de velocidade sobre os motores de indução Se o motor utilizado com o inversor de frequência tem ventilação independente o aquecimento do motor será pouco afetado No entanto se o motor é do tipo autoventilado a operação com variação de velocidade faz elevar a temperatura do motor em virtude da deficiência de ventilação em baixas velocidades A Tabela 78 fornece a redução de conjugado ou torque percentual dos motores em função da redução da ventilação como consequência da diminuição da rotação do motor e a redução de conjugado em função da simultaneidade da presença de harmônicos de tensão e da redução da rotação do motor Para velocidades superiores à nominal observase uma redução de conjugado motor motivada pelo enfraquecimento do campo magnético Fator de redução de torque por presença de harmônicos Variação de velocidade Fator de redução de torque devido à rotação Fator de redução de torque devido à rotação e à harmônica 10 064 060 20 072 070 30 083 077 40 085 081 50 088 085 60 092 087 70 096 090 80 100 094 90 095 100 095 110 085 120 080 130 074 140 068 150 064 160 064 Exemplo de aplicação 717 Dimensionar a potência nominal de um motor de indução com rotor bobinado 440 VIV polos cujo eixo está acoplado a uma bombadágua centrífuga com capacidade de 235000 litros por hora recalcando água de uma altura de 20 m e elevando para uma caixadágua a uma altura de 50 m O motor é acionado por uma chave inversora de frequência que controla em certas horas a quantidade de água bombeada variando a rotação entre 100 e 60 do valor nominal Foi realizada uma medida nos terminais do motor e registrada a presença de componentes harmônicos de 3º 5º e 9º ordens com valores respectivamente iguais a 55 V 44 V e 39 V Cálculo da potência nominal do motor sem inversor de frequência De acordo com a Equação 62 temse Cálculo do fator de distorção harmônica devido às harmônicas de tensão De acordo com a Equação 765 temse Cálculo da potência nominal do motor acionado por inversor de frequência Da Tabela 78 determinase o fator de redução de potência do motor combinando os efeitos da rotação e dos harmônicos cujo valor é de 087 relativo à velocidade de 60 da nominal que é a menor rotação de operação Logo a potência nominal do motor deve ser de 250 cv 711210 Partida do motor Devese verificar se o motor durante a partida pode provocar quedas de tensão superiores a 10 conforme já estudado anteriormente Além disso devese verificar se o conjugado motor é suficiente para vencer o conjugado de carga O emprego da técnica de controle de velocidade materializada na chave inversora de frequência possibilita satisfazer estas condições desde que se mantenha constante a relação entre a tensão e a frequência o que resulta a manutenção do torque nominal do motor e possibilita correntes de partida muito baixas acarretando consequentemente quedas de tensão modestas Não é economicamente viável a aplicação de chaves conversoras de frequência com finalidade específica de reduzir a queda de tensão durante a partida de um motor em situações normais No entanto em as utilizando para as finalidades de controle de velocidade podem ser ajustadas para permitir um acionamento com quedas de tensão reduzidas Em geral os motores acionados por inversores partem com frequências muito baixas inferiores a 10 Hz A manutenção constante do torque implica que Vm tensão aplicada nos terminais do motor em valor eficaz em V K constante que vale 444 Fm frequência absorvida pelo motor em Hz N número de espiras do enrolamento É necessário que o valor de Φ seja constante para que o torque resultante também se mantenha constante em toda a faixa de variação da velocidade já que é dado pela Equação 769 K constante de torque Ir cosψ componente da corrente do rotor Como a potência do motor é dada pela Equação 770 e sendo W a velocidade angular dada na Equação 771 logo reduzindose Fm diminuise W que consequentemente reduz P já que C se mantém constante Os inversores de frequência permitem que nas operações de frenagem dos motores a eles acoplados seja regenerada a energia resultante devolvendoa à rede de suprimento 711211 Regime de funcionamento Devese observar se o regime de funcionamento do motor permite manter a elevação de temperatura dentro dos limites normativos previstos para cada classe de isolamento 711212 Influência sobre os capacitores Como os capacitores são afetados quando percorridos por correntes de frequência elevada devese tomar cuidado para evitar que o motor seja submetido à sobreexcitação ou que surjam sobretensões no sistema 711213 Sobretensões no isolamento A comutação efetuada em alta frequência provoca elevados picos de tensão que afetam a integridade do isolamento notadamente entre fases e entre fase e terra Como a taxa de crescimento da tensão em relação ao tempo dvdt é muito elevada e que representa a subida rápida da tensão no processo de comutação o isolamento entre espiras é também afetado sendo que a primeira espira é a mais solicitada e ponto de rompimento da isolação A forma de garantir a integridade da isolação é utilizar um motor da classe de tensão de 600 V com tensão suportável de pico de pelo menos 1000 V O valor 115 representa o fator de sobretensão Também se deve especificar um motor com tempo de subida da tensão rise time igual ou superior a 2 μs Com isto temse o valor máximo da derivada dvdt 10002 μs 500 Vμs 711214 Limite do comprimento do circuito do motor Uma onda de tensão injetada no terminal de fonte do circuito do motor e que tem determinada impedância característica atinge o terminal de carga onde estão ligadas as bobinas do mesmo cuja impedância característica é significativamente superior à primeira resultando o fenômeno de reflexão e refração da onda de tensão Em função desse fenômeno estudado no livro Manual de Equipamentos Elétricos LTC 2013 do autor o motor é submetido à elevação da tensão nos seus bornes A Equação 772 fornece o comprimento crítico do cabo além do qual poderão surgir fenômenos perigosos para a isolação do motor Vpo velocidade de propagação da onda de tensão em geral igual a 150 mμs Tct tempo de crescimento do pulso de tensão rise time A Figura 745 fornece o comprimento crítico do circuito do motor em função do tempo de crescimento da tensão Assim o comprimento máximo que deve ter o circuito de um motor de 100 cvIV polos vale este valor pode ser encontrado diretamente na Figura 745 Figura 745 De forma geral o comprimento do circuito do motor não deve ser superior a 25 m 711215 Arranjo dos circuitos com inversores Os circuitos que alimentam cargas acionadas com inversores podem conter os seguintes dispositivos de proteção e comando Disjuntor deverá ser dimensionado a partir da corrente absorvida pelo inversor normalmente superior à corrente do motor operando à plena carga Contactor deve ser dimensionado a partir da corrente nominal do motor a categoria de funcionamento do contactor deve ser AC1 Disjuntor contactor tem como objetivo prover além das proteções associadas ao disjuntor um seccionamento já o contactor tem como finalidade prover um comando principalmente quando o número de operações do motor é grande Comprimento crítico do circuito do motor 711216 Requisitos para a instalação dos condutores A instalação dos condutores de força e controle dos circuitos que alimentam inversores de frequência deve ser feita atendendo aos seguintes requisitos O inversor de frequência deve ser instalado o mais próximo possível do motor O comprimento dos circuitos deve ser o menor possível Os cabos de controle devem ser trançados e blindados Os condutores dos circuitos de força devem estar afastados o máximo possível de equipamento de rádio TV antenas de TV e cabos das redes de comunicação Quando no mesmo conduto os cabos de força e os cabos de controle devem estar separados por uma barreira Todas as massas carcaça dos motores invólucro dos inversores de frequência quadro de comando e controle etc devem estar aterrados em um só ponto de aterramento para obter a melhor equalização de potencial possível 711217 Fernagem reostática Quando solicitado o inversor de frequência pode ser fornecido com uma resistência denominada resistência de frenagem O objetivo dessa resistência é dissipar a energia na frenagem do motor permitindo sua operação nos quadrantes 2 e 4 do diagrama conjugado velocidade Essa resistência somente deve ser aplicada quando o motor é solicitado por elevados conjugados Devido à dissipação térmica nesse tipo de operação normalmente a resistência de frenagem é instalada na parte externa do inversor de frequência 81 Introdução Com o desenvolvimento econômico do nosso país surgiram projetos industriais em que os fornos elétricos são parte fundamental da carga Em geral apresentam uma potência elevada que preocupa sobremaneira as empresas concessionárias de energia elétrica tanto pela capacidade do seu sistema supridor como pela possibilidade de perturbação no seu próprio sistema dependendo neste caso do tipo de forno que o consumidor adquiriu Os fornos elétricos estão divididos em três grupos distintos cada um com suas características de processamento e operação definidas Assim são encontrados nos complexos industriais os seguintes tipos de fornos elétricos fornos a resistência elétrica fornos de indução eletromagnética fornos a arco Dentro dos objetivos deste livro e em particular do presente capítulo serão estudados sucintamente os dois primeiros tipos de fornos devendose proceder a uma análise mais detalhada do último devido às implicações que trazem aos sistemas de alimentação das concessionárias de energia elétrica que por este motivo exigem dos interessados a apresentação de estudos ou de dados que permitam fabricálos a fim de assegurar um grau de estabilidade de tensão dentro dos limites de suas normas particulares 82 Fornos a resistência São assim denominados aqueles que utilizam o calor gerado por perdas Joule em uma resistência elétrica atravessada por uma corrente de intensidade em geral elevada Os fornos a resistência ao contrário dos fornos a arco não provocam oscilação na tensão das redes de que são alimentados Na verdade contribuem significativamente para a melhoria do fator de potência do sistema de suprimento São constituídos de dois diferentes tipos indicados para aplicações específicas nos processos industriais ou seja fornos a resistência de aquecimento direto e de aquecimento indireto 821 Fornos a resistência de aquecimento direto Neste tipo de forno o material a ser trabalhado é posicionado entre os dois eletrodos e atravessado pela mesma corrente elétrica do circuito Normalmente a tensão dos eletrodos é de pequena intensidade São fornos de emprego muito específico podendose citar como exemplo o aquecimento de água para produção de vapor a manutenção da temperatura de fusão do vidro a partir de um bloco de material fundido a fabricação de eletrodos de grafite utilizados em fornos a arco a manutenção da temperatura do banho que permite a têmpera dos aços etc A Figura 81 ilustra o funcionamento desse tipo de forno 822 Fornos a resistência de aquecimento indireto Figura 81 a Tabela 81 Neste tipo de forno o material a ser trabalhado está contido em uma câmara isolada termicamente e o calor é transferido da resistência elétrica a partir dos fenômenos de condução convecção e irradiação São os tipos mais comuns de fornos a resistência Industrialmente são empregados na fusão de materiais como o chumbo e o alumínio na secagem de vários produtos farmacêuticos na vulcanização em geral no cozimento de produtos alimentícios no tratamento térmico de metais etc Forno de aquecimento direto O dimensionamento da resistência bem como o material de que é constituído devem obedecer a algumas prescrições básicas como ter uma elevada temperatura de fusão da ordem de 25 superior à temperatura de fusão do material a ser trabalhado ser resistente à corrosão na temperatura de operação ter resistividade elevada apresentar um elevado grau de dureza em altas temperaturas Alguns materiais respondem a estas e outras características o que permite sua utilização como resistências dos fornos elétricos como as resistências de Nicromo V 80 Ni20 Cr Cromax 30 Ni20 Cr 50 Fe Kantal Cr Al Co Fe etc normalmente constituídas de fios ou fitas dispostos em forma de espiral As resistências elétricas podem ser ligadas de forma simples em circuitos monofásicos faseneutro ou fasefase ou em circuitos trifásicos arranjados nas configurações estrela ou triângulo preferindose esta última que resulta uma menor quantidade do material resistor Um dado importante na escolha da seção da resistência é a carga específica superficial que representa a maior taxa de transferência de potência cedida por unidade de superfície Sua unidade é dada em geral em Wcm2 É necessário no entanto avaliar para cada projeto a carga específica superficial já que as seções de pequenas dimensões das resistências elétricas custam menos porém têm durabilidade reduzida quando comparadas com as resistências de maior seção que apresentam custos significativamente maiores Nas aplicações industriais a carga específica superficial dos fios resistores é escolhida na faixa de 05 a 45 Wcm2 A Tabela 81 fornece a carga específica superficial de algumas ligas de uso comum A Tabela 82 fornece a resistência ôhmica característica das ligas Cromel e Copel O processo para o dimensionamento de um forno elétrico de aquecimento indireto pode obedecer às seguintes etapas Potência desejada do forno A potência do forno é função do material a ser trabalhado e do tempo para o qual se deseja atingir a condição de operação No caso de materiais metálicos a Tabela 83 fornece a energia que deve ser utilizada para elevar suas temperaturas a um valor desejado próximo à temperatura de fusão Carga específica superficial Wcm2 Tipo de Liga Temperatura do forno ºC 600 700 800 900 1000 1100 1200 b c Tabela 84 Nessa tabela os números em evidência representam aproximadamente a energia necessária por tonelada para os materiais indicados atingirem o estado de fusão A Equação 81 fornece a potência do forno de acordo com a quantidade de energia necessária para sua operação que é uma função da natureza da carga de trabalho Pf potência do forno em kW η rendimento do forno variando entre 06 e 08 T tempo desejado para o material atingir sua temperatura de trabalho em horas Pm peso do material a ser trabalhado em t E energia consumida no processo desejado em kWht A Tabela 84 fornece as principais propriedades de alguns materiais utilizados tanto em resistência de fornos como em carga de trabalho Determinação do diâmetro do fio resistor Df diâmetro do fio resistor em mm ρ resistividade do material do resistor em Ωmm2m Pl carga específica superficial do resistor em Wcm2 V tensão de suprimento em V Pff potência por fase do forno em kW Np número de circuitos resistores em paralelo Determinação do comprimento do fio do resistor Rr resistência do fio resistor em Ω RΩm resistência por unidade do fio resistor em Ωm Propriedades dos materiais Material Composição Resistividade Ohm mm2m Ponto de fusão ºC Resistência à tração kgfmm2 Nicromo NiFeCr 11221 1350 6679 Nicromo V NiCr 10806 1400 7031 Cromax FeNiCr 09975 1380 4922 Nirex NiCrFe 09809 1395 5625 Nilvar FeNi 08046 1425 4922 Bronze comercial CuZn 00415 1040 2601 Figura 83 As bobinas de indução geralmente são fabricadas de cabos tubulares de cobre eletrolítico dentro dos quais circula o meio refrigerante normalmente a água tratada Uma propriedade vantajosa dos fornos de indução reside no fato de se poder transferir para a carga de trabalho uma potência elevada sem que isto provoque fenômenos químicos externos que combinados modifiquem as características do material processado O rendimento dos fornos de indução depende de vários fatores como a geometria do circuito indutivo e do material processado as características elétricas e térmicas da carga a intensidade do campo magnético da bobina de indução a frequência de operação do circuito indutivo a resistividade do material da carga e suas perdas magnéticas Além disso o rendimento dos fornos está diretamente ligado à profundidade de penetração das correntes induzidas no material da carga Quanto maior for a frequência do circuito indutivo menor é a penetração das correntes de Foucault na carga processada Além disso o rendimento dos fornos é maior quando a carga é constituída de materiais ferromagnéticos e consequentemente menores quando a carga é constituída de materiais paramagnéticos e não magnéticos como o alumínio e o cobre Em geral quando a carga é de grandes dimensões a frequência do circuito indutivo deve ser baixa igual à frequência industrial ou algumas vezes superior a esta Em peças delgadas podem ser aplicadas altas frequências São consideradas frequências médias aquelas situadas em torno de 12000 Hz As tensões de operação das bobinas de indução variam entre 60 e 600 V dependendo da regulação de tensão que se deseja a fim de se manter determinada potência requerida de acordo com as necessidades do processo Em geral os fornos de indução são monofásicos sendo as bobinas de indução ligadas entre duas fases de um sistema trifásico provocando inevitavelmente um desequilíbrio de corrente no sistema alimentador Para se estabelecer um equilíbrio de corrente quando não se dispõe de três fornos de indução iguais é necessário utilizar um retificadoroscilador conforme desenho esquemático da Figura 83 Este esquema poderá ser substituído por um grupo motorgerador Há três tipos diferentes de fornos de indução cada um com uma aplicação específica fornos de indução a canal fornos de indução de cadinho fornos de indução para aquecimento de tarugos A seguir será feita uma análise sumária de cada um desses tipos sem entrar no detalhe do seu dimensionamento normalmente um exercício de difícil solução dado o grande número de parâmetros indeterminados como a reatância de dispersão a densidade de corrente induzida na massa do metal processada etc Ligação de um forno de indução 831 Fornos de indução a canal Tabela 85 Figura 84 Este tipo de forno é constituído de um ou mais recipientes isolados termicamente em torno dos quais se constrói uma carcaça metálica e dentro da qual se deposita a carga de trabalho Em comunicação direta com o recipiente há um canal construído na parte inferior em forma circular cheio de material fundido da própria carga No interior do canal são colocadas as bobinas de indução envolvendo um núcleo magnético submetidas em geral a uma tensão à frequência industrial Os fornos de indução a canal têm grande aplicação na manutenção da temperatura de metais já fundidos por outro forno ou por outro meio Também são muito empregados na fusão de cobre alumínio zinco bronze etc A Figura 84 mostra esquematicamente um forno de indução a canal Já a Tabela 85 relaciona as principais características de fusão dos metais em um forno a canal Características de fusão de metais em fornos a canal Material Capacidade de fusão kgh Potência do forno kW Consumo médio kWht Alumínio 70 35 50 225 100 450 1000 500 500 Cobre 180 65 360 750 235 315 4000 900 225 832 Fornos de indução de cadinho Este tipo de forno é constituído de um recipiente circular isolado termicamente envolvido por uma bobina de indução e dentro da qual se deposita o material de trabalho São empregados particularmente na fusão de cobre bronze aço inox etc Também são muito utilizados na manutenção da temperatura de metais fundidos por outros fornos ou por outros processos Forno de indução a canal A operação de fornos de indução de cadinho em baixas frequências provoca uma intensa movimentação na massa fundida do metal devido às forças eletrodinâmicas da bobina de indução resultando um efeito benéfico ao processo pois homogeniza o banho A Figura 85 ilustra esquematicamente um forno de indução de cadinho mostrando a bobina de indução construída em fio tubular dentro do qual circula água como meio refrigerante Tabela 86 Figura 85 A Tabela 86 fornece as características de fornos de indução de cadinho empregados na fusão de cobre e alumínio segundo recomendações do Instituto de Pesquisas Tecnológicas IPT Características de fusão de metais em fornos de cadinho Material Capacidade de fusão kgh Potência do forno kW Consumo médio kWht Alumínio 60 45 740 a 770 450 250 550 a 650 900 500 520 a 570 Cobre 100 45 350 a 400 500 180 370 a 420 1000 400 340 a 380 833 Fornos de indução para aquecimento de tarugos Este tipo de forno é constituído de várias bobinas circulares instaladas no interior de material refratário por meio das quais é introduzida a carga São empregados particularmente em companhias siderúrgicas destinadas à fabricação de ferro para a construção civil utilizando como matériaprima a sucata As peças metálicas de trabalho são conduzidas de uma extremidade à outra do forno por roletes motorizados As bobinas que constituem o indutor podem ser dimensionadas diferentemente a fim de manter a temperatura do material de trabalho dentro de condições adequadas do processo ao longo do forno Forno de indução de cadinho Os fornos de indução para aquecimento de tarugos são constituídos basicamente de um conversor de frequência para permitir uma frequência compatível com o processo desejado um banco de capacitores em derivação com a finalidade de corrigir o fator de potência um sistema de refrigeração das bobinas de indução e o próprio conjunto de bobinas indutoras A Figura 86 ilustra esquematicamente um forno de indução para aquecimento de tarugos mostrando seus principais componentes 84 Fornos a arco São assim denominados aqueles que utilizam as propriedades do arco elétrico para produzir a fusão dos metais mantidos dentro de uma cuba isolada termicamente por material refratário Os fornos a arco são largamente empregados nas instalações industriais destinadas à fusão do ferro e aço embora sejam usados na fusão do cobre latão bronze e outras ligas metálicas Os fornos a arco surgiram no começo do século XX mais precisamente no ano de 1904 concebidos pelo francês Héroult Sua construção está baseada no que hoje se denomina forno a arco direto o mais utilizado atualmente pelas indústrias siderúrgicas O fenômeno de formação do arco elétrico está fundamentado na passagem de uma corrente entre dois eletrodos tendo como meio ionizado geralmente o ar Os fornos a arco podem ser constituídos de três diferentes tipos arco submerso ou arcoresistência arco indireto arco direto Para cada um dos tipos de forno anteriormente citados a transmissão do calor chega até a carga de forma específica No caso dos fornos a arco submerso o material é aquecido como consequência da passagem de uma corrente elétrica por meio de sua massa resultando em elevadas perdas Joule No segundo caso o calor é transferido a partir dos fenômenos de irradiação e convecção Nos fornos a arco direto o próprio arco é o responsável pela transferência da energia térmica diretamente para o material da carga Os fornos a arco são fontes permanentes de poluição ambiental tal é a quantidade de gases e materiais sólidos expelidos para a atmosfera A poeira lançada para o meio ambiente é constituída em sua maioria por óxidos CaO MnO SiO e Fe2O3 e chega a atingir em média 11 kgt de carga correspondendo percentualmente ao fantástico valor de 11 841 Fornos a arco submerso Também conhecido como forno a arcoresistência este tipo de forno é constituído de uma cuba revestida de material refratário dentro da qual operam os eletrodos submersos na massa da carga de trabalho São destinados mais especificamente à produção de diversas ligas de ferro que dependendo da sua composição consomem uma quantidade de energia compreendida entre 3000 e 6000 kWht podendo atingir em certos casos valores bem superiores Também são comumente empregados na manutenção do estado líquido da gusa ou aço oriundo de outros tipos de fornos Os fornos a arco submerso podem ser monofásicos a um eletrodo Figura 87 monofásicos a dois eletrodos e trifásicos a três eletrodos Figura 88 Este tipo de forno basicamente não apresenta distúrbios no sistema alimentador 842 Fornos a arco indireto Este tipo de forno é constituído basicamente de uma cuba revestida de material refratário dentro da qual operam os eletrodos fixados horizontalmente em um ponto acima da carga de trabalho Neste caso o arco é mantido entre os eletrodos e a energia térmica atinge a carga a partir dos fenômenos de irradiação e convecção São destinados mais especificamente à fusão de vários metais não ferrosos São de pouca utilização e constituídos normalmente de potências modestas compreendidas em geral entre 100 e 1000 kVA A Figura 89 mostra esquematicamente este tipo de forno e sua ligação no sistema Tanto pela sua potência como pela maneira de operar mantendo constante o arco formado entre os eletrodos este tipo de forno não provoca distúrbios sensíveis nos sistemas de suprimento das concessionárias Figura 86 Figura 87 Figura 88 Forno de indução para aquecimento de tarugo Subestação de alimentação de um forno a arco submerso Fornos a arco submerso 843 Fornos a arco direto Este tipo de forno é constituído basicamente de uma cuba revestida de material refratário dentro da qual operam os eletrodos posicionados verticalmente acima da carga de trabalho São destinados mais especificamente à fusão de sucata de ferro e aço dirigida à fabricação de lingotes que após laminados se convertem em vergalhões utilizados na construção civil e em barras de espessuras e tamanhos variados utilizadas em aplicações diversas Também são empregados no superaquecimento e manutenção da temperatura de banhos de metais líquidos provenientes de outros fornos A Figura 810 mostra a vista lateral de uma instalação de forno a arco direto detalhando a proteção de sobrecorrente o reator limitador o transformador do forno os barramentos tubulares de cobre refrigerados os cabos flexíveis também refrigerados e finalmente o próprio forno Já a Figura 811a e b mostra um forno a arco de fabricação ASEA podendo se observar seus diferentes componentes que a seguir serão descritos e analisados Enquanto isso a Figura 812 apresenta Figura 89 o esquema elétrico trifásico simplificado de uma instalação siderúrgica detalhando principalmente a parte referente às figuras anteriores Os fornos a arco direto em geral são trifásicos O seu princípio de funcionamento se baseia na formação de um arco entre os eletrodos e a carga A operação do forno se inicia com a ignição do arco e termina aproximadamente 2 12 horas depois quando a carga é vazada da cuba refratária Este período pode ser dividido em dois ciclos básicos de operação O primeiro ciclo chamado de período de fusão é caracterizado pelo constante movimento da massa sólida a ser fundida Neste período há grandes variações de corrente motivadas pela instabilidade do arco Ocorrem cerca de 600 a 1000 curtoscircuitos e o período dura aproximadamente 50 minutos É a parte mais crítica do regime de operação do forno O segundo ciclo comumente chamado de refino é caracterizado por uma melhor estabilidade do arco devido ao estado líquido que a carga adquiriu Neste ciclo as flutuações de tensão são de menor intensidade resultando um regime de operação mais favorável A operação do forno em curtocircuito é caracterizada quando a queda de tensão no arco é nula isto é os eletrodos estão diretamente em contato com a carga metálica Nesta condição a potência ativa absorvida pelo forno é praticamente nula O forno absorve somente potência reativa resultando neste momento em um fator de potência também nulo Os curtoscircuitos podem ocorrer com os três eletrodos tocando simultaneamente a carga ou mais comumente com dois eletrodos Os gráficos da Figura 813 mostram as características de operação de um forno a arco trifásico referentes a uma fase em função da relação entre a corrente de carga If para determinado instante de funcionamento e a corrente de curtocircuito do forno Iccf quando os eletrodos estão em contato com o material de trabalho Com base nas curvas dessa figura podem ser feitas várias considerações sobre as características operativas dos fornos a arco o fator de potência diminui quando a corrente de carga do forno If cresce sendo nulo quando seu valor for igual à corrente de curtocircuito do forno isto é IfIccf 1 a potência ativa absorvida pelo forno cresce com o aumento da corrente de carga If atingindo seu máximo quando a relação IfIccf 0707 a potência ativa absorvida pelo forno decresce a partir do aumento da corrente de carga que faz a relação IfIccf 0707 atingindo seu valor nulo quando esta relação for unitária a potência reativa absorvida pelo forno cresce exponencialmente com o aumento da corrente de carga do forno If atingindo seu valor máximo quando If Iccf ou seja IfIccf 1 a potência aparente absorvida pelo forno cresce com o aumento da corrente de carga If atingindo seu valor máximo quando If Iccf a potência ativa máxima absorvida pelo forno é 45 da potência de curtocircuito no caso uma potência puramente reativa quando o forno está operando em sua potência ativa máxima a potência aparente corresponde a 70 da potência de curtocircuito quando o forno está operando em sua potência ativa máxima a potência reativa corresponde a 64 da potência de curtocircuito Subestação de alimentação de um forno a arco indireto Figura 810 Figura 811 Subestação de alimentação de um forno a arco direto Vistas de um forno a arco direto Figura 812 Esquema trifilar simplificado de uma instalação siderúrgica No período de fusão o forno funciona em média com uma potência ativa 20 superior à sua potência normal absorvida e com um fator de potência compreendido entre 075 e 085 Já no período de refino quando a carga se acha em estado líquido a potência ativa média absorvida pelo forno é aproximadamente 30 de sua potência normal e com um fator de potência entre os limites de 085 e 090 Como se pode observar durante o período de fusão as condições de operação do forno são as mais severas possíveis transferindo para o sistema de alimentação grandes perturbações no nível de tensão a Figura 813 b As principais partes físicas componentes de um forno a arco direto são Cuba refratária É constituída de um recipiente de aço de grande espessura isolada termicamente com materiais refratário compostos à base de argila dentro da qual é depositada a carga de trabalho Características de operação de um forno a arco trifásico A parte superior da cuba é provida de uma tampa na qual estão montados os eletrodos A tampa é deslocada de sua posição de trabalho quando a cuba descarrega o material fundido Um sistema de basculante permite a inclinação da cuba até determinado ângulo para se proceder à descarga do material trabalhado Logo em seguida se procede à recarga do forno realizada por meio de um grande recipiente montado em uma ponte rolante e dentro do qual se encontra a sucata o gusa ou outro material a que se destina o forno A tampa ou abóbada geralmente de formato côncavo é constituída de aço revestido internamente por uma camada de material refratário Tanto a cuba como a tampa são normalmente resfriadas por um sistema de refrigeração cujo meio circulante é a água Os fornos a arco podem ser de abóbada fixa com carregamento pela porta de escória ou de abóbada giratória permitindo carregamento pela parte superior A carcaça dos fornos é fornecida com bica de vazamento porta de escória anel refrigerado da abóbada colunas e braços dos eletrodos sistema para levantamento e rotação da abóbada O basculamento dos fornos poderá ser feito por meios mecânicos ou hidráulicos Eletrodos Os eletrodos são constituídos de um bloco cilíndrico de grafite de comprimento e diâmetro variáveis em função da capacidade do forno O uso provoca desgaste dos eletrodos diminuindo seu comprimento o que pode ser compensado por emendas apropriadas Os eletrodos de grafite apresentam uma densidade máxima de corrente da ordem de 40 Acm2 A fim de manter determinada distância entre os eletrodos e a carga estes são movidos individualmente na vertical por um sistema automático de regulação Esta distância é necessária para manter um comprimento de arco entre os eletrodos e a carga que resulte em uma potência a mais aproximadamente constante durante o ciclo de operação c d e f Os fornos são fornecidos com regulagem automática dos eletrodos portaeletrodos refrigerados economizadores e todos os acessórios necessários Transformador Este equipamento é de fabricação especial sendo imerso em óleo mineral e refrigerado a água Deve suportar elevadas solicitações eletrodinâmicas devido ao regime de trabalho dos eletrodos que frequentemente operam em curtocircuito franco Os transformadores são trifásicos com os enrolamentos primários ligados em estrela e o secundário em triângulo conforme se mostra na Figura 812 O primário é constituído de 10 a 20 tapes de modo a se ter no secundário tensões variáveis compreendidas geralmente entre 50 e 400 V Normalmente o transformador acompanha o forno respectivo o qual é fabricado sob condições específicas A impedância percentual dos transformadores de forno está compreendida em geral entre 8 e 12 As tensões primárias de alimentação dependem da capacidade do forno Para pequenas unidades os transformadores podem ser ligados à rede de distribuição primária da concessionária em 138 kV ou em outra tensão padronizada na área É comum porém as siderúrgicas pelo porte da carga possuírem subestações próprias em tensão igual ou superior a 69 kV e a partir da qual deriva o alimentador do transformador do forno A Tabela 87 fornece a potência aproximada dos transformadores em função da capacidade do forno destinado à fusão de aço e ferro fundido Cabos flexíveis São condutores de cobre anular resfriados a água e fazem a conexão entre as barras fixas ligadas ao secundário do transformador do forno e os blocos móveis fixados no braço do portaeletrodo Disjuntor do forno É o equipamento de proteção do transformador do forno Deve possuir elevada capacidade de ruptura Devido às suas severas condições de operação os disjuntores de proteção de fornos a arco são normalmente a ar comprimido ou do tipo a vácuo Painel de comando O painel de comando inclui todas as funções necessárias para a operação do forno Possui um comando manual e automático independentes o que assegura maior flexibilidade ao comando dos eletrodos O controle automático dos eletrodos é feito por meio de acionamentos eletrônicos de resposta reversível e de resposta instantânea programáveis por um sinal de referência e um sinal gerado no arco podendo ser de corrente ou impedância 8431 Determinação da flutuação de tensão flicker Os fornos a arco são uma fonte permanente de distúrbios para o sistema de alimentação das concessionárias que por esse motivo mantêm uma vigilância sobre as instalações siderúrgicas que operam com este tipo de equipamento Os distúrbios se fazem sentir principalmente na iluminação incandescente e se caracterizam por uma variação da luminosidade das lâmpadas que além de irritar o observador pode provocar lesões ao olho humano Esta variação da luminosidade é resultado da variação do valor eficaz da tensão da rede provocada pela operação do forno fenômeno este conhecido como flicker Como já foi mencionado anteriormente quando da operação dos fornos a arco principalmente no período de fusão os eletrodos tocam momentaneamente a carga sólida entrando em regime de curtocircuito quando então a potência ativa absorvida do sistema se reduz às perdas ôhmicas do transformador resultando em um valor máximo de potência reativa e consequentemente reduzindo o fator de potência a níveis muito baixos O grande número de curtoscircuitos no período de fusão e a instabilidade do arco criam oscilações na rede que podem atingir cerca de até 20 variações por minuto Nessas condições observandose o gráfico da Figura 733 podese concluir que o limite percentual de variação de tensão é de 36 V na base de 120 V que corresponde a 3 A Figura 814 mostra a variação do nível de tensão produzida por um forno a arco destacandose o comportamento da envoltória o valor da tensão instantânea Vi e a correspondente tensão eficaz Vef Tabela 87 É interessante observar que as flutuações de tensão produzidas por dois fornos a arco de mesma potência nominal são 18 mais severas do que aquelas verificadas quando somente um forno está em operação Para manter um nível de flutuação de tensão em um sistema de suprimento a dois fornos a arco compatível com o nível de flutuação de tensão quando somente um forno está em operação é suficiente que a reatância do sistema seja reduzida a 83 do sistema anteriormente projetado ou 73 no caso de três fornos Também é certo que a potência equivalente para provocar os mesmos distúrbios que dois ou mais fornos de potência e características nominais iguais pode ser dada pela Equação 84 Nf número de fornos em operação para Nf 2 α 094 e Nf 3 α 090 Pnf potência nominal do forno em kVA Exemplo de aplicação 82 Calcular a potência equivalente de um forno que produzirá os mesmos distúrbios que três fornos de potência unitária igual a 2000 kVA considerando as mesmas características de operação Quando dois ou mais fornos fazem parte de uma instalação podemse desprezar os efeitos provocados pelos fornos cuja potência unitária seja inferior a 75 da potência do maior forno As redes de alimentação de complexos siderúrgicos devem possuir um elevado nível de curtocircuito que minimize os efeitos do flicker A Figura 815 fornece a capacidade do transformador do forno em função do nível de curtocircuito trifásico na barra de conexão do referido transformador para produzir uma queda de tensão especificada em uma rede de 120 V Dessa forma a instalação de um transformador de 3000 kVA conectado a uma barra cujo nível de curtocircuito seja de 300 MVA provocará uma flutuação de tensão de 25 V em um sistema de 120 V correspondente a 208 Quando da elaboração de um projeto de uma instalação siderúrgica é necessário se proceder ao cálculo do nível de flutuação de tensão e se comparar o resultado com valores preestabelecidos que indicam a possibilidade de operação do forno sem causar distúrbios prejudiciais aos consumidores ligados ao sistema supridor da concessionária Podem ser encontradas na prática situações distintas que serão analisadas detidamente 84311 Método da queda de tensão a baixas frequências método inglês Existem vários métodos de cálculo que permitem determinar o nível máximo de flutuação de tensão podendose destacar o método francês da EDF o método alemão FGH o método americano da constante de queda de tensão mútua e finalmente o método inglês ERA que relaciona a queda de tensão à frequência industrial queda esta devida a um curto circuito trifásico franco nas pontas dos eletrodos com as componentes de baixa frequência entre 15 e 30 Hz responsáveis pelo efeito visual do flicker O curtocircuito é considerado admitindose que o transformador do forno esteja conectado na derivação mais desfavorável Mais recentemente a União Internacional de Eletrotermia UIE desenvolveu um medidor de flicker cujo método de avaliação desse fenômeno está consagrado no mercado e recebe a plena confiança dos especialistas A análise do flicker pode ser feita observandose a Figura 814 em que a onda de tensão varia acentuadamente em relação ao tempo Considerandose a envoltória da onda de tensão percebese que sua formação é aleatória e sua frequência é baixa Essa onda de valor eficaz Vef é a responsável pelo efeito do flicker em lâmpadas incandescentes A avaliação do efeito do flicker pode ser feita calculandose o valor médio quadrático das variações de Vi vistas nas curvas da Figura 814 Tomandose a tensão eficaz Vef ao quadrado aproximadamente igual ao valor médio quadrático das flutuações de tensão podese relacionar percentualmente aquele valor com a tensão eficaz da rede de alimentação no ponto de entrega de energia Características básicas dos fornos a arco direto Figura 814 Potência kVA Capacidade t Produção th Consumo kWht 600 07 070 550 1500 30 180 545 3000 70 280 625 5000 100 630 480 7000 200 923 460 10000 350 1448 440 12500 400 1714 435 17500 650 2600 420 20000 800 3000 420 25000 1000 3750 420 31500 1100 4980 440 35000 1200 5330 420 40000 1500 6210 420 A determinação percentual de um valor de Vef que limitasse as condições de operação dos fornos a arco foi feita a partir da medição de flutuação de tensão em várias instalações siderúrgicas Como resultado destas investigações foi elaborado um gráfico que expressa a proporção de tempo durante o qual o valor de Vef tinha sido excedido A curva da Figura 816 mostra como exemplo o resultado de um levantamento de dados que permitiu determinar juntamente com um grupo de consumidores o valor máximo da flutuação de tensão capaz de suscitar um número aceitável de reclamações por parte dos integrantes do referido grupo analisado Variação do nível de tensão produzida por um forno a arco Figura 815 Determinação da capacidade do transformador de forno a arco Nessa curva a abscissa representa os valores de flutuação de tensão percentual e a ordenada as porcentagens de tempo durante o qual os valores de Vef foram excedidos Como resultado prático foi adotado como limite o valor da flutuação de tensão igual a 025 que se passou a denominar padrão de flutuação de tensão Vp Logo o padrão de flutuação de tensão é definido como a variação de tensão provocada pelo forno excedida em apenas 1 do tempo total de seu funcionamento Figura 816 a b c Curva de flutuação de tensão e a percentagem de tempo excedido Sendo a aceitação do nível do flicker um caso subjetivo às medições efetuadas para certa quantidade de instalações existentes o padrão de flutuação de tensão relativo a determinado forno indica a probabilidade de surgirem ou não reclamações durante a operação do mesmo O desenvolvimento do cálculo que permite determinar o valor da flutuação Vp pode ser assim considerado Queda de tensão primária percentual A queda de tensão no ponto de conexão do primário do transformador do forno com o sistema de alimentação pode ser determinada pela Equação 85 Pcf potência de curtocircuito do forno em kVA Pcs potência de curtocircuito do sistema de suprimento no ponto de conexão considerado em kVA O valor de Pcf pode ser tomado considerandose os três eletrodos em curtocircuito franco e o transformador do forno ligado no tape mais desfavorável isto é aquele que resulta na maior corrente de curtocircuito A potência de curtocircuito do forno é fornecida pelo fabricante e em geral está compreendida entre 18 e 25 vezes a potência nominal do forno Fator de severidade É um fator empírico que depende das características de operação do forno Pode ser calculado pela Equação 86 O valor de Ks pode variar entre os limites de 009 e 015 Muitas vezes é atribuído o valor de 015 quando não são conhecidas as características construtivas e de operação do forno Cálculo do padrão de flutuação de tensão Este valor é obtido a partir da combinação das duas equações anteriores O valor de Vp assim obtido referese ao ponto considerado do curtocircuito Pcs O valor de Vp em outros pontos do sistema pode ser determinado utilizandose a relação de impedância Z1 impedância do sistema até o ponto no qual se deseja obter Vp1 Z2 impedância do sistema vista do ponto de instalação do forno O valor de Vp assim obtido está relacionado com a operação de somente um forno a arco O cálculo de Vp quando estão em funcionamento dois ou mais fornos pode ser feito pela Equação 89 Vpr padrão de flutuação de tensão resultante Vp padrão de flutuação de tensão de cada forno considerado Nf número de fornos em operação É importante frisar que os valores do padrão de flutuação de tensão calculados anteriormente Vp e Vpr para determinada instalação siderúrgica que utiliza fornos a arco não deverão ser superiores ao valor limite estabelecido de 025 para sistemas alimentados até a tensão de 138 kV Para tensões superiores o valor de Vp é de 020 O gráfico da Figura 817 permite que se saiba se a operação de um forno a arco irá provocar flutuações de tensão em um nível tolerável ao observador ou ser perceptível mas sem afetar o conforto visual do observador ou ainda simplesmente ser intolerável Esta averiguação pode ser feita conhecendose a reatância do sistema de suprimento expressa na base da potência nominal do forno Também como uma primeira indicação da probabilidade de haver flutuação de tensão em níveis toleráveis ou não no ponto de entrega de energia podemse verificar as seguintes desigualdades Pnf potência nominal do forno Nos cálculos práticos como o transformador do forno está geralmente muito próximo do forno correspondente podemse desprezar as impedâncias dos cabos flexíveis e das barras fixas ligadas ao sistema secundário do referido transformador Muitas vezes fornos antigos devem ser remanejados de uma unidade industrial para outra em geral localizada distante devendo o mesmo ser ligado a um sistema supridor cujo nível de curtocircuito seja menor Neste caso é comum o proprietário não conhecer mais os dados característicos do forno criando uma incógnita para os técnicos que irão calcular as novas condições de operação desta unidade Desta forma devese calcular o valor do curtocircuito máximo em que deve operar o forno ligado nas novas instalações considerando que o mesmo apresenta condições severas de funcionamento em razão de sua própria construção o que pode ser dado pela Equação 810 b Figura 818 c Tensão base Vb 138 kV O valor da corrente base vale Cálculo da impedância reduzida do sistema de suprimento Reatância Vnp 1380 kV Ics 3500 A Indústria siderúrgica Cálculo da impedância do transformador do forno Resistência 84312 Método da UIE A União Internacional de Eletrotermia UIE propôs uma metodologia estatística para avaliação do flicker que vem sendo adotada nos mais diferentes países do mundo com a exceção dos Estados Unidos sendo reconhecida pelas diferentes concessionárias do setor elétrico brasileiro como a forma mais adequada para análise de viabilidade da conexão de fornos a arco nos seus sistemas elétricos Qualquer método de análise de flicker leva em consideração a reação das pessoas quanto ao incômodo visual Assim o analisador de cintilação demodula a tensão em determinado ponto do sistema e por meio da ponderação da tensão modulante pela característica do conjunto lâmpadaolhocérebro indica um valor peculiar de desconforto visual O medidor de flicker ou analisador de cintilação desenvolvido pela UIE que permite quantificar o incômodo visual do efeito de flicker provocado por flutuações de tensões tem como referência uma lâmpada incandescente de 60 W120 V Porém no início das pesquisas a UIE desenvolveu um medidor de flicker com base em uma lâmpada de 60 W230 V O método encontrou restrições de uso nos Estados Unidos Canadá e nos países do Leste da Ásia nos quais se utilizam lâmpadas de 120 V Para atender a essa demanda a UIE desenvolveu novos estudos adaptando a concepção original do método para a lâmpada de 60 W120 V A metodologia desenvolvida pela UIE consiste na classificação dos níveis instantâneos de sensação do flicker obtidos a cada ciclo de 10 minutos pelo medidor de cintilação Esses níveis são expressos em pu no limiar da percepção obtendo se uma curva de frequência cumulativa das sensações de flicker em pu em conformidade com a Figura 820 São utilizados filtros dedicados de acordo com a frequência associados à sensibilidade do olho humano e reação do cérebro A curva de frequência cumulativa é obtida a partir das medições efetuadas pelo medidor de cintilação cujos resultados estão expressos pelo gráfico da Figura 821 para ciclos de 10 minutos e pelo gráfico da Figura 822 para ciclos de 2 horas A partir da curva da Figura 821 obtémse um índice que representa o desconforto visual provocado pelo flicker em um período de 10 minutos medido pelo parâmetro Pst O algoritmo que permite converter a curva de frequência cumulativa no parâmetro Pst foi desenvolvido de modo que o valor de Pst fosse igual a 1 para todos os valores limites de variação de tensão recomendados pelo IEE 5553 O parâmetro Pst indica o nível de severidade do flicker para um período de 10 minutos considerado de curta duração short time e o parâmetro Plt para período de duas horas considerado de longa duração adotados pela UIE e tidos como os mais adequados parâmetros de severidade do flicker o qual propõe valores para níveis de compatibilidade em conformidade com a Tabela 88 Estes valores têm sido questionados em função de várias medições realizadas em diferentes países por serem muito conservadores Há fornos em operação nos Estados Unidos e na Europa operando a um Pst de até 185 e a Plt igual a 135 sem que tenha havido comprometimento na qualidade de serviço capaz de levantar reclamação dos consumidores potencialmente afetados Há especialistas que sugerem valores de Pst e Plt respectivamente iguais a 250 e 22 Pelo que o autor conhece no mundo há poucas siderúrgicas operando nos limites dos valores da UIE É necessário que os estudos desses limites sejam aprofundados no Brasil para se evitar que empreendimentos siderúrgicos sejam penalizados desnecessariamente com elevados níveis de investimentos para atender um requisito considerado extremamente conservador A severidade do flicker é função da taxa de repetição da perturbação da tensão da amplitude do valor da tensão e da forma de onda Existem na literatura diferentes indicações para os parâmetros de Pst e Plt em função da probabilidade de serem excedidos Assim por exemplo o Pst99 significa o valor de Pst que tem a probabilidade de 1 de ser excedido em determinado período de medição no caso de 10 minutos ou 2 horas no caso do Plt Figura 820 Figura 821 Curva de frequência cumulativa Curva analítica do parâmetro Pst 99 para ciclo de 10 minutos O cálculo do Pst é determinado pela Equação 811 correspondente a cada ciclo de 10 minutos considerando os valores P01 P10 P3 P10 e P50 obtidos da curva de frequência cumulativa da Figura 821 e que consistem nos níveis que foram excedidos respectivamente de 01 1 3 10 e 50 do tempo de medição Já o valor de Plt é obtido da Equação 812 Tabela 88 A avaliação do flicker em uma instalação industrial é simples e bastante prática Utilizandose um medidor de cintilação conectado geralmente no QGF da subestação procedese à medição dos valores de Pst indicados no aparelho ao mesmo tempo em que se percebe a variação do fluxo luminoso emitido por uma lâmpada padrão de 60 W 240 V Os valores mostrados na Tabela 89 exemplificam o resultado de uma medição Para se determinar o valor do Pst em um dado ponto do sistema elétrico ou mais especificamente no Ponto de Acoplamento Comum PAC podese utilizar a Equação 813 Pcs potência de curtocircuito do sistema Pcf potência de curtocircuito do forno Kst coeficiente de emissão característico que varia de 48 a 85 e depende do tipo de forno De acordo com a literatura o valor mais adequado é 60 para fornos a arco de corrente alternada Para se determinar o valor do Plt nas mesmas condições anteriores devese aplicar a Equação 814 Klt coeficiente de emissão característico do forno que varia de 35 a 50 Os valores de Kst e Klt dependem do tipo de forno do tipo de carregamento e do método de operação Apesar de a UIE estabelecer os valores de Pst e Plt dados na Tabela 88 e que não são excedidos para 99 do tempo de observação os especialistas costumam trabalhar também com valores de Pst e Plt tomados a 95 do tempo de observação e utilizam tais valores para complementar os critérios de avaliação do flicker Valores de Pst e Plt propostos pela UIE Parâmetro pu Fusão nominal 69 kV 69 kV Pst 100 079 Plt 074 058 Considerando que sejam adotadas medidas corretivas de atenuação do nível de flicker por meio da aplicação de quaisquer um dos métodos indicados na Seção 8432 ou por meio do coeficiente de transferência entre alta tensão e média tensão a Equação 813 pode ser complementada e transformada na Equação 815 Figura 822 Tabela 89 Curva analítica do parâmetro Plt 99 para ciclo de duas horas Kcomp fator de redução por compensação Katbt coeficiente de transferência entre AT e BT Este valor pode variar entre 06 e 080 Medição da severidade do flicker Percepção de cintilação Pst medido Sim 112 Não 087 Não 092 Não 098 Sim 110 Sim 150 Não 100 Ainda de acordo com os especialistas a aplicação desses coeficientes permite que se admitam valores superiores àqueles estabelecidos na Tabela 88 conforme já foi comentado anteriormente Atualmente existe uma tendência mundial para a utilização de fornos a arco de corrente contínua em substituição aos fornos a arco de corrente alternada Os fornos CC estão sendo empregados mais recentemente e existem no mundo poucas Figura 823 unidades em operação comparativamente aos fornos a arco CA Sua grande vantagem é redução do consumo dos eletrodos aumento da vida útil do refratário aumento da eficiência do processo redução do consumo de energia elétrica por tonelada de produto atenuação do nível de flicker Muitos projetos podem ser viabilizados em certas regiões nas quais o nível de curtocircuito é baixo simplesmente trocando o forno a arco de CA por CC Estudos realizados mostram que os fornos a arco CC podem necessitar operar com a metade do nível de curtocircuito exigido pelos fornos CA Porém especialistas conservadores apontam para algo em torno de 75 A Figura 823 mostra a correlação que existe entre os valores de Kst e o valor de Pst para diferentes relações de 8432 Correção da flutuação de tensão A correção da flutuação de tensão provocada pela instalação de um forno a arco exige que sejam adotadas algumas medidas que normalmente envolvem uma soma apreciável de recursos aumentar a potência de curtocircuito do sistema de suprimento do forno Correlação entre Kst e Pst para diferentes valores de dispor de alimentadores exclusivos para suprimento do forno instalar reator série instalar compensador série instalar compensador síncrono instalar reator série e compensador síncrono instalar compensador estático Nem sempre é possível executar economicamente a primeira medida pois ela envolve em geral investimentos volumosos por parte da concessionária A segunda medida pode ser adotada com menos recursos e estar limitada à melhoria das condições de fornecimento aos consumidores que poderiam estar ligados ao mesmo alimentador do forno As demais medidas são aquelas geralmente adotadas nos estudos de suprimento de fornos a arco e que serão objeto de estudo sumário 84321 Instalação de reator série A aplicação de reatores série tem sido o sistema mais utilizado pelos complexos siderúrgicos de pequeno e médio portes para atenuar as flutuações de tensão provocadas pela operação dos fornos a arco Este sistema consiste em utilizar um reator representado por uma reatância Xr ligada em série com o circuito de alimentação do forno A Figura 824 ilustra o esquema elétrico simplificado de uma usina siderúrgica e a Figura 825 mostra as impedâncias envolvidas O reator série ajuda estabilizar o arco e permite que se opere o forno com arcos longos reduzindo em consequência o desgaste dos eletrodos Na realidade a inserção do reator limita consideravelmente a potência de curtocircuito do forno resultando em menor queda de tensão no alimentador de suprimento Medições apontaram que o reator série pode reduzir o efeito do flicker em cerca de 20 O reator pode ser constituído de vários tapes cada um deles correspondente a uma reatância inserida de acordo com as necessidades de limitação da corrente de curtocircuito do forno O valor da reatância do reator pode ser dado pela Equação 816 Vr tensão de alimentação do reator em V Icf corrente de curtocircuito do forno considerando os eletrodos tocando diretamente a carga em A Icfr corrente de curtocircuito do forno com o reator inserido que corresponde ao valor desejado para permitir a queda de tensão prevista na barra em estudo em A O valor da indutância da bobina do reator pode ser calculado pela Equação 817 O valor da queda de tensão percentual na bobina do reator pode ser calculado pela Equação 818 Inf corrente nominal do forno em A A potência nominal do reator pode ser calculada pela Equação 819 Xr reatância do reator em Ω d Figura 825 Figura 826 Cálculo da queda de tensão no reator De acordo com a Equação 819 temse Diagrama de impedância Compensação com banco de capacitores série Figura 828 f g Compensação com compensador síncrono Cálculo da potência total do banco de capacitores Cálculo do valor do Pst Logo será instalado um capacitor trifásico de 50 kVAr em série com o sistema de alimentação do forno conforme mostra a Figura 827 84323 Instalação de compensador síncrono A instalação de um compensador síncrono rotativo como solução para atenuar as flutuações de tensão se prende ao fato de que as quedas de tensão produzidas na rede pela operação do forno a arco são consequência das oscilações de corrente reativa absorvida pelo referido forno e que nessas condições o compensador síncrono fornece uma parcela da potência reativa enquanto a rede de suprimento fornece a parcela restante do total dos reativos absorvidos pelo forno A resposta do compensador síncrono às flutuações de tensão é considerada no regime de operação transitória da máquina rotativa Desta forma no diagrama de impedâncias o valor considerado para representar o compensador síncrono é o da reatância transitória que pode ser tomado como um valor médio aceitável igual a 05 pu na base da potência nominal da máquina A potência nominal do compensador síncrono é baseada na máxima potência reativa que o mesmo pode fornecer à barra do forno Esta potência reativa é estimada de 5 a 10 superior à potência reativa absorvida pelo forno isto é d Figura 831 Cálculo da reatância do compensador síncrono Pode ser calculada de acordo com o procedimento seguinte Considerandose a potência nominal do transformador do compensador síncrono também igual a 1500 kVA com uma impedância percentual de 5 nas bases Pb e Vb temse Xtc1 Xcsi Xts 0067 Xcsi 0050 Xcsi 0017 pu nas bases de 1500 kVA e 1380 kV Logo a reatância transitória do compensador síncrono nas bases de sua potência e tensão nominais vale Esta solução como se pode observar é de custo muito elevado devido à grandeza dos equipamentos envolvidos e de resultado operacional limitado Diagrama de impedância 84324 Instalação de reator série e compensador síncrono na barra Este sistema funciona introduzindose uma reatância indutiva Xr em série com o circuito de alimentação do forno Tem a propriedade de desviar os picos de corrente reativa para o compensador síncrono que por sua vez fornece à barra à qual está ligado a corrente reativa necessária no momento em que a tensão tende a diminuir de valor O compensador é superexcitado por um sistema automático de regulação A Figura 830 ilustra a ligação deste sistema de correção de flicker enquanto a Figura 831 mostra as reatâncias envolvidas no circuito correspondente A potência máxima reativa que deve ter o compensador síncrono pode ser calculada pela Equação 824 Prf potência reativa média do forno em kVAr Pra potência reativa do sistema de alimentação em kVAr Prrs potência reativa do reator série em kVAr Alternativamente ao esquema da Figura 830 podese empregar o esquema da Figura 832 em que o reator é aplicado no circuito secundário A Figura 833 representa o respectivo diagrama de impedâncias do sistema considerado Neste esquema o reator é alimentado por uma tensão variável em função da mudança dos tapes do transformador do forno Na realidade dáse preferência ao esquema da Figura 830 Na Equação 824 desprezouse o valor da potência reativa do transformador do compensador síncrono A queda de tensão no sistema provido das correções previstas na Figura 830 pode ser determinada a partir da Equação 825 ΔV queda de tensão percentual do sistema compensado Xus reatância do sistema de alimentação do forno em pu Xtf reatância do forno e do transformador do forno em pu Xr reatância do reator do forno em pu Xtc reatância do compensador síncrono mais a do seu transformador em pu O reator série juntamente com o compensador síncrono rotativo é um sistema eletromecânico eficiente na correção da flutuação de tensão para a operação de pequenos e médios fornos a arco O dimensionamento econômico deste sistema implica especificar adequadamente o reator com uma reatância elevada reduzindose consequentemente as dimensões do compensador síncrono pois este é um equipamento de preço de aquisição e custo de instalação elevado Adicionalmente a esses procedimentos a possibilidade de elevação da potência de curtocircuito do sistema de suprimento acarretaria um dimensionamento mais modesto tanto do reator como do compensador síncrono Na maioria dos casos porém o aumento da potência de curtocircuito do sistema resultaria em investimentos elevados e quase sempre de difícil solução no curto e médio prazo Cabe observar que em média o compensador síncrono não fornece potência ativa ao sistema Quando o forno solicita maior potência ativa por um rápido intervalo de tempo o compensador reage fornecendo esta potência à custa de sua inércia resultando em um defasamento angular entre o rotor e o campo estatórico Logo em seguida a máquina adquire sua estabilidade Exemplo de aplicação 89 Considerar a instalação do forno a arco em conformidade com a Figura 830 em que são conhecidos os seguintes dados potência nominal do forno 3000 kVA potência de curtocircuito do forno 6000 kVA fator de severidade 012 tensão secundária máxima 360 V potência nominal do transformador do forno 3000 kVA impedância percentual do transformador do forno 12 perdas no cobre do transformador 27000 W corrente de curtocircuito no ponto de entrega de energia 6 kA tensão primária de fornecimento 138 kV tensão nominal do compensador síncrono 2200 V impedância do transformador do compensador síncrono 5 nas bases Pb eVb impedância do compensador síncrono 15 nas bases Pb e Vb a Figura 832 b impedância própria do forno 2 nas bases Pb e Vb Escolha dos valores de base Potência base Pb 3000 kVA Tensão base Vb 1380 kV Logo a corrente e a impedância de base valem Compensação com reator série no secundário e compensador síncrono Cálculo da impedância reduzida do sistema Resistência Rus 0 Reatância Pnc 105 Prs 105 2992 3141 kVA Na prática adotase um compensador síncrono de Pnc 3000 kVA A reatância transitória do compensador síncrono calculada nos seus valores de tensão e corrente nominais vale Devese alertar para o fato de que existem programas computadorizados que fornecem as reatâncias do compensador síncrono e do reator de compensação do forno de modo otimizado em função de um compromisso técnicoeconômico 84325 Instalação de compensador estático Modernamente com o avanço da tecnologia na área da eletrônica de potência os compensadores estáticos têm sido preferidos na correção da flutuação de tensão devido à operação de fornos a arco substituindo os compensadores síncronos rotativos interligados a reatores série São fabricados comercialmente cinco tipos básicos de compensadores estáticos reator saturado reator comandado por tiristores reator chaveado por tiristores reator transdutor capacitores controlados por tiristores O primeiro tipo de compensador estático funciona mantendo constante a potência reativa necessária à operação do forno Um aumento da potência reativa por parte do forno resultará em uma resposta rápida do reator saturado fornecendo ao sistema a potência reativa demandada naquele exato momento obedecendo desta maneira às propriedades naturais de ferro saturado O reator comandado por tiristores funciona colocandose um conjunto de válvulas tiristores em série com o reator linear isto é reator não saturado Por meio de uma série de sinais de controle a tensão é variada de modo a permitir uma corrente de valor adequado ao circuito do forno O reator chaveado por tiristores é constituído de um conjunto de indutores ligados ao sistema de uma maneira ordenada por válvulas tiristores O reator a transdutor consiste em um banco de capacitores fixo e em um reator linear variável chamado de transdutor cuja reatância é controlada por um sistema de regulação que age diretamente sobre um retificador o qual é responsável pelo suprimento de corrente contínua de controle e que resulta na manutenção de uma potência reativa constante no circuito de alimentação do forno A Figura 834 mostra esquematicamente esse tipo de sistema de controle de flicker Quanto ao sistema de capacitores controlados por tiristores consiste no comando de vários grupos de capacitores por meio de válvulas tiristores dimensionadas adequadamente em função da variação da máxima potência reativa solicitada pelo sistema de suprimento do forno A tendência atual é a utilização de compensadores estáticos para correção de flicker em substituição às máquinas rotativas até então empregadas O dimensionamento desse sistema foge ao escopo deste livro O compensador estático de forma geral atenua o nível de flicker de acordo com a Equação 826 Pce potência do compensador estático em kVAr Pnf potência nominal do forno em kVA Assim um compensador estático de 3000 kVAr instalado na barra de conexão de um forno a arco de 5000 kVA atenua o nível de flicker em 45 Figura 834 Correção de flicker por meio de reator transdutor 91 Introdução O dimensionamento e a especificação corretos de materiais equipamentos e dispositivos constituem fatores determinantes no desempenho de uma instalação elétrica industrial Materiais e equipamentos não especificados adequadamente podem acarretar sérios riscos à instalação bem como comprometêla sob o ponto de vista da confiabilidade além é claro dos prejuízos de ordem financeira com a paralisação temporária de alguns setores de produção O que se pretende neste capítulo é fornecer ao projetista os elementos mínimos necessários para a especificação de vários materiais e equipamentos empregados mais comumente nas instalações elétricas industriais assim como descrevê los de modo sumário de tal sorte que seja facilitada a elaboração correta da relação de material para a obra Não se pretende jamais fornecer detalhes da especificação técnica do equipamento É uma tarefa desenvolvida por empresas concessionárias de energia e por escritórios de projeto O estudo dos materiais e equipamentos abordados neste capítulo é sucinto Se o leitor deseja conhecer com maior profundidade o assunto pode consultar o livro do autor Manual de Equipamentos Elétricos LTC 2013 que estuda com detalhes os equipamentos empregados nos sistemas de média e altatensão 92 Elementos necessários para especificar Para elaborar uma especificação de material e equipamento é necessário conhecer os dados elétricos em cada ponto da instalação bem como as características do sistema De modo geral as grandezas mínimas que caracterizam determinado equipamento ou material podem ser assim resumidas Tensão nominal Corrente nominal Frequência nominal Potência nominal Tensão suportável de impulso Capacidade de corrente simétrica e assimétrica de curtocircuito As outras grandezas elétricas eou mecânicas fundamentais e particulares a cada tipo de equipamento serão mencionadas nos itens pertinentes 93 Materiais e equipamentos Para melhor entendimento da especificação técnica foi elaborado um diagrama unifilar mostrado na Figura 91 referente a uma instalação elétrica industrial contendo os principais materiais equipamentos e dispositivos que devem ser especificados sumariamente em função das características de cada ponto do sistema em que estão localizados a b c d e f As características do sistema são Tensão nominal primária 1380 kV Tensão nominal secundária 380 V Tensão de fornecimento 1380 kV Potência simétrica de curtocircuito no ponto de entrega ponto A 250 MVA Tensão suportável de impulso 95 kV Tensão máxima de operação entre fase e terra 12 kV Capacidade de transformação 2 750 kVA Corrente de curtocircuito simétrica no ponto B 40 kA Corrente de curtocircuito simétrica no ponto C 20 kA Motores M1 50 cv 380 VIV polos do tipo rotor em curtocircuito M2 75 cv 380 VIV polos do tipo rotor em curtocircuito M3 100 cv 380 VIV polos do tipo rotor em curtocircuito M4 125 cv 380 VIV polos do tipo rotor em curtocircuito M5 200 cv 380 VIV polos do tipo rotor em curtocircuito Cargas Iluminação 100 kVA Outras cargas 730 kVA O diagrama unifilar da Figura 91 é característico de uma instalação elétrica industrial com entrada de serviço subterrânea Estão mostrados apenas os principais elementos de uso mais comum em uma planta industrial cujo conhecimento é de importância relevante para a difícil tarefa de projetar e especificar É necessário observar que cada elemento especificado está identificado no diagrama unifilar por um número colocado nos subtítulos entre parênteses Devese também alertar para o fato de que todos os materiais e equipamentos especificados sumariamente neste capítulo devem satisfazer no todo as normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT e na falta destas as da International Electrotechnical Commission IEC 931 Pararaios de distribuição a resistor não linear 1 É um equipamento destinado à proteção de sobretensão provocada por descargas atmosféricas ou por chaveamento na rede São as seguintes as características fundamentais de um pararaios definidas pela ABNT Tensão nominal É a máxima tensão eficaz de frequência nominal aplicável entre os terminais do pararaios e na qual este deve operar corretamente Frequência nominal É a frequência utilizada no projeto do pararaios a qual deve coincidir com a frequência da rede a que será ligado Corrente de descarga nominal É o valor de crista da corrente de descarga com forma de onda de 820 μs utilizado para classificar um pararaios É também a corrente de descarga para iniciar a corrente subsequente no ensaio de ciclo de operação Corrente subsequente É a corrente fornecida pelo sistema que percorre o pararaios depois da passagem da corrente de descarga Tensão disruptiva de impulso atmosférico É o maior valor da tensão atingida antes do centelhamento do pararaios quando uma tensão de impulso atmosférico de forma de onda e polaridade dadas é aplicada entre os terminais do pararaios Tensão disruptiva à frequência industrial g h É o valor eficaz da tensão de ensaio de frequência industrial que aplicado aos terminais do pararaios causa centelhamento dos centelhadores série Tensão disruptiva de impulso normalizada É o menor valor de crista de uma tensão de impulso normalizada que aplicado a um pararaios provoca centelhamento em todas as aplicações Tensão residual É a tensão que aparece entre os terminais de um pararaios durante a passagem da corrente de descarga Basicamente os pararaios são constituídos de Corpo de porcelana Constituído de porcelana de alta resistência mecânica e dielétrica no qual estão alojados os principais elementos ativos do pararaios Resistores não lineares São blocos cerâmicos feitos de material refratário química e eletricamente estável Esse material é capaz de conduzir altas correntes de descarga com baixas tensões residuais Entretanto o resistor não linear oferece uma alta impedância à corrente subsequente São formados de carboneto de silício que apresenta um coeficiente de temperatura negativo isto é sua condutibilidade aumenta com a temperatura Atualmente os resistores são em sua maioria fabricados com óxido de zinco Desligador automático É composto de um elemento resistivo colocado em série com uma cápsula explosiva protegida por um corpo de baquelite Sua função é desconectar o cabo de aterramento do pararaios quando este é percorrido por uma corrente de alta intensidade capaz de provocar sua explosão Isto ocorre em geral quando o pararaios está defeituoso como por exemplo a perda de vedação O desligador automático é projetado para não operar com a corrente de descarga e a corrente subsequente Também serve como indicador de defeito do pararaios Centelhador série É constituído de um ou mais espaçamentos entre eletrodos dispostos em série com os resistores não lineares cuja finalidade é assegurar sob quaisquer condições uma característica de disrupção regular com uma rápida extinção da corrente subsequente Figura 91 Diagrama unifilar Protetor contra sobrepressão É um dispositivo destinado a aliviar a pressão interna devida a falhas ocasionais do pararaios cuja ação permite o escape dos gases antes que haja rompimento da porcelana A Figura 92 mostra um pararaios indicando seus principais elementos Já a Figura 93 mostra um pararaios montado em cruzeta indicando os elementos usados na montagem e conexão A Figura 94 apresenta graficamente as variações de corrente e tensão durante a operação de um pararaios à resistência não linear Uma característica particularmente interessante de ser conhecida para se especificar corretamente um pararaios é o tipo de aterramento do neutro do transformador de força da subestação de distribuição da concessionária o que caracterizará a tensão máxima de operação do sistema Dependendo da configuração do sistema distribuidor o Figura 92 transformador pode estar conectado em estrela não aterrada ou triângulo sistema a três fios ou em estrela aterrada efetivamente ou com impedância inserida sistema a três fios ou ainda em estrela aterrada e neutro multiaterrado sistema a quatro fios Para cada tipo de configuração é necessário que se especifique adequadamente o pararaios A Tabela 91 fornece os elementos de orientação para a seleção dos pararaios em função da tensão máxima de operação do sistema enquanto a Tabela 92 indica suas principais características elétricas 9311 Especificação sumária Na especificação de um pararaios é necessário que se indiquem no mínimo os seguintes elementos Tensão nominal eficaz em kV Frequência nominal Máxima tensão disruptiva de impulso sob frente de onda em kV Máxima tensão residual de descarga com onda de 8 20 μs em kV Máxima tensão disruptiva à frequência industrial em kV Parte interna de um pararaios a resistor não linear Corrente de descarga em A Tipo distribuição ou estação Com base no diagrama unifilar da Figura 91 temse Pararaios do tipo distribuição a resistor não linear com desligador automático tensão nominal de 12 kV corrente de descarga nominal de 5000 A máxima tensão disruptiva a impulso atmosférico de 70 kV máxima tensão residual de descarga de 54 kV e máxima tensão disruptiva à frequência industrial de 18 kV 932 Chave fusível indicadora unipolar 2 É um equipamento destinado à proteção de sobrecorrente de rede desde o ponto de entrega de energia até o disjuntor geral da subestação Seu elemento fusível denominado elo fusível deve coordenar com os outros elementos de proteção do sistema da concessionária local Caso contrário a chave fusível deve ser substituída por uma chave seccionadora É constituída na versão mais comum de um corpo de porcelana com dimensões adequadas à tensão de isolamento e à tensão suportável de impulso no qual está articulado um tubo normalmente fabricado em fenolite ou fibra de vidro que Figura 94 Figura 95 Tabela 92 39 39 4700 Atuação de um pararaios Chave fusível indicadora unipolar Características elétricas dos pararaios com centelhador Figura 96 Figura 97 Elementos de uma mufla terminal primária Vista externa de uma mufla terminal unipolar De acordo com o diagrama unifilar da Figura 91 podese assim designar o terminal primário ali indicado Mufla terminal primário unipolar uso externo do tipo composto elastomérico para cabo isolado de 35 mm2 com isolamento XLPE tensão nominal de 15 kV corrente nominal de 100 A tensão suportável de impulso de 95 kV fornecida com kit completo 934 Cabo de energia isolado para 15 kV 4 Atualmente os cabos primários isolados mais comumente utilizados em instalações elétricas industriais são os de cobre com isolação à base de PVC de polietileno reticulado ou ainda os de borracha etilenopropileno Figura 98 Figura 99 Terminal termocontrátil unipolar Os cabos isolados da classe de tensão de 15 kV são constituídos de um condutor metálico revestido de uma camada de fita semicondutora por cima da qual é aplicada a isolação Uma segunda camada de fita semicondutora é aplicada sob a blindagem metálica que pode ser composta de uma fita ou de fios elementares Finalmente o cabo é provido de uma capa externa de borracha normalmente o PVC A primeira fita semicondutora é responsável pela uniformização do campo elétrico radial e transversal distorcido pela irregularidade da superfície externa do condutor A segunda fita semicondutora tem a finalidade de corrigir o campo elétrico sobre a superfície da isolação devido às irregularidades da blindagem metálica sobreposta a esta isolação A blindagem metálica tem a função de garantir o escoamento das correntes de defeito para a terra Já a capa externa do cabo tem a função de agregar a blindagem metálica e dotar o cabo de uma proteção mecânica adequada principalmente durante o puxamento no interior de dutos A Figura 99 mostra a seção transversal de um cabo classe 15 kV isolado com XLPE O esforço provocado pelo campo elétrico se distribui na camada isolante de forma exponencial decrescente atingindo o máximo na superfície interna da isolação e o mínimo na superfície externa da mesma Para que haja uniformidade do campo elétrico a camada isolante deve estar livre de impurezas ou bolhas pois caso contrário estas estariam funcionando em série com a isolação Considerando que a rigidez dielétrica do vazio nunca é superior a 1 kVmm e que o gradiente da borracha XLPE por exemplo está situado entre 3 e 4 kVmm podese concluir que qualquer vazio ou impureza interior ao isolamento fica sujeita a solicitações superiores à rigidez dielétrica Como a tensão a que está submetido o cabo é alternada a bolha fica submetida a duas descargas por ciclo o que corresponde a um bombardeio de elétrons nas paredes do vazio desenvolvendose certa quantidade de calor e consequentemente provocando efeitos danosos à isolação cujo resultado é uma falha inevitável para a terra A Figura 910 apresenta graficamente a solicitação que uma bolha provoca à isolação de um condutor Bolha de ar em dielétrico sólido Figura 910 Cabo de energia isolado para 15 kV 9341 Especificação sumária A especificação de um condutor requer a indicação mínima dos seguintes parâmetros Seção quadrática em mm2 Tipo do condutor cobre ou alumínio Blindagem metálica em mm2 Tipo de isolação polietileno reticulado XLPE ou etilenopropileno EPR ou ainda o cloreto de polivinila PVC Tensão nominal da isolação em kV Tensão suportável de impulso em kV A norma brasileira NBR 6251 identifica as tensões de isolamento por meio de dois valores V0V1 O primeiro valor identifica a tensão eficaz entre condutor e terra ou blindagem enquanto o segundo permite determinar a tensão eficaz entre fases dos condutores por exemplo 8715 kV A mesma norma classifica os sistemas elétricos em duas categorias definidas segundo a possibilidade de uma falta faseterra A categoria 1 compreende os sistemas previstos para operarem durante um curto intervalo de tempo em condições de falta para a terra em geral não superior a uma hora A categoria 2 abrange os sistemas não classificados na categoria 1 isto é sistema com neutro isolado e que suporta condições de falta para a terra em um tempo de oito horas Logo a isolação dos condutores deve ser escolhida em função dessas características dos sistemas Para sistemas com neutro efetivamente aterrado a isolação dos condutores deve ser escolhida para a categoria 1 a não ser que seja esperada uma elevada frequência de operação dessa rede com defeito à terra Outro fator importante no dimensionamento do cabo é a blindagem metálica responsável pela condução da corrente de curtocircuito fase e terra quando ocorre um defeito na isolação Seu valor é calculado considerando o tempo de atuação da proteção para a corrente de defeito monopolar Quando não é especificado o valor da corrente de defeito o fabricante fornece o cabo com a seção da blindagem metálica no valor de 6 mm2 mínimo indicado pela norma brasileira Considerando a carga do diagrama da Figura 91 o cabo pode ser assim descrito Cabo isolado para 8715 kV em cloreto de polivinila PVC condutor de cobre seção transversal de 25 mm2 blindagem metálica de 6 mm2 935 Transformador de corrente 5 Os transformadores de corrente TC estão divididos em dois tipos fundamentais transformadores de corrente para serviço de medição e transformadores de corrente para serviço de proteção O transformador de corrente é um equipamento capaz de reduzir a corrente que circula no seu primário para um valor inferior no secundário compatível com o instrumento registrador de medição medidores Os transformadores de corrente são constituídos de um enrolamento primário feito normalmente de poucas espiras de cobre um núcleo de ferro e um enrolamento secundário para a corrente nominal padronizada normalmente de 5 A Figura 911 a b A Figura 911 mostra um transformador de corrente com isolação de resina epóxi na qual estão identificadas suas principais partes componentes O valor da corrente secundária do TC varia segundo a corrente circulante no primário Assim um transformador de corrente de 1005 A inserido em um circuito com corrente de 80 A fornece uma corrente secundária de Cuidados devem ser tomados para não deixar em aberto os terminais secundários dos transformadores de corrente quando da desconexão dos equipamentos de medida a eles ligados pois do contrário surgirão tensões elevadas devido ao fato de não haver o efeito desmagnetizante no secundário tomando a corrente de excitação o valor da corrente primária e originando um fluxo muito intenso no núcleo provocando elevadas perdas no ferro Isto poderá danificar a isolação do TC e levar perigo à vida das pessoas Podese acrescentar também que ao se retirar a carga do secundário do TC a impedância secundária passa a ter valor igual a Para manter a igualdade da Equação 92 isto é Vns Znt Ims é necessário Vns crescer indefinidamente o que não ocorre porque o fluxo no ferro é limitado pela sua relutância magnética A Figura 912 mostra esquematicamente um TC ligado a um amperímetro detalhando a chave C que permite curtocircuitar os terminais secundários do equipamento quando da retirada do aparelho Transformador de corrente TC Os TCs podem ser classificados nos seguintes tipos de acordo com a disposição do enrolamento primário e a construção do núcleo TC do tipo barra É aquele em que o primário é constituído por uma barra fixada através do núcleo conforme mostrado na Figura 913 TC do tipo enrolado É aquele em que o enrolamento primário é constituído de uma ou mais espiras envolvendo o núcleo conforme se vê na Figura 914 Figura 912 c d e Figura 913 Chave do secundário do TC TC do tipo janela É aquele constituído de uma abertura através do núcleo por onde passa o condutor fazendo a vez do enrolamento primário conforme se observa na Figura 915 TC do tipo bucha É aquele cujas características são semelhantes ao TC do tipo barra porém sua instalação é feita na bucha dos equipamentos transformadores disjuntores etc que funciona como enrolamento primário A Figura 916 caracteriza esse tipo de TC TC do tipo núcleo dividido É aquele cujas características são semelhantes ao TC do tipo janela em que o núcleo pode ser separado para permitir envolver um condutor que funciona como o enrolamento primário conforme está mostrado na Figura 917 TC do tipo barra Figura 914 Figura 915 Figura 916 TC do tipo enrolado TC do tipo janela TC do tipo bucha Figura 917 a b Tabela 93 TC do tipo núcleo dividido 9351 Transformadores de corrente para serviço de medição Os transformadores de corrente para serviço de medição devem ser projetados para assegurar a proteção aos aparelhos a que estão ligados amperímetros medidores de energia kWh kVArh etc Durante a ocorrência de um curtocircuito é necessário que a corrente no secundário do TC não aumente na mesma proporção da corrente primária Por efeito de saturação do núcleo magnético a corrente secundária é limitada a valores que não danifiquem os aparelhos normalmente quatro vezes a corrente nominal Os transformadores de corrente para medição apresentam as seguintes características Corrente secundária nominal Normalmente a corrente nominal secundária dos TCs é de 5 A Também são construídos TCs com corrente nominal igual a 1 A destinados a aferição de medidores ou quando se deseja obter no circuito secundário uma pequena queda de tensão notadamente em circuitos de grande comprimento Corrente primária nominal É aquela para a qual o TC foi projetado Na especificação de um TC devese escolher a corrente primária nominal próxima do valor da corrente de carga máxima do circuito As correntes nominais padronizadas pela norma estão baseadas na Tabela 93 Correntes nominais primárias dos TCs Corrente primária RTC Corrente primária RTC 5 11 300 601 10 21 400 801 15 31 500 1001 20 41 600 1201 25 51 800 1601 30 61 1000 2001 40 81 1200 2401 50 101 1500 3001 60 121 2000 4001 c d e f Figura 918 75 151 2500 5001 100 201 3000 6001 125 251 4000 8001 150 301 5000 10001 200 401 6000 12001 250 501 8000 16001 Carga nominal É aquela que deve suportar nominalmente o enrolamento secundário do TC e na qual estão baseadas as prescrições de sua exatidão Classe de exatidão É o valor percentual máximo de erro que o TC pode apresentar na indicação de um aparelho de medição em condições especificadas em norma Os TCs são fabricados com as seguintes classes de exatidão 02030612 Os TCs de medição para faturamento devem ter classe de exatidão 03 enquanto os TCs destinados por exemplo à medição para fins de determinação dos custos com energia elétrica em certos setores de carga elevada de uma indústria podem ter classe de exatidão 06 Já os TCs para uso em instrumentos de indicação de medidas como por exemplo amperímetros podem ter classe de exatidão 12 Fator térmico É o fator pelo qual se deve multiplicar a corrente nominal primária do TC a fim de se obter uma corrente secundária capaz de ser conduzida permanentemente sem que os limites de elevação de temperatura especificados por norma sejam excedidos e que sejam mantidos os limites de sua classe de exatidão Corrente térmica nominal Conhecida também como corrente de curta duração é a corrente máxima que pode circular no primário do TC estando o secundário em curtocircuito durante o período de um segundo sem que seja excedida a elevação de temperatura especificada por norma Representação da polaridade de um TC g h a b Corrente dinâmica nominal É a corrente máxima valor de crista que pode circular no primário do TC estando o secundário em curtocircuito durante o período do primeiro ciclo sem que disso resulte danos eletromecânicos Polaridade Para os TCs que alimentam aparelhos de medida de energia é de extrema importância o conhecimento da polaridade devido à necessidade da ligação correta das bobinas desses instrumentos Dizse que um TC tem polaridade subtrativa se a corrente que circula no primário do terminal P1 para P2 corresponde a uma corrente secundária circulando no instrumento de medida do terminal S1 para S2 conforme está mostrado na Figura 918 Normalmente os TCs têm os terminais dos enrolamentos primário e secundário de mesma polaridade postos em correspondência conforme pode ser observado na Figura 911 Se para uma corrente Ip circulando no primário de P1 para P2 corresponder uma corrente secundária no sentido inverso ao indicado na Figura 918 dizse que o TC tem polaridade aditiva 9352 Transformadores de corrente para serviço de proteção São equipamentos a que devem ser conectados os relés do tipo ação indireta ou simplesmente relés secundários A seguir serão descritas as principais características dos TCs de proteção 93521 Classe Os transformadores de corrente ou simplesmente TCs destinados a serviço de relés dividemse em duas classes TCs de classe B São aqueles cujo enrolamento secundário apresenta uma reatância que pode ser desprezada Nesta classe estão enquadrados os TCs com núcleo toroidal ou simplesmente TCs de bucha TCs de classe A São aqueles cujo enrolamento secundário apresenta reatância que não pode ser desprezada Nesta classe estão todos os TCs que não se enquadram na classe B 93522 Fator de sobrecorrente É um fator que expressa a relação entre a máxima corrente com a qual o TC mantém sua classe de exatidão nominal e sua corrente nominal A Tabela 94 fornece as principais características dos TCs normalizados pela ABNT A Equação 91 determina o valor da corrente mínima que deve ter o primário do TC relativamente à corrente de curtocircuito simétrica valor eficaz Inp corrente nominal primária do TC em A Ics corrente de curtocircuito simétrica de valor eficaz em A Fs fator de sobrecorrente É preciso lembrar que os TCs para proteção somente devem entrar em saturação para valores de elevada indução magnética o que corresponde a uma corrente de 20 vezes a corrente nominal primária conforme a NBR 5364 Transformadores de corrente Especificação Devese observar então que para que a proteção atue dentro dos requisitos predeterminados a corrente secundária do TC deve corresponder exatamente por meio da relação de transformação ao valor da corrente que circula no seu primário até o limite especificado de 20 vezes a corrente nominal Caso não seja obedecida esta prescrição o TC entrará em saturação modificando a resposta da proteção 93523 Classe de exatidão Os TCs para serviço de relés devem ser enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão Tabela 94 Classe 5 com erro percentual de 5 Classe 10 com erro percentual de 10 Dizse que um TC está dentro de sua classe de exatidão nominal quando por exemplo o erro percentual não for superior a 5 para a classe de exatidão 5 desde a sua corrente nominal até uma corrente dada pelo produto da corrente nominal pelo fator de sobrecorrente 93524 Carga admissível É a carga máxima admitida no secundário do TC sem que o erro percentual ultrapasse o valor especificado para a sua classe de exatidão Seu valor é dado pela Equação 92 Zntc carga máxima admitida no secundário do TC em Ω Características elétricas dos TCs de proteção para Fs 20 Carga nominal VA Impedância Ohm Tensão nominal secundária V TC normalizado da classe A TC normalizado da classe B C 25 01 10 A10 B10 C 50 02 20 A20 B20 C 125 05 50 A50 B50 C 25 10 100 A100 B100 C 50 20 200 A200 B200 C 100 40 400 A400 B400 C 200 80 800 A800 B800 Vns tensão nominal secundária do TC em V Ims corrente máxima no secundário do TC em A A tensão nominal secundária do TC é aquela medida nos terminais da carga ligada a este quando a corrente secundária é igual a 20 vezes a corrente nominal secundária e na qual o erro de relação de transformação não seja superior ao valor especificado A Tabela 94 relaciona as cargas dos TCs com as respectivas tensões nominais Para exemplificar o conceito considerar o TC 10A400 da Tabela 94 A tensão no secundário do TC quando a corrente é igual a 20 vezes a corrente nominal secundária vale Vns Zrts Ims Zntc 4 Tabela 94 Ins 5 A corrente nominal secundária Ims 20 5 100 A Vns 4 100 400 V 93525 Limite da corrente de curta duração a b É a maior corrente primária simétrica de valor eficaz que o transformador de corrente é capaz de suportar com o enrolamento secundário em curtocircuito durante um tempo especificado Os limites da corrente de curta duração podem assim ser dimensionados Corrente térmica É o valor da corrente de curtocircuito para o qual a temperatura máxima especificada do enrolamento não seja excedida É dada pela Equação 93 Iter corrente de curtocircuito para efeito térmico em A Ics corrente inicial simétrica de curtocircuito de valor eficaz em A Top tempo de operação da proteção em s Chamase fator térmico de curtocircuito a relação entre a corrente térmica do TC e sua corrente nominal primária ou seja Ftc fator térmico de curtocircuito Inp corrente nominal primária do TC em A Em geral os fatores térmicos de TCs são 80120160240320400 Corrente dinâmica É o maior valor de crista da corrente de curtocircuito segundo o qual os esforços eletrodinâmicos resultantes não danifiquem mecanicamente o transformador de corrente Segundo a NBR 5364 o valor da corrente dinâmica deve ser de Em função do valor do radicando da Equação 93 devem ser estabelecidas as seguintes condições de resistência aos curtoscircuitos para efeitos térmico e dinâmico Se Ttop 1 devese ter Iter Ics Idin 25 Iter Se Ttop 1 devese ter Idin Icr Icr corrente de crista em A Neste caso o TC está protegido para o valor da corrente térmica Se Ttop 1 devese ter Iter Ics Idin 25 Iter Exemplo de aplicação 91 a b c d Considerar a proteção de sobrecorrente no primário de transformador de 2500 kVA 13800380 V em que se utiliza um TC de alimentação do sistema de relés A corrente de curtocircuito no primário do transformador é de 4000 A e o tempo de atuação da proteção é de 15 s Cálculo da RTC Sendo Fs 20 temse a partir da Equação 91 Cálculo da corrente térmica mínima do TC De acordo com a Equação 93 temse Logo o fator térmico é dado pela Equação 94 Cálculo da corrente dinâmica mínima do TC De acordo com a Equação 95 temse Idin 25 Iter 25 4967 12417 A Condições de resistência aos curtoscircuitos para efeitos térmicos e dinâmicos Como o valor de Ttop 10 estão satisfeitas as condições de curtocircuito para efeitos térmicos e dinâmicos 9353 Especificação sumária Para se especificar um TC é necessário que se indiquem no mínimo os seguintes elementos Tipo barra enrolado bucha etc Uso interior ou exterior Classe de tensão Relação de transformação Isolação em banho de óleo epóxi etc Tensão nominal primária Frequência Tensão suportável de impulso TSI Fator térmico Carga nominal Classe Classe de exatidão Fator térmico de curtocircuito Polaridade Para o circuito da Figura 91 podese descrever o TC como Transformador de corrente para uso em medição do tipo enrolado classe de tensão 15 kV relação de transformação de 755 A carga nominal de 125 VA valor dos medidores de kWh e kVArh classe de exatidão 030 tensão suportável de impulso 95 kV polaridade subtrativa fator térmico 12 classe B para uso interno Figura 919 936 Transformador de potencial 6 É um equipamento capaz de reduzir a tensão do circuito para níveis compatíveis com a tensão máxima suportável pelos aparelhos de medida A tensão nominal primária do TP é função da tensão nominal do sistema elétrico ao qual está ligado A tensão secundária no entanto é padronizada e tem valor fixo de 115 V para TPs de medição de faturamento Variandose a tensão primária a tensão secundária varia na mesma proporção Os TPs podem ser construídos para serem ligados entre fases de um sistema ou entre fase e neutro ou terra Os TPs devem suportar uma sobretensão permanente de até 10 sem que lhes ocorra nenhum dano São próprios para alimentar instrumentos de impedância elevada tais como voltímetros bobinas de potencial de medidores de energia etc A Figura 919 representa um TP alimentando um voltímetro Em serviço de medição primária os TPs em geral alimentam um medidor de kWh com indicação de demanda e um medidor de kVArh As cargas aproximadas desses instrumentos são dadas na Tabela 95 Quando forem utilizados TPs para medição de faturamento medição operacional e relés de proteção é necessário que se determine o valor da carga dos instrumentos a ser conectada a fim de se poder especificar a carga correspondente do TP o que pode ser dado na Tabela 96 A norma classifica os TPs em dois grupos de ligação O grupo 1 abrange os TPs projetados para ligação entre fases sendo o de maior aplicação na medição industrial O grupo 2 corresponde aos TPs projetados para ligação entre fase e neutro em sistemas com o neutro aterrado sob impedância Os TPs podem ser construídos para uso ao tempo ou abrigado Também são fornecidos em caixa metálica em banho de óleo ou em resina epóxi Os primeiros são apropriados para instalações em cubículos de medição em alvenaria eou em cubículos metálicos de grandes dimensões o segundo tipo é próprio para cubículos de dimensões reduzidas A Figura 920 mostra um TP de carcaça metálica em banho de óleo para ligação fasefase grupo 1 Ao contrário dos TCs quando se desconecta a carga do secundário em um TP seus terminais devem ficar em aberto pois se um condutor de baixa resistência for ligado ocorrerá um curtocircuito franco capaz de danificar a isolação do mesmo TP alimentando uma carga voltímetro Figura 920 Tabela 95 Tabela 96 Transformador de potencial TP Cargas de aparelhos de medição Aparelhos Potência ativa W Potência reativa var Potência aparente VA Voltímetro 70 09 70 Motor p conjunto de demanda 22 24 32 Autotransformador defasador 30 130 133 Wattímetro 40 09 41 Frequencímetro 50 30 58 Fasímetro 50 30 58 Cossifímetro 120 Medidor de kWh BP 20 79 81 Medidor de kVArh BP 30 77 82 Medidor de indução demanda 22 24 32 Obs os aparelhos digitais possuem carga muito inferiores aos valores indicados Cargas nominais padronizadas dos TPs Designação Potência aparente VA Fator de potência Resistência Ohm Indutância mH Impedância Ohm P 125 125 070 1152 30420 1152 a b c d e f g P 25 250 070 4032 10920 576 P 75 750 085 1632 2680 192 P 200 2000 085 612 1010 72 P 400 4000 085 306 504 36 As principais características elétricas dos TPs são Tensão nominal primária É aquela para a qual o TP foi projetado Tensão nominal secundária É aquela padronizada por norma e tem valor fixo igual a 115 V Classe de exatidão É o maior valor de erro percentual que o TP pode apresentar quando ligado a um aparelho de medida em condições especificadas São construídos normalmente para a classe de exatidão de 02030612 Quanto à aplicação segue os mesmos princípios orientados para os TCs Carga nominal É a carga admitida no secundário do TP sem que o erro percentual ultrapasse os valores estipulados para sua classe de exatidão A Tabela 96 indica as cargas nominais padronizadas dos TPs e as respectivas impedâncias Potência térmica É o valor da maior potência aparente que o TP pode fornecer em regime contínuo sem que sejam excedidos os limites especificados de temperatura Tensão suportável de impulso TSI É a maior tensão em valor de pico que o TP pode suportar quando submetido a uma frente de onda de impulso atmosférico de 12 50 μs Polaridade Semelhantemente aos TCs é necessário que se identifiquem nos TPs os terminais de mesma polaridade Logo dizse que o terminal secundário X1 tem a mesma polaridade do terminal primário H1 em determinado instante quando X1 e H1 são positivos ou negativos relativamente aos terminais X2 e H2 conforme se pode observar na Figura 921 Normalmente os TPs mantêm os terminais secundários e primários de mesma polaridade adjacentes A ligação das bobinas dos medidores de energia nos terminais secundários de um TP deve ser feita de tal modo que se H1 corresponde ao terminal de entrada ligado ao circuito primário o terminal de entrada da bobina de potencial dos instrumentos deve ser conectado ao terminal secundário X1 para o TP de polaridade subtrativa 9361 Especificação sumária É necessário que sejam definidos no mínimo os seguintes parâmetros para se poder especificar corretamente um TP Isolação em banho de óleo ou epóxi Uso interior ou exterior Tensão suportável de impulso TSI Tensão nominal primária em kV Tensão nominal secundária em V 115 V Frequência nominal em Hz Classe de exatidão requerida Carga nominal baseada na carga das bobinas dos instrumentos a serem acoplados Figura 921 a b Polaridade Com base na Figura 91 o TP pode ser assim descrito Transformador de potencial para medição de energia isolação em epóxi grupo 1 uso interno frequência nominal de 60 Hz tensão nominal primária de 13800 V tensão nominal secundária de 115 V classe de exatidão 03 carga nominal P 25 polaridade subtrativa e tensão suportável de impulso 95 kV Representação da polaridade de um TP 937 Medidores de energia Por se tratar de aparelhos de uso exclusivo das concessionárias este livro não contemplará suas especificações sumárias 938 Bucha de passagem 7 Quando se deseja passar um circuito interno de um cubículo fechado ao seu vizinho normalmente são utilizadas buchas de passagem constituídas de um isolador de louça tendo como fixação o seu ponto médio conforme se mostra na Figura 922 Quanto ao uso as buchas de passagem podem ser classificadas em Bucha de passagem para uso internointerno É aquela que deve ser aplicada em locais em que os dois ambientes sejam abrigados Como exemplo podese citar a bucha de passagem ligando os cubículos de medição e o cubículo de disjunção em uma subestação de alvenaria veja Capítulo 12 Bucha de passagem para uso internoexterno É aquela que conecta um circuito aéreo ao tempo a um circuito abrigado A Figura 922 ilustra uma bucha de passagem para uso internoexterno Como exemplo podese citar a bucha de passagem ligando a rede aérea primária ao cubículo de medição de uma subestação de alvenaria veja Capítulo 12 A parte da bucha exposta ao tempo deve ter a isolação dotada de saias conforme a Figura 922 9381 Especificação sumária É necessário que sejam definidos no mínimo os seguintes elementos para se especificar uma bucha de passagem Figura 922 Corrente nominal em A Tensão nominal em kV Tensão suportável a seco em kV Tensão suportável sob chuva em kV Tensão suportável de impulso TSI em kV Uso internointerno ou internoexterno Com base na Figura 91 podese assim especificar uma bucha de passagem Bucha de passagem para uso internointerno tensão nominal de 15 kV corrente nominal de 100 A tensão suportável de impulso TSI de 95 kV tensão suportável a seco de 56 kV e tensão suportável sob chuva de 44 kV 939 Chave seccionadora primária 8 É um equipamento destinado a interromper de modo visível a continuidade metálica de determinado circuito Devido ao seu poder de interrupção ser praticamente nulo as chaves seccionadoras devem ser operadas com o circuito a vazio somente tensão Também são fabricadas chaves seccionadoras interruptoras do tipo manual ou automático capazes de desconectar um circuito operando a plena carga As chaves seccionadoras podem ser construídas com um só polo unipolares ou com três polos tripolares As primeiras são próprias para utilização em redes aéreas de distribuição o segundo tipo normalmente é utilizado em subestações de instalação abrigada em cubículo de alvenaria ou metálico A Figura 923 representa uma chave seccionadora tripolar própria para instalação em posto de alvenaria Já a Figura 924 mostra uma chave seccionadora tripolar de abertura em carga 9391 Especificação sumária É necessário que sejam definidos os seguintes elementos para se especificar uma chave seccionadora tripolar Corrente nominal em A Tensão nominal em kV Bucha de passagem para uso internointerno ou internoexterno Figura 923 Figura 924 Chave seccionadora tripolar de altatensão Chave seccionadora tripolar de altatensão Tensão suportável de impulso TSI em kV Uso interno ou externo Corrente de curta duração para efeito térmico valor eficaz em kA Corrente de curta duração para efeito dinâmico valor de pico em kA Tipo de acionamento manual através de alavanca de manobra ou motorizada Em geral as chaves seccionadoras tripolares para a classe de tensão de 15 kV têm corrente nominal de 400 A Também são providas de contatos auxiliares cuja quantidade deve ser especificada em função do tipo de serviço que irá desempenhar Figura 925 Com base na Figura 91 podese assim descrever a chave seccionadora Chave seccionadora tripolar comando simultâneo uso interno acionamento manual por alavanca de manobra operação sem carga corrente nominal de 400 A classe de tensão 15 kV corrente de curta duração para efeito térmico de 10 kA e para efeito dinâmico de 20 kA 9310 Relé primário de ação direta 9 Os relés primários de ação direta são normalmente utilizados em subestação de consumidor de pequeno e médio portes aproximadamente 3000 kVA Nesses relés a corrente de carga age diretamente sobre sua bobina de acionamento cujo deslocamento do êmbolo imerso no campo magnético formado por essa corrente faz movimentar o mecanismo de acionamento do disjuntor conforme se mostra esquematicamente na Figura 925 Quando as correntes de carga envolvidas são muito grandes a bobina de acionamento do relé pode ser alimentada pelo secundário de um transformador de corrente conforme a Figura 926 Ao contrário dos relés de ação direta existem os relés de ação indireta ou relés secundários cuja bobina de acionamento está ligada diretamente ao secundário dos transformadores de corrente o comando de disparo do disjuntor é feito porém a partir da energização de sua bobina de abertura por um sistema normalmente de corrente contínua Esse sistema de proteção requer além dos relés propriamente ditos dois ou três relés de fase e um relé de neutro dois ou três transformadores de corrente para proteção um conjunto retificadorcarregadorflutuador um banco de baterias e uma área fechada para abrigo desses elementos o que torna essa proteção extremamente onerosa e utilizada apenas em subestações de capacidade superior a 3000 kVA em média Para subestações que possuam apenas um disjuntor disjuntor geral de proteção pode ser utilizado somente um nobreak de 600 a 1000 W de potência nominal alimentado pelo TP do serviço de proteção A Figura 927 mostra o esquema simplificado de uma proteção de ação indireta Relés de ação direta Figura 926 Figura 927 Figura 928 Relés de ação direta com TCs Esquema para utilização de relés de ação indireta Mecanismo de disparo de um relé fluidodinâmico Figura 929 Os relés de ação direta não são mais fabricados No entanto ainda existem milhares desses dispositivos instalados em subestações antigas anteriores à edição da norma NBR 14039 Esses relés podem ser classificados como a seguir 93101 Relés de sobrecorrente fluidodinâmicos São constituídos de uma bobina de grossas espiras ligadas em série com o circuito a ser protegido No interior da bobina podese deslocar um êmbolo metálico em cuja extremidade inferior é fixado um sistema de duas arruelas providas de furos de diâmetros adequados A descentralização ou não desses furos obtida pela rotação de uma das arruelas em torno do seu eixo permite o disparo do relé através de duas curvas cada uma delas definida por uma faixa de atuação conforme se observa na Figura 1057 referente ao tipo RM2F de fabricação Sace O relé dispõe de um êmbolo que está contido no interior de um copo metálico dentro do qual se coloca certa quantidade estabelecida de óleo de vaselina cuja função principal é impedir o deslocamento do êmbolo mencionado em transitórios de curtíssima duração como é o caso do fechamento do disjuntor que propicia uma elevada corrente de magnetização do transformador correspondente A Figura 928 mostra o conjunto copoêmbolo com as respectivas arruelas Relé fluidodinâmico Quando os orifícios das arruelas estão ajustados de forma coincidente dizse que o relé está com o diafragma de regulação aberto Caso contrário isto é quando os furos são ajustados de modo não coincidente dizse que o relé está com o diafragma de regulação fechado Na primeira condição a curva de temporização é mais rápida devido à facilidade de escoamento do óleo entre os furos durante o movimento de ascensão do êmbolo No segundo caso como o escoamento do óleo somente se dá ao redor das arruelas a temporização é mais lenta A temporização desses relés é obtida introduzindose mais ou menos o copo ou recipiente no interior da bobina de corrente modificando dessa forma o comprimento do núcleo de ferro êmbolo móvel no interior da bobina mencionada Quanto mais inserido está o copo e consequentemente o êmbolo menor é o tempo de atuação do relé para uma mesma corrente no circuito considerando ainda o efeito temporizador do óleo O disparo do relé se dá quando a extremidade superior do êmbolo atraída fortemente para o interior da bobina devido a uma elevação do módulo da corrente acima do valor ajustado se choca com o dispositivo de travamento do mecanismo de disparo do relé que aciona o sistema de hastes provocando a abertura do disjuntor Uma escala graduada impressa em uma chapinha indica o múltiplo da corrente ajustada em relação à nominal A calibração é feita fazendose coincidir a marca fendada do corpo do recipiente com o valor impresso na chapinha que deve ser igual à corrente que se quer ajustar para a atuação do disjuntor O mecanismo de disparo do relé é preso às hastes de destrave do mecanismo do disjuntor por articulações apropriadas A Figura 929 mostra o perfil de um relé fluidodinâmico do tipo RM2F de fabricação Sace destacando suas a principais partes componentes Os relés fluidodinâmicos apresentam as seguintes vantagens Facilidade de instalação Custo reduzido Facilidade de regulação Em contrapartida têm como desvantagens A inadequação para sistemas seletivos em virtude de a sua operação se dar dentro de uma larga faixa de atuação A manutenção periódica do óleo de vaselina a fim de mantêlo dentro de suas características iniciais pois a construção do relé permite uma leve penetração de poeira dentro do copo A obrigatoriedade da desenergização do sistema durante sua manutenção já que o relé está em série com o circuito principal A inadequação para instalações industriais nas quais a presença de máquinas de solda é preponderante pois as fortes correntes de serviço provocam pequenos deslocamentos no êmbolo móvel que não retorna à sua posição original devido à elevada frequência das operações do trabalho favorecendo o desligamento intempestivo do disjuntor Um dos cuidados que devem ser tomados na utilização dos relés fluidodinâmicos é a colocação no recipiente do óleo de vaselina que acompanha cada unidade e que é armazenado em um pequeno frasco com a quantidade certa para cada unidade correspondente É que a corrente de magnetização do transformador que chega ao valor médio de oito vezes a corrente nominal provoca a atuação dos relés justamente por falta do elemento de retardo 93102 Relés de sobrecorrente eletromagnéticos Existem alguns modelos de relés eletromagnéticos de largo uso nas instalações elétricas industriais e comerciais de média tensão Seu uso nas subestações de potência das concessionárias de energia elétrica é praticamente nulo devido à sua dificuldade de coordenar com os elos fusíveis de distribuição e com os demais relés de aplicação rotineira dessas instalações São porém largamente utilizados em pequenas e médias subestações industriais Como exemplos de relés eletromagnéticos podem ser citados os relés de fabricação Sace modelo RM2R Seu aspecto externo é semelhante ao dos relés fluidodinâmicos vistos anteriormente Possui uma bobina de grossas espiras cujo valor das correntes nominais coincide com o dos relés RM2F A temporização dos relés RM2R é dada por meio de um sistema de relojoaria que permite ajuste entre 1 e 5 s Relés de sobrecorrente estáticos São dispositivos fabricados de componentes estáticos montados em caixa metálica blindada para evitar a interferência do campo magnético dos condutores de altatensão em cujos bornes dos disjuntores estão instalados Esses relés dispensam alimentação auxiliar o que torna sua aplicação bem mais conveniente nas subestações industriais e comerciais de pequeno e médio portes em tensão inferior a 38 kV O relé RPC1 de fabricação Sprecher Energie é um exemplo desse tipo de relé cujas características técnicas são exibidas no Capítulo 10 O ajuste de suas funções é efetuado por seletores localizados no seu painel frontal cada um deles contendo uma escala adequada Para melhor entendimento observar a Figura 930 que mostra um relé eletrônico detalhando os ajustes localizados em sua parte frontal conforme a Figura 930a e sua vista em perfil conforme Figura 930b Esses relés são constituídos basicamente de três módulos tal como se apresenta o relé RPC1 da Sprecher Energie Transformadores de corrente Cada unidade possui um transformador de corrente que determina a corrente nominal do relé e que deve ser compatível com a corrente máxima do circuito a ser protegido Circuitos eletrônicos É composto de um conjunto de placas de elementos estáticos onde se processa toda a lógica de atuação do relé Dispositivos de saída É formado por um sistema mecânico que atua mediante um sinal elétrico enviado pelo processador lógico do relé Esses relés são montados em cada polo do disjuntor Devido à vibração do disjuntor no momento da desconexão de seus Figura 930 terminais é aconselhável realizar a ligação do relé ao barramento da subestação por meio de um condutor flexível A característica de atuação dos relés RPC1 não é afetada pela umidade poeira e temperatura do meio ambiente no nível em que é afetado o relé fluidodinâmico As características elétricas e os ajustes correspondentes estão definidos no Capítulo 10 93103 Relés digitais Após a emissão da NBR 14034 ficou estabelecido que a proteção geral das subestações de média tensão seria realizada por relés digitais de sobrecorrente dispondo das funções 50515051N Outras funções de proteção podem ser necessárias a depender das normas de cada concessionária Para que o leitor possa tomar conhecimento do assunto consultar o item 10325 931031 Especificação sumária Sem entrar no assunto de proteção do sistema o relé primário da Figura 91 poderá ser assim descrito Relé digital de sobrecorrente dotado no mínimo das funções 5051 5051N 27 e 59 corrente de entrada de 5 A corrente de ajuste no valor da corrente primária do sistema curvas temporizadas normalmente inversa inversa longa muito inversa extremamente inversa IT e I2T ajuste de tempo definido TD e atuação instantânea Relé eletrônico 9311 Disjuntor de potência 10 É um equipamento destinado à manobra e à proteção de circuitos primários capaz de interromper grandes potências de curtocircuito durante a ocorrência de um defeito Os disjuntores estão sempre associados a relés sem os quais não passariam de simples chaves com alto poder de interrupção Entre os tipos mais conhecidos de disjuntores podem ser citados Figura 931 Disjuntores a grande volume de óleo normalmente utilizados com relés primários diretos Disjuntores a pequeno volume de óleo atualmente utilizados com relés digitais conectados a TCs internos Disjuntores a vácuo normalmente utilizados com relés digitais conectados a TCs internos Disjuntores a hexafluoreto de enxofre SF6 normalmente utilizados com relés secundários conectados a TCs internos Na ordem cronológica de construção de disjuntores surgiram primeiramente os disjuntores a grande volume de óleo Devido ao seu baixo poder de interrupção foram gradativamente abandonados e substituídos pelos disjuntores a pequeno volume de óleo que atualmente estão perdendo rapidamente mercado para os disjuntores a vácuo que inicialmente eram especificados para instalações em que era necessário um grande número de operações por hora como a operação de fornos a arco Os disjuntores a hexafluoreto de enxofre SF6 em geral são fabricados para níveis de tensão elevados 15 kV e acima A interrupção da corrente se dá no interior de um recipiente estanque que contém SF6 a uma pressão aproximada de 16 kgcm2 para disjuntores de dupla pressão Atualmente nas modernas instalações industriais de média tensão classe 15 kV são utilizados tanto disjuntores tripolares a pequeno volume de óleo como disjuntores tripolares a vácuo ambos do tipo aberto São constituídos dos seguintes elementos Carrinho de apoio não necessário ao seu funcionamento Polos que abrigam os elementos de contato e a câmara de interrupção Suporte metálico de sustentação dos polos e do mecanismo de comando A Figura 931 mostra um disjuntor a grande volume de óleo atualmente de pouca utilização enquanto a Figura 932 fornece os detalhes de um disjuntor a pequeno volume de óleo ambos fixados no carrinho de apoio O princípio de interrupção dos disjuntores em geral está na absorção da energia que se forma durante a abertura dos seus contatos Uma parte do óleo em torno do arco se transforma em gases notadamente o hidrogênio o acetileno e o metano provocando uma elevada pressão na câmara hermeticamente fechada proporcional ao valor da corrente interrompida Essa pressão gera um grande fluxo de óleo dirigido sobre o arco extinguindoo e devolvendo a rigidez dielétrica ao meio isolante O fluxo de óleo atua sobre o arco em jato transversal para correntes muito elevadas de interrupção ou jato axial para pequenas correntes capacitivas ou indutivas Os gases assim formados durante uma operação de interrupção de corrente novamente se condensam deixando muitas vezes pequenos resíduos Disjuntor a grande volume de óleo Figura 932 Tabela 97 Uma das funções principais dos dispositivos de extinção de arco é desionizar a zona de interrupção quando a corrente atingir o ponto zero do ciclo alternado evitandose que haja formação de um novo arco principalmente quando a abertura do circuito se dá na presença de correntes capacitivas Os disjuntores a pequeno volume de óleo a vácuo podem ser fabricados para montagem fixa ou extraível com operação de fechamento manual ou automática Cabe alertar que em projetos industriais não devem ser admitidos relés de religamento no acionamento de disjuntores Uma vez que se efetue o desligamento do disjuntor a equipe de manutenção da instalação deve identificar a causa sanar o defeito para depois restabelecer o circuito A capacidade de interrupção de um disjuntor está ligada diretamente à sua tensão de serviço Assim se um disjuntor estiver operando em um circuito cuja tensão seja inferior à sua tensão nominal sua capacidade de interrupção em kVA será proporcionalmente reduzida Existem vários fabricantes nacionais de disjuntores da classe de 15 kV A Tabela 97 indica as principais características dos disjuntores a pequeno volume de óleo de fabricação Sace do tipo RP Quando da utilização de um determinado disjuntor devese consultar o catálogo do fabricante Atualmente há um emprego intensivo de disjuntores dos tipos a pequeno volume de óleo e a vácuo em pequenas e médias indústrias ligadas em média tensão 15 kV dotados de transformadores de corrente incorporados às respectivas estruturas e de um relé de sobrecorrente com funções 5051 e 5151N alimentado por meio de nobreak Esse tipo de proteção tornase economicamente vantajoso relativamente à utilização de outras soluções utilizandose transformadores de corrente relé e fonte de corrente contínua tradicional atendendo aos requisitos mínimos da NBR 14034 Para instalações mais complexas utilizandose vários disjuntores para a proteção de diferentes alimentadores de média tensão internos à instalação não se deve fugir de um sistema de proteção mais complexo e seguro As Figuras 933a e b mostram um disjuntor a vácuo em que estão incorporados os transformadores de corrente e o relé de proteção correspondente Disjuntor a pequeno volume de óleo Características dos disjuntores a óleo RP da Sace 15 kV Descrição Características Unidade Corrente nominal 400 630 A Figura 933 Tensão nominal 114 152 114 152 kV Frequência 5060 5060 Hz Poder de ruptura nominal 250 250 MVA Corrente nominal de ruptura 127 95 127 95 kA Corrente nominal de fechamento 38 kA Tempo de interrupção 0085 s Tempo de abertura 0070 s Tempo de fechamento 0060 s Tensão suportável de impulso 125 kV Disjuntor a vácuo com sistema de proteção incorporado 93111 Especificação sumária No pedido de um disjuntor devem constar no mínimo as seguintes informações Tensão nominal em kV Corrente nominal em A Capacidade de interrupção nominal em kA Figura 934 Tipo do meio extintor óleo mineral vácuo etc Tempo de interrupção em s Frequência nominal em s Tipo de comando manual ou motorizado Tensão suportável de impulso em kV Acionamento frontal ou lateral Montagem fixa ou extraível Construção aberta ou blindada Relativamente ao diagrama unifilar base da Figura 91 temse Disjuntor tripolar a pequeno volume de óleo comando manual acionamento frontal montagem fixa sobre o carrinho construção aberta tensão nominal de utilização de 152 kV corrente nominal de 400 A capacidade de interrupção simétrica de 250 MVA tensão suportável de impulso de 125 kV frequência de 60 Hz dotados de três transformadores de corrente 15 kV relação de transformação 505 A e um relé digital funções 5051 e 5051N 9312 Fusíveis limitadores de corrente 11 Os fusíveis limitadores primários são dispositivos extremamente eficazes na proteção de circuitos de média tensão devido às suas excelentes características de tempo e corrente São utilizados na proteção de transformadores de força acoplados em geral a um seccionador interruptor ou ainda na substituição do disjuntor geral de uma subestação de consumidor de pequeno porte quando associados a um seccionador interruptor automático A principal característica desse dispositivo de proteção é sua capacidade de limitar a corrente de curtocircuito devido aos tempos extremamente reduzidos em que atua Além disso possui elevada capacidade de ruptura o que torna este tipo de fusível adequado para aplicação em sistemas nos quais o nível de curtocircuito é de valor muito alto Normalmente os fusíveis limitadores podem ser utilizados tanto em ambientes internos aos painéis como externos a eles Os fusíveis limitadores primários são constituídos de um corpo de porcelana vitrificada ou simplesmente esmaltada de grande resistência mecânica dentro do qual estão os elementos ativos desse dispositivo Os fusíveis limitadores primários são instalados em bases próprias individuais conforme se mostra na Figura 934 ou em bases incorporadas aos seccionadores sobre os quais vão atuar conforme a Figura 924 A Tabela 98 fornece em ordem de grandeza as principais dimensões das bases mencionadas Os fusíveis são compostos geralmente de vários elementos metálicos ligados em paralelo apresentando ao longo do seu comprimento seções estreitas Estão envolvidos no interior de um corpo cilíndrico de porcelana por uma homogênea camada de areia de quartzo de granulometria bastante reduzida e que se constitui no meio extintor Base para fusível limitador de corrente Tabela 98 Figura 935 a b Dimensões das bases ordem de grandeza Tensão nominal em kV Dimensões em mm A B C 72 246 275 292 12 374 275 292 175 374 290 292 24 568 330 443 36 605 410 537 Curva de disparo do percursor Desta forma quando o elemento fusível queima o arco decorrente desta ação funde a areia de quartzo que envolve o local da ruptura resultando um corpo sólido que ocupa o espaço aberto entre as extremidades que ficam do lado da fonte e da carga garantindo a interrupção da continuidade do circuito elétrico Certos tipos de fusível são dotados de um percursor em uma de suas extremidades que após a fusão do elemento metálico provoca disparo do seccionador interruptor ao qual está acoplado A força resultante do percursor pode ser obtida a partir do diagrama da Figura 935 Em vez do percursor há fusíveis que trazem apenas um dispositivo de sinalização indicando a condição de disparo A Figura 936 fornece alguns detalhes construtivos deste tipo de fusível enquanto a Figura 937 mostra a parte externa do mesmo fusível Como será visto posteriormente é importante a observância das características elétricas dos fusíveis limitadores primários principalmente no seu comportamento quanto às pequenas correntes de interrupção Essas características são Corrente nominal É aquela em que o elemento fusível deve suportar continuamente sem que seja ultrapassado o limite de temperatura estabelecido Com frequência as correntes nominais variam em função do fabricante porém com diferenças relativamente pequenas Da mesma forma são as dimensões dos fusíveis e consequentemente suas bases A Tabela 99 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 Tensão nominal É aquela para a qual o fusível foi dimensionado respeitadas as condições de corrente e temperatura especificadas 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 c Figura 936 Tabela 99 672 1012 15175 2024 3036 kV Correntes de interrupção São aquelas capazes de sensibilizar o dispositivo de operação do fusível As correntes de interrupção podem ser reconhecidas em duas faixas distintas correntes de curtocircuito e correntes de sobrecarga Parte interna de um fusível primário Correntes de curtocircuito São assim consideradas as correntes elevadas que provocam a atuação do fusível em tempos extremamente curtos A interrupção dessas correntes é feita no primeiro semiciclo da onda conforme se mostra na Figura 938 As correntes de curtocircuito podem ser interrompidas antes que atinjam seu valor de crista Por esta peculiaridade esses fusíveis são denominados fusíveis limitadores de corrente É de extrema importância essa característica para os sistemas elétricos já que os esforços resultantes das correntes de curtocircuito são extremamente reduzidos podendose dimensionar os equipamentos com capacidade de corrente dinâmica inferior à corrente de crista do sistema em questão As correntes de curtocircuito cuja ordem de grandeza é de 15 a 30 vezes a corrente nominal dos fusíveis são limitadas em um tempo inferior a 5 ms Correntes nominais dos fusíveis para várias tensões Correntes nominais dos fusíveis em A Tensão nominal em kV 336 672 1012 15175 2024 3036 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 050 100 250 400 500 600 800 1000 Figura 937 1250 1600 2000 3200 4000 5000 6300 7500 8000 12500 16000 20000 25000 31500 40000 50000 Os fusíveis apresentam os seguintes tamanhos 1 192 225 mm 2 192 225 mm 3 292 225 mm 4 442 475 mm 5 292 325 mm 6 292 325 mm 7 442 475 mm 8 537 570 mm 9 442 475 mm 10 537 570 mm indicação de que existe comercialmente o fusível Parte externa de um fusível primário Figura 938 d Representação senoidal do corte dos fusíveis limitadores A partir dos gráficos mostrados no Capítulo 10 podemse determinar os valores das correntes de curtocircuito limitadas pelos fusíveis em função de sua corrente nominal considerando a corrente de curtocircuito simétrica de valor eficaz presente no sistema no ponto de sua instalação Correntes de sobrecarga Os fusíveis limitadores de corrente primária não apresentam um bom desempenho quando solicitados a atuar perante baixas correntes em torno de 25 vezes a sua corrente nominal valores característicos de sobrecarga nos sistemas elétricos Desta forma a norma IEC define a corrente mínima de interrupção como o menor valor da corrente presumida que um fusível limitador é capaz de interromper a uma dada tensão Para correntes inferiores à mínima de interrupção o tempo de fusão do elemento fusível tornase extremamente elevado podendo atingir frações de horas liberando deste modo uma elevada quantidade de energia que poderia levar à ruptura o corpo de porcelana Isso se deve ao fato de que os diversos elementos do fusível possuindo coeficientes de dilatação diferentes e submetidos às mesmas condições térmicas se dilatam de maneira desigual resultando forças internas extremamente elevadas que podem culminar com a explosão do invólucro de porcelana Adicionalmente a esse fenômeno surgem porém outras dificuldades de natureza dielétrica Assim para correntes um pouco acima da corrente mínima de fusão pelo fato de o elemento fusível não se fundir uniformemente verificamse alguns pontos de reacendimento dada a redução da rigidez dielétrica do meio isolante Isso ocorre em virtude da geração de energia decorrente do tempo excessivamente longo de duração da corrente Pelo que se acabou de frisar os fusíveis limitadores primários não apresentam uma resposta satisfatória para correntes baixas com características de sobrecarga podendo em muitos casos chegar à ruptura do invólucro Uma maneira de evitar isso é dotar os circuitos elétricos de elementos de sobrecarga capazes de atuar para as correntes perigosas aos fusíveis limitadores antes que estes atinjam as condições anteriormente descritas Como consequência dos reacendimentos devidos às baixas correntes surgem sobretensões elevadas no sistema que podem comprometer o desempenho da proteção Efeitos das correntes de curtocircuito Como se sabe as correntes de curtocircuito solicitam demasiadamente os sistemas elétricos através de dois parâmetros a corrente térmica e a corrente dinâmica Corrente térmica de curtocircuito Como os fusíveis limitadores atuam em um tempo extremamente curto os efeitos térmicos da corrente de curto circuito são muito reduzidos já que dependem do tempo que a corrente perdurou no circuito Corrente dinâmica de curtocircuito Os efeitos dinâmicos das correntes de curtocircuito podem afetar mecanicamente as chaves barramentos isoladores suportes etc podendo até esses equipamentos chegar à ruptura Como os fusíveis limitadores dependendo da corrente e Tabela 910 não permitem que a corrente de curtocircuito atinja seu valor de pico como se mostra na Figura 938 o sistema fica aliviado de receber uma carga mecânica às vezes extremamente elevada Capacidade de ruptura Os fusíveis limitadores apresentam elevada capacidade de ruptura que normalmente supera os valores encontrados na maioria dos casos práticos A corrente nominal de ruptura é geralmente fornecida pelo fabricante para um fator de potência de curtocircuito muito baixo da ordem de 015 Esse valor deve ser comparado com os valores obtidos nos circuitos nos pontos em que serão instalados os fusíveis limitadores A Tabela 910 fornece como valor médio a capacidade de ruptura dos fusíveis limitadores Capacidade de ruptura dos fusíveis limitadores Tensão nominal kV Potência MVA 336 700 7212 1000 15175 1000 2024 1000 3036 1500 93121 Especificação sumária No pedido de um fusível limitador de corrente devem constar no mínimo as seguintes informações Tensão nominal em kV Corrente nominal em A Capacidade de interrupção nominal em kA Fornecimento com o sinalizador ou pino percursor Designação da base na qual irá operar A sua especificação sumária pode assim ser formulada Fusível limitador de corrente provido de pino percursor de disparo tensão nominal de 15175 kV corrente nominal de 50 A capacidade mínima de interrupção de 10 kA 9313 Transformador de potência 12 É um equipamento estático que por meio de indução eletromagnética transfere energia de um circuito chamado primário para um ou mais circuitos denominados secundários ou terciários respectivamente sendo mantida a mesma frequência porém com tensões e correntes diferentes Quanto ao meio isolante os transformadores se classificam em transformadores imersos em óleo mineral isolante transformadores a seco Este livro contemplará somente os transformadores imersos em óleo devido à quase exclusividade de sua utilização em projetos industriais Os transformadores a seco são empregados mais especificamente em instalações de prédios de habitação ou em locais de alto risco para a vida das pessoas e do patrimônio São construídos em geral em resina epóxi Um transformador imerso em óleo mineral é composto basicamente de três elementos Tanque ou carcaça Parte ativa núcleo e enrolamentos Acessórios terminais ganchos registros etc Figura 939 O seu funcionamento está fundamentado nos fenômenos de mútua indução magnética entre os dois circuitos primário e secundário eletricamente isolados porém magneticamente acoplados A equação fundamental de operação de um transformador é N1 número de espiras do enrolamento primário N2 número de espiras do enrolamento secundário V1 tensão aplicada nos terminais da bobina do primário V2 tensão de saída nos terminais da bobina do secundário I1 corrente que circula no enrolamento primário I2 corrente que circula no enrolamento secundário Os transformadores podem ser quanto ao número de fases Monobucha FT Monofásico FN Bifásico 2F Trifásico 3F Ao longo deste livro só se fará referência aos transformadores trifásicos devido à sua quase total utilização em sistemas industriais no Brasil A Figura 939 apresenta um transformador trifásico a óleo mineral com a indicação de todos os seus elementos externos Quanto às características elétricas os transformadores podem assim ser estudados Transformador de distribuição a b Tabela 911 Potência nominal É a potência que o transformador fornece continuamente a determinada carga sob condições de tensão e frequência nominais dentro dos limites de temperatura especificados por norma A determinação da potência nominal do transformador em função da carga que alimenta é dada pela Equação 98 Vs tensão secundária de alimentação da carga em V Ic corrente da carga conectada em A As potências nominais padronizadas e usuais estão discriminadas na Tabela 911 Tensão nominal É o valor eficaz da tensão para a qual o transformador foi projetado segundo perdas e rendimento especificados Este livro se restringe a abordar transformadores projetados para a classe 15 kV Em geral os transformadores são dotados de derivações ou tapes utilizados quase sempre para elevar a tensão de saída do secundário devido a uma tensão de fornecimento abaixo do valor adequado O tape de maior valor define a tensão nominal primária do transformador isto é a tensão para a qual foi projetado Normalmente o número máximo de derivações fica limitado a 3 variando de 30 a 96 da tensão nominal especificada para o equipamento Como exemplo citando um transformador de tensão nominal de 13800 V os tapes disponíveis são 12600 13200 e 13800 V É importante lembrar que é constante o produto da tensão e corrente no primário e secundário Considerar por exemplo um transformador de 225 kVA tensão nominal de 13800380 V operando em uma rede com tensão nominal primária de mesmo valor por motivo de abaixamento da tensão de fornecimento o transformador foi religado no tape de 12600 V logo a corrente será aumentada de Vt1 It1 Vt2 It2 Vt1 tensão no primário no tape 1 Vt2 tensão no primário no tape 2 It1 corrente no tape 1 It2 corrente no tape 2 13800 It1 12600 1t2 13800 94 12600 It2 It2 1029 A Se a tensão de fornecimento fosse de 12400 V a tensão secundária assumiria o valor de Dados característicos de transformadores trifásicos em óleo para instalação interior ou exterior classe 15 kV primário em estrela ou triângulo e secundário em estrela 60 Hz Potência kVA Tensão V Perdas em W Rendimento Regulação Impedância A vazio Cobre 15 220 a 440 120 300 9624 332 35 c 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 35 225 380 ou 440 900 2800 9796 363 45 300 220 1120 3900 9796 366 45 380 ou 440 3700 9804 361 45 500 220 1700 6400 9802 365 45 380 ou 440 6000 9811 36 45 750 220 2000 10000 9804 432 55 380 ou 440 8500 9828 42 55 1000 220 3000 12500 9810 427 55 380 ou 440 11000 9828 419 55 1500 220 4000 18000 9820 424 55 380 ou 440 16000 9836 416 55 Tensão nominal de curtocircuito É medida curtocircuitandose os terminais secundários do transformador e alimentandoo no primário com uma tensão que faça circular nesse enrolamento a corrente nominal O valor percentual desta tensão em relação à nominal é numericamente igual ao valor da impedância em porcentagem Zpt tensão nominal de curtocircuito em Vnccp tensão nominal de curtocircuito aplicada aos terminais do enrolamento primário em V Vnpt tensão nominal primária do transformador em V Se se deseja conhecer a impedância do transformador em valor ôhmico podese usar a Equação 910 Pnt potência nominal do transformador em kVA Vnt tensão nominal primária do transformador em kV Uma impedância percentual de 55 correspondente a um transformador de 1000 kVA 13800380 V tem como impedância ôhmica o valor de d e f Perdas elétricas Os transformadores apresentam perdas elétricas pequenas quando comparadas com suas potências nominais Mas sendo uma máquina que opera em geral continuamente a energia desperdiçada pode ser relevante e portanto considerada nas avaliações energéticas conforme o Capítulo 13 As perdas dos transformadores são Perdas no núcleo Perdas nos enrolamentos Queda de tensão percentual É determinada a partir da composição vetorial dos componentes de queda de tensão resistiva e reativa Queda de tensão resistiva percentual É o componente ativo da queda de tensão percentual cujo valor é dado pela Equação 911 Pcu perdas ôhmicas de curtocircuito ou simplesmente perdas no cobre em W Tabela 911 Pnt potência nominal do transformador em kVA Queda de tensão reativa percentual Conhecido o valor da queda de tensão percentual do transformador fornecido pelo fabricante aplicase a Equação 912 para se obter o valor da queda de tensão reativa percentual Zpt impedância percentual de placa do transformador Exemplo de aplicação 92 Considerar um transformador de 225 kVA 13800380220 V do qual se deseja saber os valores percentuais das quedas de tensão resistiva e reativa Pcu 2800 W Tabela 911 Zpt 45 Tabela 911 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 913 g R regulação Fc fator de carga Ψ ângulo do fator de potência O valor da tensão no secundário do transformador correspondente às condições de carga a que está submetido é dado pela Equação 914 Vnst tensão nominal do secundário em V Exemplo de aplicação 93 Considerar um transformador de 225 kVA 13800380220 V operando em uma instalação cujo fator de carga é 075 Desejase determinar o valor da regulação ou variação de tensão no secundário sabendose que o fator de potência da carga é 080 Os valores de Rpt e Xpt foram calculados no exemplo anterior Logo a tensão secundária vale Rendimento É a relação entre a potência elétrica fornecida pelo secundário do transformador e a potência elétrica absorvida pelo primário Pode ser determinado pela Equação 915 Pfe perdas no ferro em kW Ψ ângulo do fator de potência Exemplo de aplicação 94 Tomando como exemplo as condições previstas anteriormente determinar o rendimento do transformador de 225 kVA η 100 18 982 h i Pfe 090 kW Tabela 911 Pcu 28 kW Tabela 911 Para se determinar o rendimento máximo de um transformador devese modular a carga de tal modo que se obtenha um fator de carga dado pela Equação 916 Logo aplicandose a fórmula anterior ao transformador de 225 kVA temse um fator de carga igual a Deslocamento angular É a diferença entre os fasores 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 giram no sentido antihorário NBR 5356 transformador de potência Sendo por convenção os terminais primários e secundários dos transformadores indicados respectivamente pelas referências H1H2H3 e X0X1X2X3 os vários diagramas podem ser confrontados diretamente estabelecendose que se trace primeiramente o triângulo das tensões concatenadas primárias posicionando para cima o vértice H2 correspondente à fase central quando está o vértice H1 em adiantamento e o vértice H3 em atraso A Figura 940 representa um exemplo de conexão em que o deslocamento angular vale 30º A Figura 941 mostra as ligações dos transformadores trifásicos e os respectivos defasamentos angulares Líquido isolante O líquido isolante nos transformadores tem a função de transferir o calor gerado pelas partes internas do equipamento para as paredes do tanque e dos radiadores resfriadas naturalmente ou por ventilação forçada fazendo com que o óleo volte novamente ao interior retirando calor e passando ao exterior em um ciclo contínuo segundo o fenômeno de convecção O óleo mineral para transformador deve apresentar uma alta rigidez dielétrica excelente fluidez e ainda manter suas características naturais praticamente inalteradas perante temperaturas elevadas O óleo mineral é inflamável e portanto cuidados devem ser tomados na instalação de transformadores No caso de projetos industriais de produtos de alto risco de incêndio usandose transformadores a óleo estes devem ser localizados distantes e fora da área de risco Existe entretanto um tipo de líquido isolante chamado ascarel cujas propriedades elétricas se assemelham às do óleo mineral com a vantagem de não ser inflamável Devido ao seu alto poder de poluição o governo federal proibiu sua utilização em novos equipamentos elétricos Quando for estritamente necessária à instalação de transformadores não inflamáveis devem ser especificados transformadores a seco ou a silicone Figura 940 j k l Exemplo de medida do deslocamento angular Os transformadores podem conter óleo mineral do tipo parafínico ou naftênico Atualmente as indústrias de transformadores nacionais utilizam o óleo do tipo parafínico para unidades transformadoras da classe de 15 kV Tanque ou carcaça O tanque dos transformadores varia de formato desde a aparência ovalar até a forma retangular Os transformadores de maior potência possuem radiadores que servem para aumentar a área de dissipação de calor para o meio exterior Transformadores de potência igual ou superior a 500 kVA são providos de tanque de expansão de óleo montado na parte superior da carcaça Limites de temperatura de operação Os transformadores devem operar dentro de suas características nominais desde que a temperatura do meio ambiente não exceda os limites definidos em norma Quando instalados em altitudes superiores a 1000 m os limites de temperatura são reduzidos devido à diminuição da densidade do ar que em consequência reduz a transferência de calor para o meio exterior A NBR 54161981 estabelece no item 41 a limitação de temperatura dos transformadores de potência Carregamento Como foi abordado no Capítulo 1 o ciclo de carga de uma instalação é diário e irregular existindo um período em que a carga solicitada alcança um valor superior aos demais durante o período diário ao que se chama ponta de carga do ciclo ou valor máximo de demanda A NBR 5416 estabelece as condições de carregamento de transformadores de potência e apresenta as tabelas apropriadas para a determinação da perda de vida útil em função da duração da ponta da temperatura ambiente e do carregamento percentual inicial A Tabela 912 indica o carregamento de transformadores de 55 ºC limite de elevação de temperatura com um carregamento inicial de 70 Ainda da NBR 5416 podese acrescentar que a carga equivalente da ponta de carga é o valor médio quadrático obtido da Equação 917 para o período limitado sobre o qual a maior parte da ponta irregular real parece existir A duração estimada da ponta de carga tem considerável influência no cálculo da carga equivalente Se a duração for superestimada o valor médio quadrático da ponta poderá ficar consideravelmente abaixo da ponta de demanda máxima Como precaução contra superaquecimento devido a sobrecargas breves e altas durante o período da ponta o valor médio quadrático não deve ser menor que 90 da demanda máxima integrada no período de meia hora Figura 941 m Ligação de transformadores trifásicos P1 P2 Pn vários degraus de carga em porcentagem pu kVA ou corrente real T1 T2 Tn durações respectivas dessas cargas Sugerese que o intervalo de duração de carga seja de uma hora para aplicação da Equação 917 Esse método pode ser usado para converter um ciclo de carga irregular como mostrado na Figura 942 para um ciclo de carga retangular Neste caso a carga básica é 70 e a ponta 140 da potência nominal Da Tabela 912 podese observar que a carga permissível após um carregamento contínuo médio de 70 com temperatura ambiente de 30 ºC é de 167 durante uma hora Portanto o transformador suportará esse ciclo de carga sem redução de sua vida normal esperada O cálculo do carregamento máximo do transformador com base no que foi exposto se faz bastante útil durante um período de contingência quando se perde uma unidade de transformação e é necessário que a indústria continue em operação com as unidades remanescentes durante certo período que pode inclusive ser determinado Acessórios Relé de Buchholz Tabela 912 Também conhecido como relé de gás tem a finalidade de sinalizar o painel de controle eou acionar o equipamento de proteção quando há presença de gás no interior do transformador em geral devido à perda de isolação O relé de Buchholz é montado na parte intermediária do tubo de conexão entre o tanque do transformador e o tanque de expansão É provido de um flutuador que ao ser atingido pelas bolhas de gás provoca o fechamento de dois contatos elétricos responsáveis pelo acionamento do circuito de sinalização e ainda pode permitir a abertura do disjuntor de proteção do transformador São utilizados normalmente em unidades superiores a 750 kVA Termômetro simples Indica a temperatura da camada superior do óleo Desumidificador de ar Tem a finalidade de impedir a entrada de umidade por meio da abertura de passagem de ar que se dá sobre a superfície do líquido de refrigeração do transformador 93131 Especificação sumária O pedido de compra de um transformador deve conter no mínimo os seguintes elementos Potência nominal Carregamento de transformadores de 55 ºC ONAN com uma carga inicial de 70 Temp Ambiente ºC 10 20 30 40 50 A B C D E C D E C D E C D E C D E 05 Normal 200 125 50 200 135 60 188 136 68 170 134 76 141 126 82 025 200 145 70 200 155 80 191 159 88 1 Normal 194 132 60 181 131 67 167 130 73 150 127 80 123 119 84 025 200 137 61 200 147 71 196 154 80 183 153 87 168 151 94 2 Normal 171 126 67 159 125 73 146 124 78 130 121 82 106 113 85 025 194 149 77 183 148 82 172 147 88 159 145 93 146 144 98 050 200 155 79 191 155 85 180 155 91 168 153 96 155 151 101 4 Normal 151 119 71 140 118 75 128 117 79 114 114 83 94 107 84 025 171 141 82 161 140 87 151 139 91 140 138 95 127 136 99 050 177 149 86 168 148 91 158 147 95 147 145 99 136 144 103 100 184 156 90 174 155 94 165 154 99 155 153 103 144 152 107 8 Normal 136 111 70 126 110 74 115 108 77 102 106 80 85 102 82 025 154 131 81 145 131 85 135 130 89 125 129 93 114 128 97 050 160 138 85 151 137 89 141 136 93 131 135 97 121 135 101 100 166 145 89 157 145 93 148 144 97 138 143 101 128 142 105 Figura 942 a 200 172 153 94 163 152 97 155 152 102 145 151 105 136 150 110 24 Normal 122 97 62 112 96 67 101 96 71 90 96 75 77 95 79 025 139 115 73 130 115 77 120 115 81 110 115 86 99 114 90 050 144 121 77 135 121 81 126 121 85 116 120 89 105 120 93 100 149 128 80 141 128 84 132 128 89 122 127 93 112 127 97 200 155 135 84 147 135 89 138 134 93 129 134 97 120 134 101 400 161 142 89 153 142 93 145 142 97 135 141 101 126 141 105 A duração da ponta em horas B perda de vida útil em C carga da ponta em D temperatura do ponto mais quente em ºC E temperatura do topo do óleo em ºC Tensão nominal primária Tensão nominal secundária Derivações desejadas tapes Meio refrigerante óleo ou ar transformadores a seco Perdas máximas no ferro e no cobre Ligação dos enrolamentos Representação de uma curva de carga correspondente à carga inicial de 70 Tensão suportável de impulso Impedância percentual Acessórios desejados especificar Com base no diagrama unifilar da Figura 91 temse Transformador trifásico de 750 kVA tensão nominal primária 13800 V tensão nominal secundária 380 Y220 V com derivações 138001320012600 V dispondo de ligação dos enrolamentos em triângulo primário e em estrela secundária com neutro acessível impedância nominal percentual de 55 frequência nominal de 60 Hz perdas máximas no cobre de 8500 W perdas máximas no ferro de 2000 W e tensão suportável de impulso 95 kV 9314 Cabos de baixa tensão 13 Os condutores isolados são constituídos de fios de cobre mole em que a resistência mecânica à tração não é fator preponderante Podem mais comumente ser assim construídos Fios e cabos com encordoamento simples b a b a Quando o condutor é formado por um único fio ou por duas ou mais camadas de fios coroas de mesma seção transversal concêntricas a um fio conforme mostrado pela Figura 943a e b Cabos redondos com encordoamento compacto São aqueles resultantes da compactação do cabo de encordoamento simples por meio de uma matriz reduzindo sua seção transversal e os espaços existentes entre os fios conforme visto na Figura 99 Em geral os cabos singelos apresentam os seguintes tipos de encordoamento Seções de 15 a 6 mm2 encordoamento redondo normal Seções superiores a 6 mm2 encordoamento redondo compactado Em geral os cabos são isolados com dielétricos sólidos cujo comportamento térmico e mecânico está em seguida classificado Termoplásticos São materiais isolantes que ao serem submetidos a uma elevação de temperatura se mantêm em estado sólido até 120 ºC tornandose pastosos e finalmente líquidos se a temperatura sofrer acréscimos sucessivos O dielétrico termoplástico mais comumente utilizado é o cloreto de polivinila PVC Termofixos São materiais isolantes que ao serem submetidos a temperaturas elevadas acima do seu limite se carbonizam sem passarem pelo estado líquido Comparativamente ao isolamento termoplástico o dielétrico termofixo permite para uma mesma seção transversal de um condutor uma capacidade nominal de corrente significativamente superior Os dielétricos termofixos mais comumente utilizados são o polietileno reticulado XLPE e a borracha etilenopropileno EPR Muito se tem discutido sobre as vantagens de um ou outro isolante Os cabos isolados em EPR são mais flexíveis do que aqueles isolados em XLPE Outras vantagens são anuladas quando se está trabalhando em tensão secundária 93141 Especificação sumária O pedido de aquisição de um condutor secundário deve conter no mínimo as seguintes informações seção nominal em mm2 classe de tensão natureza do material condutor cobre ou alumínio material da isolação material da capa de proteção tipo isolado unipolar bipolar tripolar quadripolar tamanho da bobina Com base no diagrama unifilar da Figura 91 temse Cabo de cobre unipolar isolado em PVC 750 V seção transversal de 300 mm2 capa de PVC em bobina de 100 m 9315 Disjuntor de baixa tensão 14 É um equipamento de comando e de proteção de circuitos de baixa tensão cuja finalidade é conduzir continuamente a corrente de carga sob condições nominais e interromper correntes anormais de sobrecarga e de curtocircuito 93151 Tipos de construção dos disjuntores Disjuntores abertos São aqueles em que o mecanismo de atuação o dispositivo de disparo e outros são montados em estrutura normalmente metálica do tipo aberto Em geral são disjuntores trifásicos de corrente nominal elevada e próprios para montagem em quadros e painéis Podem ser acionados manualmente ou a motor São utilizados como chaves de comando e de proteção de Figura 943 b a b c d e circuitos de distribuição de motores de transformadores e de capacitores Nesse tipo de disjuntor seus vários componentes podem ser substituídos em caso de avaria Formação dos condutores Disjuntores em caixa moldada São aqueles em que o mecanismo de atuação o dispositivo de disparo e outros são montados dentro de uma caixa moldada em poliéster especial ou fibra de vidro oferecendo o máximo de segurança de operação e elevada rigidez e ocupando um espaço por demais reduzido em quadros e painéis Esses disjuntores são do tipo descartável pois quando quaisquer dos seus componentes apresentam defeito tornamse imprestáveis 93152 Tipos de operação dos disjuntores Disjuntores termomagnéticos São aqueles dotados de disparadores térmicos de sobrecarga e eletromagnéticos de curtocircuito Disjuntores somente térmicos São destinados exclusivamente à proteção contra sobrecargas Disjuntores somente magnéticos São semelhantes aos disjuntores termomagnéticos quanto ao aspecto externo Diferenciamse destes por serem dotados somente do disparador eletromagnético São utilizados quando se deseja proteção apenas contra correntes de curtocircuito Disjuntores limitadores de corrente São aqueles que limitam o valor e duração das correntes de curtocircuito proporcionando uma redução substancial dos esforços térmicos e eletrodinâmicos Nesses disjuntores os contatos são separados pelo efeito das forças eletrodinâmicas de grande intensidade que se originam nas correntes de curtocircuito de valor elevado fazendo o disjuntor abrir antes que o relé eletromagnético seja sensibilizado A Figura 944 mostra esquematicamente a parte interior de um disjuntor enfocando os contatos e a câmara de interrupção Disjuntores eletrônicos São disjuntores dotados de sensores de corrente constituídos de um circuito magnético responsável pela identificação do valor da corrente processada por um sistema eletrônico incorporado capaz de enviar um sinal de abertura ao disjuntor quando a corrente do circuito supera o valor da corrente ajustada Os disparadores eletrônicos possuem as seguintes unidades de proteção Unidade de proteção temporizada de retardo longo para atuação contra correntes de sobrecarga Unidade de proteção de tempo definido TD com retardo curto para atuação contra correntes de curtocircuito distante a b Figura 944 a Unidade de proteção instantânea para atuação contra correntes de curtocircuito elevadas ocorridas nos pontos próximos à instalação do disjuntor O controle eletrônico normalmente é fixado ao corpo do disjuntor e extraível podendo em alguns tipos de disjuntor ser extraíveis e substituíveis por outro Pode ser estudado no Exemplo de aplicação 1017 Por meio do seu controle eletrônico é possível elaborar várias curvas ajustáveis de acordo com as necessidades do projeto 93153 Tipos de construção do elemento térmico Disjuntores sem compensação térmica São aqueles calibrados a uma temperatura de 25 ºC Esses disjuntores quando utilizados em ambientes cuja temperatura é superior a 25 ºC o que normalmente é comum nas instalações em quadros e painéis devem ter sua corrente nominal corrigida de tal modo que fique reduzida a 70 do seu valor Isso se deve ao efeito térmico duplo a que o bimetal é submetido tanto pela temperatura ambiente quanto pela dissipação de calor próprio produzido pela corrente de carga Disjuntores tropicalizados São aqueles calibrados a uma temperatura de 50 ºC em média Alguns fabricantes calibram seus disjuntores para uma temperatura de 50 ºC enquanto outros admitem uma temperatura de 55 ºC Os disjuntores tropicalizados quando utilizados em ambientes cuja temperatura é igual ou inferior aos limites anteriormente mencionados podem ser carregados até uma corrente correspondente ao seu valor nominal Para temperaturas superiores porém o que pode ocorrer em quadros e painéis de distribuição industriais a corrente nominal dos disjuntores deve ser corrigida de tal modo que fique reduzida a 80 do seu valor Vista interior do disjuntor limitador de corrente de baixa tensão 93154 Principais elementos de proteção de um disjuntor Disparador térmico simples É constituído de um elemento bimetálico que consiste em duas lâminas de metal soldadas com diferentes coeficientes de dilatação térmica Quando sensibilizadas por determinada quantidade de calor resultante de uma corrente de valor superior b c d e ao estabelecido para esta unidade essas lâminas se curvam de modo que o metal de maior dilatação térmica adquire a posição que corresponde ao maior arqueamento da lâmina provocando o deslocamento da barra de disparo que por sua vez destrava o mecanismo que mantém a continuidade do circuito Assim a alavanca do disjuntor assume a posição disparado intermediária entre as posições ON ligado e OFF desligado A Figura 945 indica esquematicamente a atuação do elemento bimetálico simples tanto na posição de operação normal quanto na posição de disparo Disparador térmico compensado É constituído de um elemento térmico principal que atua mecanicamente sobre outro elemento térmico compensador que neutraliza o efeito da elevação de temperatura do ambiente em que o disjuntor está operando Esse sistema proporciona a utilização da corrente nominal do disjuntor até a uma temperatura de 50 ºC em média A Figura 946 ilustra a atuação do mecanismo de compensação desse disparador que se assemelha no restante ao disparador térmico simples Disparador magnético É constituído de uma bobina que quando atravessada por determinada corrente de valor superior ao estabelecido para esta unidade atrai o induzido e se processa a ação de desengate do mecanismo que mantém a continuidade do circuito fazendo com que os contatos do disjuntor se separem A Figura 947 indica o estado de operação Os disparadores magnéticos apresentam erro de operação que pode variar de 10 em torno do valor da corrente de ajuste Disparadores termomagnéticos não compensados Nos disjuntores em que se combinam as ações térmica e magnética o dispositivo de disparo do bimetálico está mecanicamente acoplado ao dispositivo magnético de curtocircuito proporcionando uma atuação combinada que pode ser vista pelas curvas de característica de tempo corrente no Capítulo 10 A Figura 948 ilustra este tipo de atuação Disparadores termomagnéticos compensados São aqueles cuja unidade térmica é composta dos elementos bimetálicos simples e de compensação combinando suas ações com a unidade magnética conforme ilustração da Figura 949 Os disjuntores multipolares quando submetidos a uma corrente de defeito ou sobrecarga em qualquer uma das fases isoladamente abrem simultaneamente todos os polos evitando uma operação unipolar ao contrário do que ocorre com os elementos fusíveis A proteção de circuitos por disjuntores leva uma grande vantagem relativamente à proteção por meio de fusíveis As características de tempo corrente dos disjuntores podem ser ajustáveis ao contrário dos fusíveis que ainda podem ter suas características de tempo corrente alteradas quando submetidos à intensidade de corrente próxima à do valor de fusão Entretanto os disjuntores apresentam uma capacidade de interrupção em geral inferior à dos fusíveis principalmente as unidades de corrente nominal abaixo de 1500 A Quando instalados em pontos do circuito cuja corrente de curtocircuito supera sua capacidade de interrupção os disjuntores devem ser préligados a fusíveis limitadores de corrente para protegêlos Os disjuntores são dotados de câmaras de extinção de arco que em geral consistem em uma série de placas metálicas em forma de veneziana montadas em paralelo entre dois suportes de material isolante As ranhuras das referidas placas sobrepõemse aos contatos atraindo o arco que se forma a partir do deslocamento do contato móvel para o seu interior confinandoo e dividindoo em um tempo aproximado de meio ciclo Figura 945 Figura 946 Disparador térmico simples Os disjuntores limitadores de corrente quando atuam por efeito eletrodinâmico o fazem em tempo aproximado de 2 ms Como são dotados também de disparadores eletromagnéticos estes são ajustados acima do valor que corresponde à atuação eletrodinâmica A Figura 950 mostra a parte frontal de um disjuntor de baixa tensão indicando os dispositivos de ajuste dos disparadores térmicos e eletromagnéticos Os detalhes de dimensionamento de disjuntores e os ajustes necessários dos disparadores térmicos e eletromagnéticos serão abordados no Capítulo 10 Disparador térmico compensado Figura 947 Figura 948 Figura 949 Figura 950 Disparador magnético Disparadores termomagnéticos não compensados Disparadores termomagnéticos compensados Vista frontal de um disjuntor de baixa tensão 93155 Especificação sumária A aquisição de um disjuntor para utilização em determinado ponto do sistema requer que sejam discriminados os seguintes elementos no mínimo Corrente nominal de operação Capacidade de interrupção Tensão nominal Frequência nominal Faixa de ajuste dos disparadores Tipo termomagnético limitador de corrente somente magnético ou somente térmico Acionamento manual ou motorizado De acordo com o diagrama unifilar da Figura 91 temse Disjuntor tripolar termomagnético corrente nominal de 1250 A corrente mínima de interrupção de 45 kA faixa de ajuste do relé térmico 700 a 1250 A faixa de ajuste do relé eletromagnético 4000 a 8000 A acionamento manual frontal frequência nominal de 60 Hz e tensão nominal 660 V 9316 Voltímetro de ferro móvel 15 É destinado ao registro instantâneo da tensão em sistemas de corrente alternada ou contínua Compõese de uma bobina fixa que age magneticamente sobre dois núcleos concêntricos de ferro doce não magnetizados sendo um fixo e outro móvel Ao alimentar a bobina criase um campo magnético que atua sobre os dois núcleos referidos que por estarem submetidos a polaridades iguais tendem a se repelir Estando um dos núcleos fixos consequentemente o núcleo móvel a que está preso um ponteiro indicador sofrerá um deslocamento angular registrando em escala adequada o valor correspondente da tensão do circuito Quanto mais intenso for o campo magnético da bobina maior será a deflexão do referido ponteiro Quando o núcleo móvel deflete em torno do seu eixo movimenta também a câmara de amortecimento o ponteiro e a mola de compressão que tem a finalidade de fazer o conjunto voltar à posição inicial à medida que a intensidade do campo diminui A Figura 951 mostra esquematicamente um corte longitudinal de um voltímetro de ferro móvel cuja aplicação é mais acentuada enquanto a Figura 952 apresenta a vista frontal do mesmo voltímetro Os voltímetros são comercializados mais comumente com as seguintes dimensões 144 144 mm abertura do painel 138 138 mm 96 96 mm abertura no painel 92 92 mm 72 72 mm abertura no painel 69 69 mm Existem também voltímetros com dimensões retangulares e mais raramente com formato circular A Figura 952 mostra um voltímetro de aplicação em painéis de controle com escala de 0 a 500 V O valor de fundo de escala deve ser pelo menos 25 superior ao valor da tensão nominal do sistema Os voltímetros são ligados diretamente à rede em sistemas de baixa tensão ou por meio de transformadores de potencial em sistemas primários 93161 Especificação sumária É necessário que na compra de voltímetros se estabeleçam os seguintes elementos Dimensões Fundo de escala Tipo ferro móvel bobina móvel não descrito neste livro Tensão de alimentação Frequência nominal O voltímetro representado no diagrama unifilar da Figura 91 pode ser assim descrito Voltímetro de ferro móvel dimensões 96 96 mm escala de 0 a 500 V tensão de alimentação 380 V e frequência de 60 Hz Figura 951 9317 Amperímetro de ferro móvel 16 É destinado à indicação instantânea de corrente tanto em sistemas de corrente contínua como em sistemas de corrente alternada O seu princípio de funcionamento corresponde ao que já foi exposto para o voltímetro de ferro móvel Os amperímetros são comercializados com as mesmas dimensões padronizadas para os voltímetros Normalmente são fabricados para suportarem 50 vezes a carga nominal durante 1 s quatro vezes a carga nominal aproximadamente durante três minutos e duas vezes a carga nominal durante 10 minutos Em geral devese dimensionar o fundo de escala de um amperímetro para o mínimo de 150 do valor da corrente prevista para o circuito a ser medido Os amperímetros em geral são conectados aos barramentos dos painéis por transformadores de corrente que podem ser dimensionados em função da corrente de carga do ponto no qual será instalado Os amperímetros de conexão direta são fabricados para corrente nominal de no máximo 100 A A Figura 953 mostra a vista frontal de um amperímetro enquanto a Figura 954 indica as faixas de escala para medição e sobrecarga Em geral os amperímetros conectados por meio de transformadores de corrente são comercializados com as escalas indicadas na Tabela 913 93171 Especificação sumária É necessário que se estabeleçam no pedido de compra para amperímetros no mínimo os seguintes elementos Dimensões Fundo de escala ou faixa de escala Corrente de entrada 1 ou 5 A Tipo Frequência nominal O amperímetro indicado no diagrama unifilar da Figura 91 pode ser assim descrito Amperímetro de ferro móvel dimensões 96 96 mm fundo de escala de 400 A corrente de entrada 5 A e frequência de 60 Hz Componentes de um voltímetro Figura 952 Figura 953 Figura 954 Tabela 913 Vista frontal de um voltímetro Vista frontal de um amperímetro Faixa de escala de um amperímetro Escalas de amperímetros Dimensões Escala Dimensões Escala 96 96 1005 144 144 6005 a b c 2005 8005 4005 10005 6005 15005 10005 20005 144 144 1005 30005 2005 40005 4005 50005 9318 Fusível de baixa tensão 17 É um dispositivo dotado de um elemento metálico com seção reduzida na sua parte média normalmente colocado no interior de um corpo de porcelana hermeticamente fechado contendo areia de quartzo de granulometria adequada Segundo a IEC 269 os fusíveis para aplicações industriais apresentam a seguinte classificação gI são fusíveis limitadores de corrente que têm a capacidade de interromper desde a corrente mínima de fusão até a capacidade nominal de interrupção gII obedecem as mesmas características anteriores diferindo no entanto daquelas nos seguintes aspectos até Inf 50 A os fusíveis gII são mais rápidos do que os fusíveis gI entre 100 Inf 1000 A os fusíveis gI e gII têm as mesmas características nas aplicações domésticas as capacidades de interrupção dos fusíveis gI e gII são divergentes Os fusíveis gI e gII se caracterizam pela proteção contra sobrecargas e curtoscircuitos aM são fusíveis limitadores de corrente que têm a capacidade de interromper a corrente desde determinado múltiplo de sua corrente nominal até a sua capacidade de interrupção Os fusíveis aM se caracterizam pela proteção somente contra as correntes de curtoscircuitos Por isso é necessário que se utilize neste caso uma proteção contra sobrecarga A IEC ainda classifica os fusíveis como de aplicação doméstica e industrial Os primeiros são acessíveis a pessoas não qualificadas Ao segundo somente devem ter acesso pessoas autorizadas Essa classificação implica as características construtivas dos fusíveis quanto ao acesso às partes vivas no caso de substituição O elemento metálico em geral é de cobre prata ou estanho O corpo de porcelana é de alta resistência mecânica A atuação de um fusível é proporcionada pela fusão do elemento metálico quando percorrido por uma corrente de valor superior ao estabelecido na sua curva de característica tempo corrente Após a fusão do elemento fusível a corrente não é interrompida instantaneamente pois a indutância do circuito a mantém por um curto intervalo de tempo circulando pelo do arco formado entre as extremidades do elemento metálico sólido A areia de quartzo que é o elemento extintor do fusível absorve toda a energia calorífica produzida pelo arco cujo vapor do elemento metálico fundido fica envolvido por esta resultando no final em um corpo sólido isolante que mantém a extremidade do fusível ligado à carga eletricamente separada da outra extremidade ligada à fonte As principais características elétricas dos fusíveis são Corrente nominal É aquela que pode percorrer o fusível por tempo indefinido sem que este apresente um aquecimento excessivo O valor da corrente de fusão de um fusível é normalmente estabelecido em 60 superior ao valor indicado como corrente nominal Tensão nominal É aquela que define a tensão máxima de exercício do circuito em que o fusível deve operar regularmente Capacidade de interrupção É o valor máximo eficaz da corrente simétrica de curtocircuito que o fusível é capaz de interromper dentro das condições de tensão nominal e do fator de potência estabelecido Os fusíveis do tipo NH e diazed devem operar satisfatoriamente nas condições de temperatura ambiente para as quais foram projetados Quanto mais elevada a temperatura a que está submetido mais rapidamente o elemento fusível alcança a temperatura de fusão Os fusíveis do tipo NH apresentam características de limitação da corrente de impulso Isto é particularmente válido na proteção da isolação dos condutores e equipamentos de comando e manobra pois a limitação da intensidade da corrente de curtocircuito implica valores mais reduzidos das solicitações térmicas e eletrodinâmicas sofridas por estes A partir da Figura 1027 podese determinar esta limitação entrandose com o valor da corrente de curtocircuito simétrica valor inicial efetivo calculada no ponto de instalação do fusível Ics 40 kA no eixo das ordenadas traçandose uma reta até atingir a curva do fusível In 224 A obtendose o valor da corrente limitada Il 20 kA Sem o fusível a corrente de curtocircuito atingiria o valor de crista igual a 80 kA O gráfico é particularmente válido para um fator de potência de curtocircuito igual ou inferior a 07 Quando as correntes de curtocircuito são de grande intensidade a aplicação de disjuntores tornase onerosa na maioria dos casos Portanto a utilização de fusíveis limitadores de corrente é bastante comum como proteção contra as correntes de defeito deixandose a proteção contra sobrecarga para a responsabilidade do disjuntor cuja capacidade de ruptura poderá ser bastante reduzida e portanto de custo inferior A atuação dos fusíveis do tipo diazed e NH obedece às características de tempo corrente definidas pelas normas específicas como a curva média de fusão corrente que caracteriza o tempo médio correspondente à fusão do elemento fusível Os fusíveis NH e diazed são providos de indicadores de atuação do elemento fusível O indicador é constituído de um fio ligado em paralelo ao elemento fusível que quando se funde provoca a fusão do fio mencionado que sustenta uma mola pressionada provocando a liberação do dispositivo indicador normalmente caracterizado pela cor vermelha Os fusíveis são fabricados com duas características distintas de atuação rápida e retardada O fusível de característica rápida é mais comumente empregado nos circuitos que operam em condições de corrente inferior à corrente nominal como é o caso de circuitos que suprem cargas resistivas Já o fusível de efeito retardado é mais adequado aos circuitos sujeitos a sobrecargas periódicas como no caso de motores e capacitores Não é aconselhável a aplicação dos fusíveis limitadores como elemento de proteção dos circuitos elétricos submetidos a correntes que definem uma sobrecarga pois devido às suas características de abertura para corrente com intensidade variando em torno de 14 vez a sua corrente nominal não se obtém desses dispositivos uma margem de segurança aceitável para tal finalidade Assim esses fusíveis devem somente ser dimensionados tendo em vista a proteção da rede para correntes de curtocircuito ou de sobrecarga caracterizada por motor de indução com rotor bloqueado apesar de se constituir em uma proteção pouco segura A Figura 955 mostra os diversos elementos componentes de um fusível do tipo diazed Já a Figura 956 apresenta os detalhes construtivos dos fusíveis NH enquanto a Figura 957 mostra respectivamente o fusível do tipo NH e sua base correspondente 93181 Especificação sumária No pedido de compra de um fusível devem constar no mínimo os seguintes elementos Corrente nominal Tamanho da base fusível NH Capacidade de ruptura Característica da curva tempo corrente rápido ou com retardo Componentes fusível diazed base tampa parafuso de ajuste anel de proteção e fusível O fusível indicado no diagrama da Figura 91 pode ser assim descrito Fusível do tipo NH corrente nominal de 160 A capacidade de ruptura de 100 kA base tamanho 2 tipo com retardo Figura 955 Figura 956 Figura 957 a Conjunto fusível diazed Fusível do tipo NH Base para fusível NH 9319 Chave seccionadora tripolar de baixa tensão 18 É um equipamento capaz de permitir a abertura de todos os condutores não aterrados de um circuito de tal modo que nenhum polo possa ser operado independentemente Os seccionadores podem ser classificados em dois tipos Seccionador com abertura sem carga É aquele que somente deve operar com o circuito desenergizado ou sob tensão É o caso das chaves seccionadoras com abertura sem carga b Tabela 914 Seccionador sob carga ou interruptor É aquele capaz de operar com o circuito desde a condição de carga nula até a de plena carga Os seccionadores de atuação em carga são providos de câmaras de extinção de arco e de um conjunto de molas capaz de imprimir uma velocidade de operação elevada A principal função dos seccionadores é permitir que seja feita manutenção segura em determinada parte do sistema Quando os seccionadores são instalados em circuitos de motores devemse desligar tanto os motores como o dispositivo de controle Sobre os dispositivos de seccionamento podese estabelecer A posição dos contatos ou dos outros meios de seccionamento deve ser visível do exterior ou indicada de forma clara e segura Os dispositivos de seccionamento devem ser projetados eou instalados de forma a impedir qualquer restabelecimento involuntário Esse restabelecimento poderia ser causado por exemplo por choque ou vibrações Devem ser adotadas medidas para impedir a abertura inadvertida ou desautorizada dos dispositivos de seccionamento apropriados à abertura sem carga O NEC National Electric Code recomenda que os seccionadores utilizados em circuitos de motores de até 600 V devem ser dimensionados pelo menos para 115 da corrente nominal isto é Quando são instalados em circuitos de capacitor devem ser dimensionados pelo menos para 135 da corrente nominal do banco ou seja A Figura 958 mostra uma chave seccionadora de abertura em carga indicandose seus principais componentes As chaves seccionadoras devem ser dimensionadas para suportar durante o tempo de 1 s a corrente de curtocircuito o valor eficaz corrente térmica e o valor de crista da mesma corrente corrente dinâmica A Tabela 914 fornece as principais características elétricas das chaves seccionadoras dos tipos 5TH e S32 de fabricação Siemens Para outros detalhes consultar catálogo específico do fabricante De acordo com a Tabela 914 devemse esclarecer as seguintes definições Corrente máxima de estabelecimento É o valor de crista do primeiro semiciclo em um polo da chave durante o período transitório que se segue em uma operação de fechamento Chaves seccionadoras dos tipos 5HT e S32 da Siemens Tipo Corrente nominal A Corrente de interrupção para FP 035 Corrente máxima de estabelecimento Corrente presumida de curto circuito com fusíveis Corrente de corte com fusíveis Fusíveis máximos permitidos AC21 AC22 AC23 440 V 500 V 500 V 500 V 380 V A A kA kA kA A 5TH0 1040 40 40 32 304 136 50 82 63 5TH0 1063 63 63 45 304 215 50 955 80 5TH0 1125 125 125 60 480 425 50 135 125 S321603 160 160 102 507 17 50 16 160 Figura 958 S322503 250 250 139 1020 22 50 27 250 S324003 400 400 190 1020 26 50 42 400 S326303 630 630 382 2530 59 50 54 630 S3210003 1000 1000 447 2530 78 50 70 1000 S3212503 1250 1250 870 3780 110 50 70 1250 S3216003 1600 1250 870 3780 110 50 AC21 para ligação de cargas ôhmicas incluindo pequenas sobrecargas AC22 para ligação de cargas mistas ôhmicas e indutivas incluindo pequenas sobrecargas AC23 para ligação de motores e outras cargas indutivas Chave seccionadora tripolar de baixa tensão Corrente presumida de curtocircuito É a corrente que circularia no circuito se os polos de carga da chave fossem conectados por um condutor de impedância desprezível Corrente de corte ou de interrupção É aquela que se estabelece no circuito no início do processo de interrupção 93191 Especificação sumária A compra de uma chave seccionadora deve ser acompanhada no mínimo dos seguintes elementos Tensão nominal Corrente nominal Corrente presumida de curtocircuito Fusível máximo admitido especificar Acionamento manual rotativo ou motorizado Contatos auxiliares se necessário Operação em carga ou a vazio Vida mecânica mínima se necessário Frequência nominal Relativamente à chave seccionadora indicada no diagrama unifilar da Figura 91 temse Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal 500 V corrente nominal de 250 A acionamento manual rotativo sem contatos auxiliares 9320 Contator magnético tripolar 19 É um dispositivo de atuação magnética destinado à interrupção de um circuito em carga ou a vazio O seu princípio de funcionamento baseiase na força magnética que tem origem na energização de uma bobina e na força mecânica proveniente do conjunto de molas preso à estrutura dos contatos móveis Quando a bobina é energizada sua força eletromecânica sobrepõese à força mecânica das molas obrigando os contatos móveis a se fecharem sobre os contatos fixos aos quais estão ligados os terminais do circuito A Figura 959 mostra as principais partes de um contator acoplado ao respectivo relé térmico Os contatores são construídos para suportar elevado número de manobras São dimensionados em função da corrente nominal do circuito do número de manobras desejado e da corrente de desligamento no ponto de instalação A corrente de partida dos motores não tem praticamente nenhuma influência na vida dos contatos dos contatores No entanto o ricochete pode reduzir drasticamente a duração dos contatos Em geral os contatores pequenos quando têm os seus contatos danificados tornamse imprestáveis porém os contatores de corrente nominal elevada possibilitam em geral a reposição dos contatos danificados A Figura 960 mostra um diagrama de comando de um contator de acionamento local com recurso de comando a distância muito característico na aplicação de motores elétricos A Tabela 915 permite a escolha dos contatores da série 3TF de fabricação Siemens 93201 Especificação sumária Na compra de contatores devem ser fornecidos no mínimo os seguintes elementos Tensão nominal Frequência nominal Corrente nominal Número mínimo de manobras Tensão nominal da bobina Número de contatos NA normalmente aberto e NF normalmente fechado Figura 959 Figura 960 Componentes de um contator Esquema de comando de um contator Assim com base no diagrama unifilar da Figura 91 podese descrever o contator como Contator magnético tripolar para motor de 50 cv380 V tensão nominal 500 V corrente nominal 75 A número de manobras mínimo de 50000 com bobina para tensão de 220 V frequência de 60 Hz com 2 contatos NA e 2 NF 9321 Relé bimetálico de sobrecarga para contatores 20 São dispositivos dotados de um par de lâminas construídas com metais de diferentes coeficientes de dilatação linear que quando sensibilizados pelo efeito térmico produzido por uma corrente de intensidade ajustada aquecendo o bimetal provocam pela dilatação térmica de suas lâminas a operação de um contato móvel Os relés bimetálicos de sobrecarga são constituídos de modo a permitir ajustes de corrente nominal dentro de determinadas faixas que podem ser escolhidas conforme o valor da corrente e a natureza da carga Quanto maior for o valor da corrente de sobrecarga menor será o tempo decorrido para a atuação do relé térmico Normalmente os relés de sobrecarga são acoplados a contatores de largo emprego no acionamento de motores elétricos podendo também manobrar circuitos em geral Também os relés de sobrecarga são destinados à proteção de motores trifásicos que por uma razão qualquer como a queima de um fusível em determinada fase operam com alimentação bifásica 93211 Especificação sumária Para qualificar um relé são necessários no mínimo os seguintes dados Potência do motor a que vai proteger Faixa de ajuste desejada Fusível máximo a ser utilizado Tipo do contator a que vai ser acoplado Relativamente à Figura 91 podese especificar assim o relé térmico Relé térmico de sobrecarga para motor de 50 cv380 V faixa de ajuste de 6390 A acoplado ao contator especificar o contator e fusível máximo de proteção de 125 A tipo aM 9322 Chave estrelatriângulo 21 É um equipamento destinado à partida com redução de corrente de motores trifásicos do tipo indução com disponibilidade de seis bornes para ligação As chaves estrelatriângulo são fabricadas para a operação manual ou automática No primeiro caso o tempo para a mudança da conexão estrela para triângulo é definido pelo operador enquanto nas chaves automáticas toda operação é comandada por um relé de tempo que atua sobre os contatores componentes da chave de acordo com o ajuste selecionado As chaves estrelatriângulo automáticas são compostas de 3 fusíveis no circuito de comando 3 fusíveis no circuito de força 3 contatores 1 relé bimetálico 2 botoeiras 1 relé de tempo 1 lâmpada de sinalização verde 1 lâmpada de sinalização vermelha indicadores de medidas de tensão e corrente 1 transformador de comando Os relés de sobrecarga quando aquecidos à temperatura de serviço têm nas suas curvas características de disparo os tempos reduzidos em geral a 25 ou a 50 dos tempos indicados dependendo do fabricante Os relés de sobrecarga devem ser protegidos contra as elevadas correntes de curtocircuito Normalmente os fabricantes fornecem a capacidade máxima dos fusíveis que devem ser empregados no circuito para garantir a integridade do relé e que em nenhuma hipótese deve ser superada A Tabela 102 fornece as principais características dos relés 3UA de fabricação Siemens Também no Capítulo 10 estão definidos os critérios para proteção por meio dos relés de sobrecarga incluindose aí as curvas de atuação A Figura 961 representa o diagrama de comando de uma chave estrelatriângulo automática A sua operação é iniciada quando o contator C3 é energizado pelo acionamento da botoeira L que em seguida volta à sua posição inicial aberta Nesse instante o contato auxiliar CA32 é fechado permitindo a operação do contator C1 que se mantém fechado pelo seu próprio contato auxiliar CA11 iniciando desse modo o processo de partida do motor na configuração estrela Já acionado pelo fechamento da botoeira L o relé de tempo RT inicia sua operação Decorrido o tempo previsto para que o motor adquira a velocidade próxima à velocidade de regime o relé de tempo RT abre o contato CRT1 desenergizando o contator Tabela 915 C3 cujo contato CA33 é acionado energizando a bobina do contator C2 Nesse instante o motor inicia o funcionamento na ligação triângulo Seleção de contatores do tipo de 3TF da Siemens Dados técnicos Tipo 3TF40 10 3TF41 10 3TF42 10 3TF43 10 3TF44 11 3TF45 11 3TF46 22 3TF47 22 3TF48 22 3TF49 22 Corrente permanente em A Tensão V 9 12 16 22 32 38 45 63 75 85 CATEGORIA AC1 manobra de cargas resistivas para FP superior 095 Até 690 V 21 21 32 32 65 65 90 100 120 120 CATEGORIA AC2 manobra de motores com rotor bobinado em serviço normal CATEGORIA AC3 Manobra de motores com rotor de curto circuito em regime normal Potência em cv 220 3 4 6 75 10 15 20 25 30 30 380 5 75 10 15 20 25 30 40 50 60 440 6 75 10 15 25 30 30 50 60 60 CATEGORIA AC4 manobra de motores com interrupção da corrente de partida com frenagem por contracorrente com inversão da rotação Potência em cv 220 1 15 2 3 5 6 75 10 125 15 380 15 2 4 5 10 125 15 15 20 25 440 2 3 5 5 10 125 15 20 25 30 Fusível máximo DZ ou NH A 16 16 25 25 63 63 100 125 160 160 Corrente permanente em A Tensão V 110 140 170 205 250 300 400 475 630 700 CATEGORIA AC1 manobra de cargas resistivas para FP superior 095 Até 690 V 170 170 230 240 325 325 425 600 700 910 CATEGORIA AC2 manobra de motores com rotor bobinado em serviço normal CATEGORIA AC3 manobra de motores com rotor de curto circuito em regime normal Potência em cv 220 50 60 75 75 100 125 150 200 250 350 380 75 100 125 150 175 200 250 300 450 600 440 75 100 125 150 200 250 300 350 500 600 CATEGORIA AC4 manobra de motores com interrupção da corrente de partida com frenagem por contracorrente com inversão da rotação Potência em cv 220 20 20 30 30 40 50 60 60 125 150 380 30 40 50 60 75 75 100 100 200 200 440 40 50 60 75 75 100 125 125 250 250 Fusível máximo DZ ou NH A 224 224 224 224 224 400 400 500 1000 1250 Figura 961 Figura 962 Esquema de comando de uma chave estrelatriângulo A Figura 962 mostra o diagrama de ligação da chave estrelatriângulo anteriormente descrita As chaves estrelatriângulo têm seu uso limitado pela frequência de manobras permitida pelo relé de sobrecarga Em geral essa limitação condiciona as chaves a um máximo de 15 manobras por hora Os contatores C1 C2 e C3 podem ser dimensionados de acordo com as seguintes expressões Contator C1 e C2 Inc corrente nominal do contator em A Inm corrente nominal do motor em A Esquema de ligação dos contatores de uma chave estrelatriângulo Contator C3 Tabela 916 Relé bimetálico A Tabela 916 permite a escolha das chaves estrelatriângulo de fabricação Siemens em função da potência nominal do motor 93221 Especificação sumária Na compra de uma chave estrelatriângulo é necessário que se forneçam pelo menos os seguintes dados Tensão nominal a da rede Corrente nominal ou potência do motor Frequência nominal Tensão do circuito de comando Número de manobras desejadas Tipo de operação manual ou automática Tipo de execução blindada ou aberta Medidores indicadores para execução blindada Relativamente à chave estrelatriângulo representada na Figura 91 temse Chave estrelatriângulo automática tensão nominal 380 V para motor de potência nominal de 100 cv frequência nominal de 60 Hz tensão do circuito de comando 220 V número mínimo de manobras por hora 5 execução blindada corrente nominal de 145 A provida de um amperímetro de 3005 A 9323 Chaves de partida estática 22 Atualmente este tipo de chave está ganhando o mercado de instalações industriais em substituição às chaves estrela triângulo e compensadora devido às suas vantagens operacionais e de desempenho Assim podemse conseguir melhores resultados no controle da partida dos motores elétricos de indução comparativamente às tradicionais chaves de partida anteriormente mencionadas Escolha de chaves estrelatriângulo da Siemens Motores trifásicos Relé de sobrecarga Potências máximas nominais admissíveis em serviço AC3 cv Corrente Contatores tipo 3TF Tipo 3UA Faixa de regulagem Fusível máximo com retardo A 220 V 380 V 440 V A C1 e C2 C3 A DZ NH 10 15 20 28 3TF4222 3TF4011 3UA52 002A 10 16 25 25 125 20 25 30 36 3TF4322 3TF4111 3UA52 002C 16 25 25 25 15 25 38 3TF4322 3TF4211 3UA52 002C 16 25 25 25 30 43 3TF4422 3TF4211 3UA55 002D 20 32 50 50 20 40 40 56 3TF4422 3TF4311 3UA55 002D 20 32 63 63 25 50 63 3TF4522 3TF4311 3UA55 00 2R 32 40 63 63 a b c d 30 50 60 74 3TF4622 3TF4411 3UA58 00 2F 32 50 80 80 40 60 75 75 105 3TF4722 3TF4511 3UA58 002P 50 63 80 80 50 100 120 3TF4822 3TF4622 3UA58 002U 63 80 125 125 60 100 145 3TF4922 3TF4722 3UA58 008W 70 88 160 160 75 125 125 150 180 3TF5022 3TF4722 3UA60 003H 90 120 160 160 150 175 215 3TF5122 3TF4822 3UA61 003K 120 150 160 160 100 175 200 250 3TF5122 3TF4922 3UA61 003K 120 150 224 224 125 200 250 290 3TF5222 3TF5022 3UA62 003M 150 180 224 150 250 300 350 3TF5322 3TF5122 3UA45 008YG 160 250 224 300 350 410 3TF5422 3TF5122 3UA45 008YG 160 250 224 175 430 3TF5422 3TF5222 3UA45 008YG 160 250 224 200 350 400 475 3TF5522 3TF5222 3UA45 008YH 200 320 315 Muitos dados técnicos das chaves de partida estáticas foram estudados no Capítulo 7 Para aplicação dessas chaves é necessário que se conheça os seguintes procedimentos Dados da instalação Tensão de alimentação do motor Frequência Temperatura do ambiente onde irá operar o motor Dados do motor Potência nominal Tensão nominal Corrente nominal Velocidade angular Conjugado nominal Curva conjugado velocidade angular na partida direta Curva corrente velocidade angular na partida direta Dados da carga Potência da carga Velocidade angular Momento de inércia Curva conjugado velocidade angular Característica do conjugado de carga Constante Linear Quadrática Decrescente Para caracterizar qual o tipo de conjugado para diferentes tipos de carga estudar o Capítulo 7 Condições de partida Tabela 917 Quantidade de partida por hora Intervalo mínimo entre partidas sucessivas Corrente máxima admitida pela instalação em função da queda de tensão permitida de acordo com o que foi estudado no Capítulo 7 Tempo de partida máximo desejado A Tabela 917 fornece os elementos básicos de uma chave de partida estática de fabricação WEG Com base nesses dados e seguindo a metodologia de cálculo apresentada no Capítulo 7 podese especificar a chave de partida estática da seguinte forma Chave de partida estática para motor de 125 cv380 VIV polos frequência 60 Hz para carga diretamente solidária ao eixo do motor e de conjugado constante para máximo de 5 partidas por hora Seleção da chave de partida estática SSW02 da WEG Modelo Corrente do motor Tensão da rede 3 In por 30 s 45 In por 30 s 220 V 380 V 440 V Potência do motor A A kW cv kW cv kW cv SSW0216 16 11 4 55 75 10 10 125 SSW0225 25 16 7 9 11 15 145 20 SSW0230 30 25 8 10 15 20 20 25 SSW0245 45 30 12 15 22 30 30 40 SSW0260 60 45 17 20 30 40 40 55 SSW0275 75 50 22 30 37 50 50 68 SSW0285 85 75 26 35 45 60 60 82 SSW02120 120 100 37 50 63 85 83 110 SSW02145 145 120 45 60 75 100 100 130 SSW02170 170 145 52 70 90 125 120 160 SSW02205 205 170 63 85 110 150 145 190 SSW02225 255 190 76 100 132 175 175 240 SSW02290 290 205 87 120 150 200 200 275 SSW02340 340 255 107 145 186 250 245 335 SSW02410 410 175 130 175 225 300 300 380 SSW02475 475 410 150 200 260 350 340 450 SSW02580 580 410 182 240 315 450 415 550 SSW02670 670 450 216 295 375 500 490 650 SSW02800 800 540 260 350 450 600 590 800 SSW02900 900 600 317 450 550 725 725 950 SSW021100 1100 750 364 500 630 850 830 1050 SSW021400 1400 950 462 600 800 1050 1050 1300 9324 Chave compensadora 23 É um equipamento destinado à partida com tensão reduzida de motores de indução trifásicos As chaves compensadoras são normalmente constituídas de 3 fusíveis no circuito de comando 3 fusíveis no circuito de força 3 contatores 1 autotransformador 1 relé bimetálico 2 botoeiras 1 relé de tempo 1 lâmpada de sinalização verde 1 lâmpada de sinalização vermelha 1 transformador de comando O Capítulo 7 aborda também este assunto no que diz respeito à sua aplicação e ao conjugado de partida do motor fazendo comparações com as chaves estrelatriângulo A Figura 963 representa o diagrama de comando de uma chave compensadora automática A sua operação é iniciada quando pressionandose a botoeira L se energiza a bobina do contator C3 conectando o autotransformador ATR Figura 964 em estrela e energizando a bobina do contator C2 e do relé de tempo RT por meio do contato auxiliar CA31 Com a abertura natural da botoeira L a partir da ação de sua mola as bobinas dos contatores C2 C3 e do relé de tempo RT continuam energizadas por meio do contato auxiliar CA21 do contator C2 O motor então inicia o arranque sob tensão reduzida de acordo com o ajuste do tape do autotransformador ATR Decorrido determinado tempo previamente ajustado de maneira que o motor adquira uma velocidade próxima da velocidade nominal o relé de tempo RT abre seu contato CRT1 desligando o contator C3 permitindo que o motor fique energizado com tensão de alimentação reduzida ainda por algumas espiras do autotransformador O contator C1 é energizado pelo contato auxiliar CA32 acionado pela operação de retorno do contator C3 O contator C1 quando operado abre o contato auxiliar CA13 desenergizando o contator C2 permitindo assim que o motor fique submetido à tensão normal de alimentação Figura 963 Figura 964 Esquema de comando de uma chave compensadora automática Esquema trifilar de chave compensadora automática A Figura 964 mostra o diagrama de ligação da chave compensadora anteriormente descrita Os contatores C1 C2 e C3 podem ser dimensionados de acordo com as seguintes expressões Contator C1 Contator C2 Rtrs maior tape de ajuste por exemplo de 80 Contator C3 Rtri menor tape de ajuste por exemplo 65 A Tabela 918 permite que se escolham as chaves compensadoras de fabricação Siemens em função da potência nominal do motor A utilização de chaves compensadoras e os ajustes de tapes do autotransformador foram abordados no Capítulo 7 Além disso foram também analisadas as questões técnicas e econômicas quanto à aplicação alternativa das chaves compensadoras e estrelatriângulo As chaves compensadoras têm seu uso limitado pelo número máximo de manobras Em geral essa limitação condiciona as chaves a um máximo de cinco operações por hora com duração não superior a 15 s podendo ser duas seguidas com intervalos de cinco minutos 93241 Especificação sumária Na compra de uma chave compensadora é necessário que se forneçam pelo menos os seguintes dados Tensão nominal a da rede Tabela 918 Corrente nominal ou potência do motor Frequência nominal Tensão do circuito de comando Número mínimo de manobras desejadas Tipo de operação manual ou automática Indicadores de medidas de tensão e corrente para o tipo de execução blindado Relativamente à chave compensadora indicada no diagrama unifilar da Figura 91 temse Chave compensadora automática tensão nominal 380 V para motor de 75 cv380 VIV polos frequência nominal de 60 Hz tensão do circuito de comando 220 V número mínimo de manobras por hora 5 execução blindada provida de um amperímetro de 3005 A 9325 Chave inversora de frequência 24 É utilizada no controle da velocidade dos motores de indução que desta forma podem substituir com as vantagens que lhes são peculiares os motores de corrente contínua nos processos industriais nos quais é importante a variação de velocidade As chaves inversoras de frequência estão sendo utilizadas também com um objetivo adicional de tornar eficiente o uso da energia em certos tipos de aplicações como por exemplo ventiladores industriais nos quais se pode reduzir a velocidade mantendo o torque constante ao mesmo tempo reduzindo a potência disponibilizada pelo motor na medida exata das necessidades da carga Seleção de chaves compensadoras da Siemens Motores trifásicos Contatores tipo 3TF Relé de sobrecarga Fusível máximo com retardo A Potências máximas nominais admissíveis em serviço AC3 cv Corrente 220 V 380 V 440 V A C1 C2 C3 Tipo 3UA Faixa de regulagem A DZ NH 15 25 30 38 3TF4522 3TF4422 3TF4111 3UA55 00 2R 32 40 63 63 20 30 30 50 3TF4622 3TF4522 3TF4211 3UA58 00 2F 32 50 125 63 25 40 4050 63 3TF4722 3TF4622 3TF4311 3UA58 00 2P 50 63 125 80 30 50 60 74 3TF4822 3TF4722 3TF4311 3UA58 00 2U 63 80 160 125 30 60 60 84 3TF4922 3TF4722 3TF4411 3UA58 00 8W 70 88 160 125 4050 75 75 120 3TF5022 3TF4922 3TF4511 3UA60 00 3H 90 120 224 160 5060 100 100 145 3TF5122 3TF5022 3TF4622 3UA61 00 3K 120 150 224 160 75 125 125 175 3TF5222 3TF5122 3TF4722 3UA62 00 3M 150 180 224 200 75 150 150 205 3TF5322 3TF5122 3TF4822 3UA45 00 8YG 160 250 224 200 100 175 200 250 3TF5422 3TF5222 3TF4922 3UA45 00 8YH 200 320 315 224 125 200 250 300 3TF5522 3TF5322 3TF5022 3UA45 00 8YH 200 320 315 224 125150 250300 300 400 3TF5622 3TF5422 3TF5122 3UA45 00 8YJ 250 400 500 315 175200 300350 350400 475 3TF5722 3TF5522 3TF5222 3UA46 00 8YK 320 500 500 315 250 400450 450500 600 3TF5814 3TF5622 3TF5322 3UA46 00 8YL 400 630 630 500 300 500 550 700 3TF6944 3TF5722 3TF5422 3RB12 62 OL 200 820 1000 500 350 500600 600750 820 3TF6944 3TF5814 3TF5522 3RB12 62 OL 200 820 1250 630 No Capítulo 7 foi estudada a chave inversora de frequência com ênfase à aplicação de partida de motores trifásicos Nesta seção serão abordados seus aspectos construtivos As chaves inversoras são compostas por dois módulos com funções distintas porém integrados em um só equipamento O primeiro módulo conectado diretamente à rede de energia é formado por uma ponte retificadora a diodos de 4 a 6 pulsos ligados a um banco de capacitores a qual transforma a tensão e a corrente alternadas em valores contínuos que alimentam o segundo módulo chamado de inversor que tem a função de transformálas em corrente e tensão na forma de blocos retangulares utilizando técnicas de controle vetorial de fluxo O inversor fornece aos terminais do motor tensão e frequência variáveis que permitem ser trabalhadas de forma a manter o torque constante reduzir a potência de operação e a corrente de partida etc Devido ao processo de geração da onda de tensão na forma anteriormente mencionada as chaves inversoras provocam sérias distorções harmônicas no sistema de alimentação prejudicando a operação dos bancos de capacitores instalados na indústria e portanto degradando a qualidade da energia É importante acrescentar que no caso de motores que operam com contracorrente a energia gerada nesse processo é disponibilizada à rede elétrica pela ação do circuito de potência da chave que permite a reversão da polaridade da corrente contínua Por meio do chaveamento do inversor é gerada uma corrente trifásica na forma de uma onda senoidal retangular O inversor autocontrolado funciona de acordo com o princípio básico da comutação por sucessão de fases em que após o disparo de um tiristor o mesmo que anteriormente conduzia corrente é desligado O conversor de frequência possui um controle eletrônico dedicado ao inversor autocontrolado representado por um regulador de frequência cuja referência é o valor da tensão de corrente alternada de saída resultando uma frequência de saída do inversor proporcional à tensão de referência aplicada aos terminais da chave Se for mantida uma proporção entre a tensão e a frequência aplicadas aos terminais do motor mantémse constante o fluxo da máquina À medida que a tecnologia da comutação avança novos componentes surgem comercialmente De início empregaram se os SCRs Silicon Controlled Retifier que comutavam a uma frequência de 300 Hz Na sequência do desenvolvimento tecnológico surgiram os transistores com frequência de chaveamento superior vindo em seguida os GTOs Gate Turnoff e finalmente foram desenvolvidos os modernos comutadores com frequência de chaveamento da ordem de 20 kHz denominados IGBTs Insulated Gate Bipolar Transistor Os conversores de frequência possuem como características básicas uma frequência variável em geral de 1 a 100 Hz Podem ser fornecidos nos modelos de tensão imposta ou de corrente imposta O interfaceamento para sinais externos de controle é normalmente feito pela variação de corrente de 4 a 20 mA ou de tensão entre 0 e 10 V O controle de velocidade pode ser feito por potenciômetro instalado no próprio conversor As principais características das chaves inversoras são Frequência máxima de saída 100 Hz Faixa de controle Faixa de referência 010 V ou 02 mA ou ainda 4 a 20 mA Torque de partida ajustável Relação tensãocorrente ajustável Funções de supervisão e proteção A Tabela 919 fornece os elementos necessários para selecionar uma chave inversora de frequência de fabricação WEG O uso das chaves inversoras se faz sentir notadamente nas seguintes atividades industriais Elevação e transporte de cargas Bobinamento e desbobinamento de bobinas de papéis Laminação de aço Extrusão de materiais plásticos 93251 Especificação sumária Com base o diagrama da Figura 91 temse Chave inversora de frequência para motor de 200 cv380 VIV polos para uso a torque constante do motor faixa de referência por corrente de 020 mA dotada dos elementos de proteção térmica de sobrecarga e de curtocircuito 9326 Painéis para instalações elétricas 25 São caixas metálicas convenientemente construídas para abrigar equipamentos de seccionamento proteção comando sinalização instrumentos de medida ou outros destinados ao controle e supervisão da instalação Quanto ao grau de proteção veja Capítulo 1 podem ser classificados em IP53 São aqueles protegidos contra acúmulo de poeira prejudicial ao equipamento e água de chuva até a inclinação de 60º com a vertical IP54 São aqueles à prova de poeira e respingos em todas as direções Também são construídos painéis à prova de explosão destinados a locais de grande risco dotados de recursos que impossibilitam acidentes eventuais Normalmente os painéis contêm barramentos condutores suportados por isoladores fixados na estrutura metálica apropriada Cuidados devem ser tomados tanto nas dimensões das barras coletoras quanto na distância entre seus apoios a fim de evitar deformações durante a ocorrência de curtocircuito no sistema O cálculo dos esforços eletromecânicos está detalhado no Capítulo 5 Existe entre os fabricantes uma tendência generalizada de padronização das dimensões dos painéis a partir da construção de módulos que podem ser acoplados para formarem um quadro de distribuição do tamanho desejado Os painéis devem conter internamente uma resistência elétrica a fim de evitar a formação de umidade nos equipamentos elétricos ali instalados As superfícies das chapas de que são construídos os painéis devem sofrer o seguinte tratamento a b Tabela 919 Prétratamento Consiste na imersão em tanques contendo desengraxante alcalino desencapante ou fostatizante Proteção e acabamento Consiste na aplicação de tinta em pó à base de epóxi ou equivalente por processo eletrostático com espessura aproximada de 70 μm A superfície acabada deve ser resistente à abrasão à gordura à água à umidade e às intempéries bem como aos produtos químicos agressivos A Figura 965 mostra esquematicamente a vista frontal de um painel de comando São utilizadas chapas de aço em geral de nº 12 e 14 USSG Quanto à execução são providos de porta frontal ou traseira e parte lateral ou traseira aparafusadas Características técnicas das chaves inversoras CFW06 da WEG Inversor Tensão Motor máximo aplicável Modelo Corrente nominal A Torque constante Torque variável Potência Potência Torque constante Torque variável V cv kW cv kW 18 220 230 18 22 220 6 44 75 55 25 220 230 25 32 75 55 10 75 35 220 230 35 41 125 92 15 11 52 220 230 52 64 20 15 25 185 67 220 230 67 80 25 185 30 22 87 220 230 87 107 30 22 40 30 107 220 230 107 126 40 30 50 37 158 220 230 158 182 60 45 75 55 18 380 480 18 22 380 10 75 125 92 25 380 480 25 32 15 11 20 15 35 380 480 35 41 20 15 25 185 52 380 480 52 64 30 22 40 30 67 380 480 67 80 50 37 50 37 87 380 480 87 107 60 45 75 55 107 380 480 107 126 75 55 75 55 158 380 480 158 182 100 75 125 92 200 380 480 200 225 125 92 150 110 230 380 480 230 260 150 110 175 130 320 380 480 320 350 200 150 250 185 400 380 480 400 430 270 200 300 225 450 380 480 450 500 300 225 350 250 570 380 480 570 630 400 280 450 315 700 380 480 700 770 500 355 550 400 900 380 480 900 1000 700 500 750 560 18 380 480 18 22 440 125 92 15 11 25 380 480 25 32 20 15 25 185 35 380 480 35 41 25 185 30 22 52 380 480 52 64 40 30 50 37 67 380 480 67 80 50 37 60 45 87 380 480 87 107 60 45 75 55 107 380 480 107 126 75 55 100 75 158 380 480 158 182 125 92 150 110 200 380 480 200 225 150 110 175 130 230 380 480 230 260 175 130 200 150 320 380 480 320 350 250 185 270 200 400 380 480 400 430 300 225 350 250 450 380 480 450 500 350 250 450 330 570 380 480 570 630 450 330 550 400 700 380 480 700 770 600 450 700 500 900 380 480 900 1000 750 560 850 630 Figura 965 Vista frontal de um painel de comando a b c 101 Introdução A elaboração de um esquema completo de proteção para uma instalação elétrica industrial envolve várias etapas desde o estabelecimento de uma estratégia de proteção selecionando os respectivos dispositivos de atuação até a determinação dos valores adequados para a calibração destes dispositivos Para que o sistema de proteção atinja a finalidade a que se propõe ele deve responder aos seguintes requisitos básicos Seletividade É a capacidade que possui o sistema de proteção de selecionar a parte danificada da rede e retirála de serviço sem afetar os circuitos sãos Exatidão e segurança Garante ao sistema uma alta confiabilidade operativa Sensibilidade Representa a faixa de operação e não operação do dispositivo de proteção Todo projeto de proteção de uma instalação deve ser feito globalmente e não setorialmente Projetos setoriais implicam uma descoordenação do sistema de proteção trazendo como consequência interrupções desnecessárias de setores de produção cuja rede nada depende da parte afetada do sistema Basicamente um projeto de proteção é feito com três dispositivos fusíveis disjuntores e relés E para que eles sejam selecionados adequadamente é necessário se proceder à determinação das correntes de curtocircuito nos vários pontos do sistema elétrico Os dispositivos de proteção contra correntes de curtocircuito devem ser sensibilizados pelo valor mínimo dessa corrente A proteção é considerada ideal quando reproduz a imagem fiel das condições do circuito para a qual foi projetada isto é atua dentro das limitações de corrente tensão frequência e tempo para as quais foram dimensionados os equipamentos e materiais da instalação A capacidade de determinado circuito ou equipamento deve ficar limitada ao valor do seu dispositivo de proteção mesmo que isso represente a subutilização da capacidade dos condutores ou da potência nominal do equipamento Os dispositivos de proteção devem ser localizados e ligados adequadamente aos circuitos segundo regras gerais estabelecidas por normas 102 Proteção de sistemas de baixa tensão Os condutores e equipamentos de uma maneira geral componentes de um sistema industrial de baixa tensão são frequentemente solicitados por correntes e tensões acima dos valores previstos para operação em regime para os quais foram projetados Essas solicitações normalmente vêm em forma de sobrecarga corrente de curtocircuito sobretensões e subtensões Todas essas grandezas anormais devem ser limitadas no tempo de duração e módulo Portanto dispositivos de proteção encontrados nas instalações elétricas industriais devem permitir o desligamento do circuito quando este está submetido às condições adversas anteriormente previstas Na prática os principais dispositivos utilizados são os fusíveis dos tipos diazed e NH os disjuntores e os relés térmicos 1021 Prescrições básicas das proteções contra as sobrecorrentes Quando falamos genericamente em proteções contra sobrecorrentes estamos nos referindo às proteções contra sobrecargas e contra curtoscircuitos No entanto quando nos referimos às proteções contra sobrecargas estamos considerando a implementação de dispositivos capazes de proteger os condutores elétricos contra correntes moderadas resultantes da operação de cargas cuja soma das correntes supera a capacidade dos condutores que as alimentam Quando estamos falando de proteção contra curtoscircuitos queremos nos referir à circulação de elevadas correntes nos condutores elétricos resultantes de um defeito entre fases ou entre qualquer dos condutores faseterra 10211 Prescrições gerais Genericamente podemos fazer as seguintes considerações Os dispositivos utilizados na proteção contra sobrecargas e curtoscircuitos devem ser capazes de proteger os circuitos e os equipamentos a eles conectados contra os efeitos térmicos resultantes das correntes de sobrecarga devido à elevação de temperatura nas isolações conexões etc e contra os efeitos mecânicos decorrentes dos esforços dinâmicos nos barramentos chaves etc provocados pelas elevadas correntes de curtocircuito Os dispositivos de proteção contra curtoscircuitos não protegem termicamente os equipamentos submetidos a faltas internas Os condutores de fase condutores vivos devem ser protegidos por um ou mais dispositivos de seccionamento automático capaz de isolar a parte do circuito defeituoso da fonte de alimentação As proteções contra sobrecorrentes devem ser detectadas em todos os condutores de fases e provocar obrigatoriamente o seccionamento do condutor em que ocorreu a falta Em geral o seccionamento deve ser nas três fases As proteções contra sobrecarga e curtoscircuitos devem ser dimensionadas de forma a serem seletivas e poderem coordenar entre si 10212 Proteção de acordo com a natureza dos circuitos As proteções devem ser dimensionadas de acordo com o tipo de esquema dos circuitos discriminados a seguir 102121 Esquemas TT e TN No esquema TT podese omitir a proteção em uma das fases nos circuitos alimentados entre fases em que o condutor neutro não é distribuído desde que seja utilizada uma proteção diferencial a montante ou exista uma proteção que seccione todos os condutores de fase Nos esquemas TT e TN quando a seção do condutor neutro for igual ou equivalente à do condutor fase não é necessário utilizar uma proteção de sobrecorrente no condutor neutro nem seccionálo Nos esquemas TT e TN quando a seção do condutor neutro é inferior à do condutor fase devese utilizar uma proteção de sobrecorrente no neutro devendo essa proteção seccionar os condutores fase sem necessariamente seccionar o condutor neutro No entanto podese omitir essa proteção desde que o condutor neutro esteja protegido contra curtoscircuitos pela proteção aplicada nos condutores fase ou que a capacidade de corrente do condutor neutro seja dimensionada para a maior corrente que possa fluir nesse condutor em condições de operação normal do circuito Para que seja garantida essa última condição é necessário que a capacidade das cargas conectadas no circuito seja o máximo possível uniformemente distribuída entre as fases de forma que a corrente que possa fluir no condutor neutro seja adequada à seção desse condutor 102122 Esquemas IT Não é recomendável distribuir o condutor neutro nos sistemas com esquema IT No entanto se o neutro for distribuído devese utilizar uma proteção de sobrecorrente em todos os circuitos detectando sobrecorrentes no condutor neutro que deverá seccionar todos os condutores fase incluindo o próprio condutor neutro 10213 Proteção contra as correntes de sobrecarga São as seguintes as prescrições básicas contra as correntes de sobrecarga nas instalações elétricas É necessária a aplicação de dispositivos de proteção para interromper as correntes de sobrecarga nos condutores dos circuitos de sorte a evitar o aquecimento da isolação das conexões e de outras partes do sistema contíguas além dos limites previstos por norma Os dispositivos de proteção contra correntes de sobrecarga devem ser localizados nos pontos do circuito em que haja uma mudança qualquer que caracterize uma redução do valor da capacidade de condução de corrente dos condutores Esta mudança pode ser caracterizada por uma troca de seção alteração da maneira de instalar alteração no número de cabos agrupados ou na natureza da isolação e em todas as demais condições abordadas no Capítulo 3 O dispositivo que protege um circuito contra sobrecargas pode ser colocado ao longo do percurso desse circuito se a parte do circuito compreendida entre de um lado a troca de seção de natureza de maneira de instalar ou de constituição e do outro lado o dispositivo de proteção não possuir qualquer derivação nem tomada de corrente e atender a uma das duas condições seu comprimento não exceder a 3 m e ser instalada de modo a reduzir ao mínimo o risco de curtocircuito não estar situada nas proximidades de materiais combustíveis Os dispositivos de proteção contra correntes de sobrecarga em circuitos de motor não devem ser sensíveis à corrente de carga absorvida por eles tendo no entanto as características compatíveis com o regime de corrente de partida tempo admissível com rotor bloqueado e tempo de aceleração Podese omitir a aplicação dos dispositivos de proteção contra correntes de sobrecarga nas seguintes condições nos circuitos situados a jusante de uma mudança qualquer que altere a capacidade de condução de corrente dos condutores desde que haja uma proteção contra sobrecargas localizada a montante nos circuitos de cargas resistivas ligadas no seu valor máximo nos circuitos de comando e sinalização nos circuitos de alimentação de eletroímãs para elevação de carga nos circuitos secundários de transformadores de corrente nos circuitos secundários de transformadores de potencial destinados ao serviço de medição nos circuitos de carga motriz cujo regime de funcionamento seja classificado como intermitente nos circuitos que alimentam o campo de excitação de máquinas rotativas nos circuitos que alimentam motores utilizados em serviço de segurança 10214 Proteção contra as correntes de curtocircuito São as seguintes as prescrições básicas contra as correntes de curtocircuito nas instalações elétricas Os dispositivos de proteção devem ter sua capacidade de interrupção ou de ruptura igual ou superior ao valor da corrente de curtocircuito presumida no ponto de sua instalação A energia que os dispositivos de proteção contra curtoscircuitos devem deixar passar não pode ser superior à energia máxima suportada pelos dispositivos e condutores localizados a jusante O dispositivo de proteção deve ser localizado no ponto em que haja mudança no circuito que provoque redução na capacidade de condução de corrente dos condutores A proteção do circuito terminal dos motores deve garantir a proteção contra as correntes de curtocircuito dos condutores e dispositivos localizados a jusante Os circuitos terminais que alimentam um só motor podem ser protegidos contra curtoscircuitos utilizandose fusíveis dos tipos NH ou diazed com retardo de tempo ou disjuntores com dispositivos de disparo magnético Podese omitir a aplicação dos dispositivos de proteção contra as correntes de curtocircuito nas seguintes condições em um ponto do circuito compreendido entre aquele em que houve a mudança de seção ou outra modificação e o dispositivo de proteção desde que este comprimento não seja superior a 3 m e o circuito não esteja localizado nas proximidades de materiais combustíveis em um ponto do circuito situado a montante de uma mudança de seção ou outra modificação desde que o dispositivo de proteção proteja o circuito a jusante nos circuitos que ligam geradores transformadores retificadores baterias e acumuladores aos quadros de comando correspondentes desde que nestes haja dispositivos de proteção nos circuitos que ligam os secundários dos transformadores de potencial e de corrente aos relés de proteção ou aos medidores de energia nos circuitos que desenergizados possam trazer perigo para a instalação correspondente 1022 Dimensionamento dos dispositivos de proteção Um circuito elétrico só está adequadamente protegido contra as sobrecorrentes quando todos os seus elementos como condutores chaves e outros estiverem com suas capacidades térmica e dinâmica iguais ou inferiores aos valores limitados pelos dispositivos de proteção correspondentes Assim tornase importante analisar as sobrecorrentes e os tempos associados à resposta efetiva da proteção Quando se trata de correntes de sobrecarga seus módulos são muito inferiores aos módulos relativos às correntes de curtocircuito Por esta razão as correntes de defeito costumam ser analisadas por processos mais detalhistas como o da integral de Joule Este método é bastante representativo na análise matemática dos efeitos térmicos desenvolvidos pelas correntes de curtocircuito e sua formulação é dada pela Equação 101 Ics corrente de curtocircuito que atravessa o dispositivo de proteção T tempo de duração da corrente de curtocircuito A integral de Joule de cabos e componentes como disjuntores fusíveis etc é calculada normalmente a partir de ensaios de curtocircuito A Figura 101 representa a curva típica da integral de Joule de um cabo de baixa tensão a qual fornece para cada valor de corrente a energia específica ou energia por unidade de resistência JΩ A2 s O valor de Ic na Figura 101 representa a capacidade de corrente do cabo que nessas condições atinge a temperatura máxima para serviço contínuo e com a qual pode operar ao longo de sua vida útil normalmente considerada de 20 anos Já o valor de Il na mesma figura representa o valor limite da corrente para a qual o aquecimento do condutor é adiabático isto é sem troca de calor entre o condutor e a isolação Logo a energia necessária para elevar a temperatura para serviço contínuo até a temperatura de curtocircuito é denominada integral de Joule A norma NBR 5410 estabelece que a integral de Joule a qual o dispositivo de proteção deve deixar passar não pode ser superior à integral de Joule necessária para aquecer o condutor desde a temperatura máxima para o serviço contínuo até a temperatura limite de curtocircuito ou seja K2 S2 integral de Joule para aquecimento do condutor desde a temperatura máxima para serviço contínuo até a temperatura de curtocircuito admitindo aquecimento adiabático K 115 para condutores de cobre com isolação de PVC e seção inferior ou igual a 300 mm2 K 103 para condutores de cobre com isolação de PVC e seção superior a 300 mm2 K 143 para condutores de cobre com isolação de EPR ou XLPE S seção do condutor em mm2 Ainda da NBR 5410 podemos acrescentar que para um curtocircuito de qualquer duração em que a assimetria da corrente não seja significativa e para curtoscircuitos simétricos de duração igual ou superior a 01 s e igual ou inferior a 05 s podese escrever Tabela 101 Pela Tabela 101 obtémse a integral de Joule referente ao condutor de 95 mm2 K2 S2 119355 103 A2 s condição satisfeita Integral de Joule para aquecimento adiabático para condutores de cobre Seção mm2 Integral de Joule A2 s 103 Isolação PVC Isolação EPR e XLPE 15 297 46 25 826 127 4 2116 327 6 4761 736 10 1322 2045 16 3385 5235 25 8265 12781 35 16200 25050 50 35062 51123 70 64802 100200 95 119355 184552 120 190440 294466 150 297562 460103 185 452625 699867 240 761760 1167862 Um circuito só está adequadamente protegido quando o dispositivo de proteção contra sobrecorrentes satisfaz às seguintes condições Não opera quando a corrente for inferior à capacidade de condução de corrente do condutor do circuito na sua particular condição de maneira de instalar Opera normalmente com tempo de retardo elevado para uma corrente de sobrecarga de até 145 vez a capacidade de corrente do condutor Figura 102 Opera em tempos inversamente proporcionais para correntes de sobrecarga compreendidas entre 145 e 8 vezes a corrente nominal Opera em um tempo extremamente reduzido para as correntes de curtocircuito Os dispositivos de proteção devem ser nominalmente dimensionados em função das particularidades de cada sistema cujo estudo será definido a seguir 1023 Dispositivo de proteção à corrente diferencialresidual É cada vez mais frequente a ocorrência de acidentes envolvendo crianças e adultos que entram em contato direto ou indireto com partes vivas da instalação ou partes metálicas não energizadas em operação normal massas Além de levar perigo à vida das pessoas é comum que a propriedade possa ser profundamente prejudicada ou até destruída por uma falha na instalação que não é prontamente eliminada por um dispositivo adequado de proteção Dessa forma a proteção por dispositivo de proteção à corrente diferencialresidual pode prover segurança à vida dos usuários de energia elétrica quando a instalação está protegida por um dispositivo dimensionado para uma corrente de fuga de valor não superior a 30 mA Para a proteção da propriedade podem ser utilizados dispositivos com valor de corrente de fuga superior Todas as atividades biológicas desenvolvidas pelo corpo humano são resultantes de impulsos enviados pelo cérebro na forma de corrente elétrica de baixíssimo valor Porém quando o indivíduo entra em contato com qualquer parte viva de um circuito elétrico uma corrente passa a circular por esse indivíduo juntamente com a corrente fisiológica própria O resultado é uma alteração nas funções vitais do indivíduo que pode leválo à morte A Figura 102 mostra as diferentes zonas de proteção de um dispositivo DR Zona 1 não provoca distúrbios perceptíveis Zona 2 não provoca distúrbios fisiológicos prejudiciais Zona 3 provoca distúrbios fisiológicos sérios porém reversíveis como parada cardíaca parada respiratória e contrações musculares Zona 4 provoca distúrbios fisiológicos severos e geralmente irreversíveis como fibrilação cardíaca e parada respiratória Zona 5 representa a faixa de atuação do dispositivo de proteção DR para a corrente de fuga de 30 mA Curva tempo corrente das reações fisiológicas dos seres humanos Esses dispositivos podem ser divididos em três partes funcionais Transformador toroidal para detecção das correntes de falta faseterra Disparador que transforma uma grandeza elétrica em ação mecânica Mecanismo móvel e os respectivos elementos de contato O princípio básico de funcionamento dos dispositivos DR leva em conta que a soma das correntes que circulam nos condutores de fase e de neutro é nula gerando consequentemente um campo magnético nulo e não induzindo no Figura 103 secundário do transformador de corrente do dispositivo nenhuma corrente elétrica Se no entanto a instalação elétrica é submetida a uma corrente de falta faseterra a relação de nulidade das correntes deixa de existir e surgirá um campo magnético residual que induzirá no secundário do transformador de corrente do dispositivo uma corrente elétrica que sensibilizará o mecanismo de disparo do dispositivo DR Esse princípio básico de funcionamento poderá ser mais bem entendido a partir das análises das Figuras 103a e b A concepção do núcleo associada a mecanismos auxiliares é bem mais complexa do que o esquema simplificado da Figura 103 Há dois tipos de dispositivos DR quanto à sensibilidade da corrente de defeito Os dispositivos DR mais sensíveis detectam correntes de falta de até 30 mA e portanto asseguram a proteção contra contatos diretos e indiretos Já os dispositivos DR com sensibilidade de corrente de falta superior a 30 mA devem ser empregados somente contra contatos indiretos e contra incêndio De acordo com a NBR 5410 qualquer que seja o esquema de aterramento deve ser objeto de proteção complementar contra contatos diretos por dispositivos a corrente diferencialresidual dispositivos DR de alta sensibilidade isto é com corrente diferencialresidual nominal igual ou inferior a 30 mA A aplicação de dispositivos DR deve seguir algumas premissas básicas O uso do dispositivo DR não dispensa em qualquer hipótese o condutor de proteção Os dispositivos DR devem garantir o seccionamento de todos os condutores do circuito protegido O circuito magnético do dispositivo DR deve envolver todos os condutores vivos dos circuitos protegidos inclusive o condutor neutro O circuito magnético do dispositivo DR não deve envolver em nenhuma hipótese o condutor de proteção Devemse selecionar os circuitos elétricos e os respectivos dispositivos DR de tal forma que as correntes de fuga que possam circular durante a operação dos referidos circuitos não ocasionem a atuação intempestiva dos dispositivos Para tornar possível o uso do dispositivo DR nos esquemas TNC devese convertêlo imediatamente antes do ponto de instalação do dispositivo no esquema TNCS Deve ser obrigatório o uso de dispositivos DR nos circuitos que alimentam pontos de utilização situados em locais contendo banheira ou chuveiro elétrico nos circuitos que alimentam tomadas de corrente localizadas em áreas externas à edificação nos circuitos que em áreas de habitação alimentam pontos de utilização situados em cozinhas copas cozinhas lavanderias áreas de serviço garagens e demais dependências internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens cujos pontos estejam a uma altura inferior a 25 m nos circuitos que em edificações não residenciais alimentam pontos de tomada situados em cozinhas copas cozinhas lavanderias áreas de serviço garagens e em geral em áreas internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens Dispositivo DR instalado em um circuito trifásico A proteção dos circuitos pode ser realizada individualmente por ponto de utilização por circuitos ou por grupos de circuitos 1024 Relés térmicos de sobrecarga São dispositivos dotados de um par de lâminas construídas com metais de diferentes coeficientes de dilatação térmica linear que quando atravessados por uma corrente de intensidade ajustada aquecendo o bimetal provocam sob efeito da dilatação térmica de suas lâminas a operação do contato móvel Os relés bimetálicos de sobrecarga são constituídos de modo a permitir ajustes da corrente dentro de determinadas faixas que podem ser escolhidas conforme o valor da corrente e da natureza da carga Quanto maior for o valor da corrente de sobrecarga menor será o tempo decorrido para a atuação do relé térmico Os aspectos construtivos podem ser vistos no Capítulo 9 Usados particularmente em instalações industriais para proteção de motores os relés bimetálicos de sobrecarga são acoplados a contatores que são os elementos de comando do circuito Normalmente os fabricantes de contatores fornecem o tipo adequado dos relés Para um mesmo tipo de contator existem vários relés com faixas de ajuste diferentes A seleção da faixa de ajuste dos relés de sobrecarga deve ser função do regime de serviço do motor Os relés bimetálicos de sobrecarga atuam com base em curvas de tempo corrente do tipo inverso como as que se ilustram na Figura 104 A determinação do tempo de atuação da unidade térmica pode ser feita pela Equação 105 Ia corrente de ajuste da unidade térmica temporizada em A Ic corrente que atravessa o relé em A M múltiplo da corrente ajustada Com o valor de M acessase o gráfico do relé como por exemplo o da Figura 104 obtendose no eixo das ordenadas o tempo de atuação Tar A integridade da isolação de um condutor é severamente atingida por correntes de sobrecarga que provoquem efeitos térmicos excessivos Assim a norma NBR 5410 considera corrente de sobrecarga de pequena intensidade quando o condutor atinge uma temperatura de regime não superior à temperatura máxima de sobrecarga relativa à natureza de sua isolação dada na Tabela 35 Correntes de sobrecarga de até 145 vez a capacidade nominal do condutor são consideradas de pequena intensidade Podem ser toleradas por um longo período de tempo porém devem ser limitadas na duração para não prejudicar a isolação do condutor Figura 104 a Características do relé 3UA da Siemens 10241 Critérios para o ajuste dos relés de sobrecarga O ajuste dos relés de sobrecarga necessita de critérios básicos a seguir definidos Serviço contínuo S1 De forma geral um relé deve ser escolhido com uma faixa de ajuste em que esteja compreendida a corrente nominal do motor independentemente do seu carregamento O valor do ajuste do relé de sobrecarga térmica deve obedecer aos requisitos relacionados a seguir A corrente de ajuste do relé térmico de proteção deve ser igual ou superior à corrente de projeto ou simplesmente corrente de carga prevista ou seja Ia corrente nominal ou de ajuste da proteção Ic corrente de projeto do circuito A corrente de ajuste do relé térmico de proteção deve ser igual ou inferior à capacidade de condução de corrente dos condutores Inc corrente nominal do condutor O tempo de partida do motor deve ser inferior ao tempo de atuação do relé Tar para a corrente de partida correspondente enquanto o tempo de rotor bloqueado deve ser igual ou superior ao valor da corrente ajustada ou seja Tpm tempo de acionamento do motor Trb tempo de rotor bloqueado Tabela 102 Como exemplo o ajuste dos relés térmicos bimetálicos da série 3UA de fabricação Siemens pode ser feito a partir da Tabela 102 Características elétricas dos relés bimetálicos 3UA54 Potência de motores trifásicos padronizados NBR 5432 Categoria de utilização AC3 Faixa de ajuste Para montagem acoplado aos contactores Fusíveis máximos diazed ou NH Tipo kW 220230V 380400V 440V A AC3 A 3UA5500 1J 22 3 456 5675 6310 3TF43 3TF35 25 3UA5500 2A 337 45 7510 7510 1016 3TF44 3TF45 3532 3UA5500 2B 3745 55 5675 10125 10125 15 12520 50 3UA5500 2D 55759 7510 125 1520 2025 2032 2232A 63 3UA5500 2R 911 12515 25 2530 3240 38A 63 3UA5800 2D 55759 7510 125 1520 2025 2032 3TF46 3TF47 3TF48 3TF49 63 3UA5800 2F 91115 12515 20 2530 30 3250 45A 100 3UA5800 2P 15185 2025 40 4050 5063 63A 125 3UA5800 2U 18522 2530 50 60 6380 75A 160 3UA5800 8W 22 30 5060 60 7088 85A 160 3UA6000 2W 18522 2530 5060 75 6390 3TF50 160 3UA6000 3H 3037 4050 75 90120 110A 224 3UA6100 3H 30 40 75 100 90120 3TF51 224 3UA6100 3K 3745 5060 100 100 120150 140A 224 b Figura 105 Rcpm 64 relação entre a corrente de partida e a corrente nominal do motor obtida da Tabela 64 Logo condições satisfeitas Serviço de curta duração ou intermitente Neste caso podese omitir a proteção de sobrecarga dependendo do regime de serviço do motor Quando prevista a proteção de sobrecarga a seleção da faixa de disparo e a corrente de ajuste devem ser dimensionadas de acordo com o mesmo princípio apresentado para os motores em serviço permanente porém os tempos de disparo dados nas curvas devem ser reduzidos em 25 dos valores mostrados nos gráficos mencionados É sempre importante observar que Tar Tpn pois do contrário não é possível processar a religação do motor operação realizada com determinada frequência Neste caso devese determinar a corrente equivalente do ciclo de carga dada pela Equação 109 Ipm corrente de partida em A Tpm tempo de duração da partida em A Inm corrente nominal do motor ou corrente de carga em A Curva de operação de um motor em regime S4 Tn tempo de duração do regime normal de funcionamento em s Tt tempo total de um ciclo de funcionamento isto é Tp Tn em s Tr tempo de duração do repouso em s A Figura 105 mostra uma curva típica do regime S4 um dos mais utilizados nas aplicações práticas Figura 106 a b c Curva de operação 1025 Disjuntores de baixa tensão São dispositivos destinados à proteção de circuitos elétricos os quais devem atuar quando percorridos por uma corrente de valor superior ao estabelecido para funcionamento normal De acordo com sua forma construtiva os disjuntores podem acumular várias funções Proteção contra sobrecarga Proteção contra curtoscircuitos Comando funcional Seccionamento Seccionamento de emergência Proteção contra contatos indiretos Proteção contra quedas e ausência de tensão A seguir serão analisados os principais parâmetros elétricos dos disjuntores Corrente nominal É aquela que pode circular permanentemente pelo disjuntor Os disjuntores ditos tropicalizados são constituídos de um bimetal duplo que permite manter sua corrente nominal até a uma temperatura em geral de 50 ºC sem que o mecanismo de atuação opere Ao contrário os disjuntores cujos relés de sobrecarga térmica são providos de somente um bimetal são ajustados para atuarem em geral a uma temperatura de 20 ºC Considerandose a utilização de disjuntores tropicalizados em geral em quadros de distribuição industriais nos quais a temperatura pode ser elevada não superior a 50 ºC é possível utilizar toda a capacidade de corrente nominal do disjuntor sem a necessidade de aplicar nenhum fator de correção Entretanto para os disjuntores não tropicalizados calibrados para 20 ºC recomendase utilizar somente 70 de sua corrente nominal Esta é uma forma de compensar o efeito da elevação da temperatura interna do quadro de comando Tensão nominal É aquela à qual estão referidas a capacidade de interrupção e as demais características nominais do disjuntor Capacidade nominal de interrupção de curtocircuito É a máxima corrente presumida de interrupção de valor eficaz que o disjuntor pode interromper operando dentro de suas características nominais de tensão e frequência e para um fator de potência determinado Os disjuntores termomagnéticos operam de acordo com suas curvas de características térmicas curva T e magnéticas curva M conforme pode ser observado na Figura 107 Os disjuntores podem ser fabricados quanto às unidades de proteção incorporadas em quatro diferentes tipos Disjuntores somente térmicos Figura 107 São aqueles que dispõem de somente uma unidade de proteção térmica de sobrecarga Disjuntores somente magnéticos São aqueles que dispõem de somente uma unidade magnética de proteção contra curtoscircuitos Disjuntores termomagnéticos São aqueles que dispõem de uma unidade de proteção térmica e outra magnética de curtocircuito É o tipo de maior utilização prática Disjuntores termomagnéticos limitadores São aqueles que dispõem das unidades de proteção térmica e magnética e de um sistema especial capaz de interromper as elevadas correntes de curtocircuito antes que elas atinjam o seu valor de pico Esse sistema tem como princípio as forças eletrodinâmicas provocadas pela corrente de defeito Tanto as unidades de proteção térmica de sobrecarga como as magnéticas de curtocircuito incorporadas aos disjuntores anteriormente classificados podem ser fabricadas com duas diferentes características Unidade sem ajuste ou regulação Neste caso as correntes das unidades térmica e magnética são préajustadas pelo fabricante Unidades com ajuste externo Neste caso podemse regular as correntes de atuação através de seletores tanto da unidade térmica como da magnética As particularidades construtivas dos disjuntores e os detalhes de operação estão descritos no Capítulo 9 O dimensionamento de disjuntores de baixa tensão em circuitos industriais deve ser feito observandose o tipo que será utilizado quanto ao comportamento de atuação em função da temperatura a que estará submetido em operação Características tempo corrente de um disjuntor termomagnético Figura 108 a Regiões características dos disjuntores termomagnéticos Assim como os fusíveis os disjuntores devem ser dimensionados pela sua característica I2 t que representa o valor máximo da integral de Joule que o dispositivo deixa passar em função da corrente que circula por ele De acordo com a Figura 108 podese caracterizar o disjuntor por meio de suas quatro regiões de diferentes comportamentos quanto à integral de Joule Região A I In não existe limitação de corrente Região B In I Im caracterizada por tempo de disparo relativamente longo devido à temporização da unidade térmica Região C Im I Ird caracterizada por tempo de disparo relativamente curto devido à atuação sem temporização da unidade magnética Região D I Ird caracterizada pela impropriedade do uso do disjuntor A seleção e o ajuste dos disjuntores devem ser feitos com base nos seguintes requisitos previstos pela NBR 5410 Características de proteção contra sobrecarga A corrente nominal ou de ajuste da unidade térmica do disjuntor deve ser igual ou superior à corrente de projeto ou simplesmente de carga prevista Ia corrente nominal ou de ajuste do disjuntor Ic corrente de projeto do circuito A corrente nominal ou de ajuste da unidade térmica do disjuntor deve ser igual ou inferior à capacidade de condução de corrente dos condutores Inc corrente nominal do condutor A corrente convencional de atuação do disjuntor deve ser igual ou inferior a 145 vez a capacidade de condução de corrente dos condutores Iadc corrente convencional de atuação para disjuntor ou corrente convencional de fusão para fusíveis Entendese por corrente convencional aquela que assegura efetivamente a atuação do disjuntor dentro de um intervalo de tempo Tad denominado tempo convencional A condição da Equação 1012 é aplicável quando for possível assumir que a temperatura limite de sobrecorrente dos condutores dada na Tabela 35 não venha a ser mantida por um período de tempo superior a 100 horas durante 12 meses Tabela 103 consecutivos ou 500 horas ao longo da vida útil do condutor Quando isso não ocorrer a Equação 1012 toma a seguinte forma Por questões práticas o valor de na Equação 1013 pode ser substituído por K Ia K é o fator de multiplicação dado na Tabela 103 A Tabela 103 fornece os limites da corrente convencional de atuação e da corrente convencional de não atuação para fusíveis e disjuntores Tratandose de disjuntores segundo a NBR 5361 podemse aplicar apenas as condições de sobrecarga previstas nas Equações 1010 e 1011 Adicionalmente os disjuntores podem ser classificados de duas diferentes formas de utilização Disjuntores de características L São aqueles adequados à proteção de circuitos de distribuição circuitos de iluminação de tomadas e de comando Fatores de multiplicação de corrente K Tipo Norma aplicável Corrente nominal Corrente convencional de não atuação fusão Corrente convencional de atuação fusão A A A Fusível gI IEC269 In igual e inferior a 4 15 In 21 In In superior a 4 e inferior ou igual a 10 15 In 19 In In superior a 10 e inferior ou igual a 25 14 In 175 In In superior a 25 e inferior ou igual a 100 13 In 16 In In superior a 100 e igual ou inferior a 1000 12 In 16 In Fusível gII IEC269 Todas 12 In 16 In Fusível gG IEC269 Todas 125 In 16 In Disjuntor em caixa moldada tipo G CEE19 Todas 105 In 135 In Disjuntor em geral NBR 5361 In igual ou inferior a 63 105 In 135 In In superior a 63 105 In 125 In Disjuntor em caixa moldada tipo L CEE19 In igual ou inferior a 10 15 In 19 In 16 25 14 In 175 In In superior a 25 13 In 16 In Disjuntores de características G São aqueles adequados à proteção de aparelhos e motores sujeitos a sobrecargas b Figura 109 Tabela 104 Para aplicação das prescrições anteriores é necessário que haja coordenação entre a curva de tempo corrente correspondente à solicitação térmica admissível do condutor curva C e a curva de atuação do disjuntor curva D conforme a Figura 109 Em complementação aos critérios anteriores temse que o tempo de atuação do disjuntor deve ser superior ao tempo de partida do motor enquanto o tempo de rotor bloqueado deve ser igual ou superior ao valor da corrente ajustada Tad tempo de atuação do disjuntor Tpm tempo de partida do motor Trb tempo de rotor bloqueado Características de proteção contra curtoscircuitos A condição de proteção contra curtocircuito será atendida de diferentes formas Capacidade de interrupção ou de ruptura A capacidade de interrupção do disjuntor deve ser igual ou superior à corrente de curtocircuito trifásica no ponto de sua instalação ou seja Ird capacidade de interrupção do disjuntor em A As correntes nominais e as capacidades de ruptura dos disjuntores variam em função do tipo e principalmente do fabricante Para os disjuntores tripolares do tipo selado as correntes nominais mais frequentes podem ser escolhidas de maneira geral de acordo com a Tabela 104 Se a corrente no ponto de instalação do disjuntor superar sua capacidade de interrupção podem ser préligados a estes fusíveis limitadores de corrente do tipo NH ou outro dispositivo de proteção com características de interrupção compatíveis com a capacidade de interrupção do disjuntor Neste caso as características do fusível ou outro dispositivo de retaguarda devem ser coordenadas com as do disjuntor de forma que os condutores ou os outros dispositivos sob proteção contatores relés térmicos etc não sejam submetidos a solicitações térmicas e dinâmicas excessivas Proteção contra faltas na extremidade do circuito Curva de coordenação Características elétricas gerais dos disjuntores em caixa moldada Disjuntores trifásicos Disjuntores monofásicos Figura 1010 Tabela 105 A verificação da integridade do condutor pode ser mais completa ao se comparar o valor da integral de Joule que deixa passar o disjuntor com a integral de Joule dos condutores A integral de Joule que o disjuntor deve permitir passar deve ser inferior à integral de Joule suportável pelos condutores A título de exemplificação a Figura 1010 mostra as curvas características I2 t de dois disjuntores D1 e D2 e da isolação de um condutor C Dela podese concluir o disjuntor D1 protege a isolação do condutor a partir do ponto correspondente à corrente de ajuste da unidade térmica ponto 1 até o valor da corrente de atuação ou de ajuste da unidade magnética ponto 2 o disjuntor D2 protege a isolação do condutor para todas as faixas de corrente até o valor correspondente à sua corrente de ruptura ponto 3 Interseção da curva de suportabilidade térmica do condutor com a curva de atuação do disjuntor Para satisfazer a NBR 5410 a curva de suportabilidade térmica do condutor deve cortar a curva do disjuntor em qualquer ponto do trecho de transição de atuação das unidades térmicas e magnéticas A corrente de atuação do disjuntor no ponto referido deve ser inferior à mínima corrente de curtocircuito presumida conforme mostra a Figura 1011 Curvas I2 t de disjuntores e condutor Ia corrente de atuação do disjuntor no ponto de transição das curvas das unidades térmicas e magnéticas Icamin corrente mínima de curtocircuito presumida Se o circuito não possuir o condutor neutro distribuído a corrente de curtocircuito mínima deve ser a de valor trifásico simétrico no final do trecho protegido pelo disjuntor Se o condutor neutro é distribuído devese considerar a corrente faseterra também no final do trecho do circuito referido As curvas de suportabilidade térmica dos condutores devem ser fornecidas pelo fabricante dos cabos o que nem sempre é facilmente encontrado em seus catálogos Para atender a essa prescrição basta determinar o tempo de suportabilidade térmica do condutor dado na Equação 104 e levar esse valor ao gráfico tempo corrente do disjuntor A escolha das características nominais de alguns tipos de disjuntores pode ser feita a título de exemplo com base nas Tabelas 105 e 106 para disjuntores de fabricação Siemens Características elétricas dos disjuntores tripolares Siemens Tipo Correntes nominais Faixa de ajuste Corrente de interrupção kA A Unidade térmica Unidade magnética 220 380 500 A A V V V HHED6 15 Fixa 400700 100 65 42 20 25 30 6001000 40 50 60 70 80 90 100 125 HFXD 150 Fixa 8001500 100 65 42 175 9002000 200 225 11002500 250 HJXD 300 Fixa 12502500 100 65 42 350 20004000 400 HLXD 450 Fixa 20004000 100 65 42 500 30006000 600 HLMXD 700 Fixa 32008000 100 65 42 800 HNXD 900 Fixa 500010000 100 65 42 1000 1200 Tabela 106 HPXD 1400 Fixa 500010000 100 65 42 1600 HRXD 1800 Fixa 500010000 100 65 42 2000 Características elétricas dos disjuntores tripolares Siemens Tipo Corrente nominal Faixa de ajuste térmica Faixa de ajuste magnética Corrente de interrupção kA 220 380 440 A A A V V V 3VU13 25 46 12 In 100 100 5 610 100 10 5 1016 100 10 5 1420 10 6 5 1825 10 6 5 3VU16 52 1625 12 In 100 100 25 2232 100 35 25 2840 100 35 25 3652 100 35 25 3VF12 63 2840 12 In 100 42 26 3650 100 30 22 4563 100 22 18 3VF31 100 6380 15 In 100 65 50 80100 3VF32 160 100125 15 In 100 65 50 125160 3VF42 250 160200 5 a 10 In 100 80 65 200250 3VF52 400 250315 5 a 10 In 100 80 65 315400 3VF62 630 400500 5 a 10 In 100 80 50 500630 3VF71 800 400 500 630 800 2 a 8 In 65 50 42 3VF72 1250 630 800 1000 1250 2 a 8 In 65 50 42 3VF82 1600 800 1000 1250 1600 2 a 8 In 100 80 65 3VF83 2000 1000 1250 1600 2000 2 a 8 In 100 80 65 3WN6 1600 630 252 630 15 a 12 In Até 500 V 65 kA 800 320 800 1000 400 1000 1250 500 1250 1600 640 1600 3WN6 3200 2000 800 2000 15 a 12 In Até 500 V 80 kA 2500 1000 2500 1280 3200 Obs foram utilizados parcialmente os valores da tabela original O leitor deve consultar o catálogo do fabricante para mais detalhes Também a título de exemplo as Figuras 1012 a 1017 mostram as características de disparo dos disjuntores Siemens especificados nas tabelas anteriores 10251 Disjuntormotor É um dispositivo de proteção que associa a proteção de sobrecarga e curtocircuito e a capacidade de manobra dos motores elétricos de indução Na realidade o disjuntormotor é um disjuntor termomagnético adaptado para permitir a partida o comando e a proteção dos motores elétricos O disjuntormotor é normalmente utilizado em um circuito terminal de motor associado a um contator de potência Existem várias associações como será visto a seguir 102511 Disjuntor termomagnéticomotor contator Tem como função a proteção contra sobrecarga e curtocircuito dada pelas unidades térmicas e magnéticas o seccionamento dado pelo próprio disjuntor com capacidade adequada para permitir a partida dos motores elétricos ficando o contator com a função de acionamento do motor 102512 Disjuntor somente magnéticomotor contator relé térmico Tem como função a proteção contra curtocircuito dada pelas unidades magnéticas a proteção térmica e de falta de fase dadas pelo relé térmico do contator o seccionamento dado pelo próprio disjuntor com capacidade adequada para permitir a partida dos motores elétricos ficando o contator com a função de acionamento do motor Figura 1011 Figura 1012 Curva do condutordisjuntor Disjuntores da série H da Siemens Figura 1013 Figura 1014 Disjuntores 3VF13 Siemens Disjuntores 3VF16 Siemens Figura 1015 Figura 1016 Disjuntores 3VF12 Siemens Disjuntores 3VF356 Siemens Figura 1017Disjuntores 3WN6 Siemens As conexões mecânicas e as ligações elétricas entre o contator e o disjuntor permitem um dispositivo de proteção seccionamento e comando compacto muito utilizado Devese alertar que não é aconselhável fazer as associações entre disjuntores e contatores de forma geral para construir um dispositivo de proteção disjuntormotor O projetista deve acessar o catálogo de um fabricante desses dispositivos devendose entender que os diversos componentes do disjuntormotor são construídos e montados formando um só dispositivo para atender às características operacionais anteriormente mencionadas e à norma IEC 6094762 102513 Relés eletrônicos instantâneos Para atender aos requisitos de proteção dos motores acoplados às máquinas com elevados conjugados resistentes de partida grande momento de inércia e com probabilidades de se ter o rotor bloqueado foram desenvolvidos os relés eletrônicos cujas características de funcionamento apresentam funções definidas de corrente e tempo Alguns modelos integram um temporizador de tempo fixo de 050 ou 10 s para os eventos de rotor bloqueado e tempo de 30 ou 50 s para a proteção de falta de fase Alguns tipos de relés eletrônicos estão associados a contatores formando um dispositivo de comando e proteção 10252 Disjuntores eletrônicos Ao contrário dos disjuntores termomagnéticos que utilizam relés térmicos para proteção contra sobrecarga e bobinas para proteção contra curtoscircuitos os disjuntores eletrônicos são fabricados utilizando relés eletrônicos permitindo uma interface com o operador do sistema por meio de um módulo de comunicação e de uma conexão sem fio tecnologia Bluetooth Assim com um computador de mesa ou um laptop é possível obter diversas informações do sistema para fins operacionais ou de estudo De forma geral o mecanismo de operação dos disjuntores eletrônicos é do tipo energia armazenada operado com molas précarregadas As molas são carregadas manualmente por uma alavanca situada na parte frontal Para os disjuntores de elevada corrente nominal normalmente é utilizado o motor de carregamento da mola podendo esses disjuntores ser fornecidos nas versões fixa e extraíveis As molas de abertura são carregadas automaticamente durante a operação de fechamento do disjuntor Com o mecanismo de operação ligado por contatos NANF à bobina de abertura e fechamento e o motor inserido para carregar as molas o disjuntor pode ser operado remotamente e caso seja requisitado ser monitorado por um sistema de supervisão e controle Um disjuntor eletrônico pode receber diversos relés eletrônicos indicados pelos fabricantes tal e qual acontece com os disjuntores termomagnéticos que podem receber diversos relés térmicos De forma geral os relés eletrônicos apresentam as seguintes características Utilizam a tecnologia microprocessada Não há necessidade de uma fonte de alimentação externa para exercer suas características operacionais Possuem alta sensibilidade ao valor verdadeiro RMS da corrente Fornecem a indicação da causa de disparo e gravam os eventos Ajustes do neutro configuráveis Dependendo do fabricante os relés eletrônicos inseridos nos disjuntores eletrônicos podem ser dotados das seguintes proteções Proteção contra sobrecarga atuando na curva de tempo inverso longa Proteção contra curtocircuito atuando na curva de tempo inverso ou tempo definido Proteção contra curtocircuito instantâneo e tempo de atuação ajustável Proteção para defeitos monopolares Proteção contra tensão residual Proteção direcional contra curtocircuito com tempo ajustável Proteção contra potência ativa reversa Proteção contra desequilíbrio de tensão Proteção contra sub e sobretensão Proteção contra sub ou sobrefrequência Memória térmica Além das funções de proteção anteriormente mencionadas os disjuntores eletrônicos podem medir diversos parâmetros do sistema no qual está inserido tais como Medição de tensão corrente fator de potência energia ativa energia reativa energia aparente e componentes harmônicos Registro de eventos Controle de carga utilizando a corrente que circula pelos sensores de corrente do disjuntor Os disjuntores eletrônicos com as características anteriormente mencionadas são fabricados para correntes nominais iguais ou superiores a 400 A Cada tipo de corrente nominal é fornecido com determinada quantidade de funções cabendo ao usuário solicitar outras funções além das funções básicas Normalmente a temperatura de operação dos disjuntores eletrônicos é de 40 ºC Para temperaturas superiores devese reduzir a capacidade de corrente do painel a valores definidos pelo fabricante Os disjuntores eletrônicos também podem operar nas condições nominais apresentadas em catálogo a uma altitude de até 2000 m São dotados de curvas de limitação de corrente de acordo com o modelo e o fabricante Exemplo de aplicação 105 Figura 1018 Da Equação 1016 temse Ics Ird condição satisfeita 1026 Fusíveis São dispositivos destinados à proteção dos circuitos elétricos e que se fundem quando percorridos por uma corrente de valor superior àquela para o qual foram projetados A Seção 9318 do Capítulo 9 trata com mais detalhes de alguns tipos de fusíveis de maior aplicação em projetos industriais Assim é interessante ao leitor estudar aquela seção Neste capítulo será dada ênfase aos fusíveis do tipo com retardo diazed ou NH de característica aM Os fusíveis atuam dentro de determinadas características de tempo de fusão corrente fornecidas em curvas específicas de tempo inverso de acordo com o projeto de cada fabricante Os pontos fundamentais dessas curvas estão mostrados na Figura 1018 As Figuras 1019 a 1024 apresentam as curvas características de tempo corrente dos fusíveis dos tipos diazed e NH enquanto as Tabelas 107 e 108 fornecem as correntes nominais padronizadas dos fusíveis dos tipos diazed e NH Características tempo corrente dos fusíveis do tipo aM Os fusíveis diazed e NH são dotados de características de limitação de corrente Para correntes elevadas de curto circuito os fusíveis diazed e NH atuam em um tempo extremamente rápido que não permite que a corrente de impulso atinja seu valor máximo Isto pode ser ilustrado na Figura 1025 As Figuras 1026 e 1027 mostram respectivamente as curvas de corte dos fusíveis diazed e NH considerando toda a faixa de corrente de valores nominais comercializados Para uma corrente de curtocircuito inicial por exemplo de 40000 A de valor eficaz o fusível NH de 224 A se romperia quando a corrente atingisse em sua curva ascendente o valor de 20000 A conforme a Figura 1027 Considerandose uma contribuição de 50 do componente de corrente contínua a corrente de impulso ou de pico poderia atingir o valor de 80000 A se o fusível de 224 A não estivesse presente no circuito Para que um fusível atenda a todos os requisitos de proteção contra as correntes de curtocircuito é necessário que ofereça segurança a todos os elementos localizados a jusante de seu ponto de instalação Assim no circuito ilustrado na Figura 1028 o fusível deve proteger a chave seccionadora o contator o relé térmico de sobrecarga e a isolação do condutor A curva de fusão do fusível deve coordenar com a curva de tempo corrente correspondente à limitação térmica admissível para os condutores protegidos A Figura 1029 ilustra os limites de segurança que o fusível oferece a um condutor Neste caso o fusível somente oferece proteção ao condutor para valores de corrente iguais ou superiores a Il Figura 1019 De acordo com a normatização internacional IEC e nacional ABNT há três diferentes tipos de fusíveis Tipo gG utilizados na proteção contra correntes de sobrecarga e curtocircuito Tipos gM e aM utilizados apenas na proteção contra correntes de curtocircuito sendo indicados para proteção de circuitos de motores já que se supõe que haja um dispositivo de proteção de sobrecarga instalado no mesmo circuito Os fusíveis aM são dotados das seguintes características Um fusível aM não deve fundir para correntes menores ou iguais a K1 In Um fusível aM pode fundir para correntes entre K1 In e K2 In desde que o tempo de fusão seja superior ao valor indicado na curva de tempo mínimo de fusão Um fusível aM deve fundir para correntes maiores que K2 In desde que o tempo de fusão seja inferior ao valor indicado na curva de tempo máximo de interrupçãocorrente Zonas de atuação dos fusíveis diazed Figura 1020Zonas de atuação dos fusíveis diazed Figura 1021Zonas de atuação dos fusíveis NH Figura 1022 Figura 1023 Zonas de atuação dos fusíveis NH Zonas de atuação NH 224 Figura 1024 a Zonas de atuação NH 355 Os valores de K1 e K2 estão definidos de acordo com a Figura 1018 Os fusíveis diazed e NH amplamente citados neste livro são do tipo aM isto é indicados para a proteção de circuito de motores 10261 Critérios para a seleção da proteção contra as correntes de curtocircuito As proteções contra as correntes de curtocircuito devem ser selecionadas de acordo com os seguintes critérios Proteção de circuitos terminais de motores A interrupção das correntes de curtocircuito para os condutores que alimentam motores deve ser garantida pelos dispositivos de proteção do circuito terminal Neste caso o motor deve estar provido de proteção contra sobrecarga Para cargas acionadas em regime S1 veja Seção 6313 item a a corrente nominal do fusível deve ser igual ou inferior ao produto da corrente de rotor bloqueado do motor por um fator de multiplicação Inf corrente nominal do fusível em A Ipm corrente de rotor bloqueado ou corrente de partida em A Rcpm relação entre a corrente de partida e a corrente nominal dada na Tabela 64 Inm corrente nominal do motor em A K fator de multiplicação Ipm Inm Rcpm Para Ipm 40 A K 05 Para 40 A Ipm 500 A K 04 Para 500 Ipm K 03 Exemplo de aplicação 106 Determinar a proteção do fusível de um motor trifásico de 50 cv 380 VIV polos Figura 1025 b Tabela 107 Ipm Inm Rcpm Inm 688A Tabela 64 Rcpm 64 Tabela 64 Ipm 688 64 4403 A Da Equação 1020 temse Inf Ipm K K 04 Inf 4403 04 1761 A Da Tabela 108 obtémse Inf 160 A Ilustração das propriedades de limitação de corrente dos fusíveis diazed e NH Proteção dos circuitos de distribuição de motores Quando um agrupamento de motores é alimentado por um circuito de distribuição a determinação da corrente máxima do fusível de proteção deve obedecer aos seguintes critérios Cada motor deve estar provido de proteção individual contra sobrecargas A proteção não deve atuar para qualquer condição de carga normal do circuito A corrente nominal do fusível deve obedecer à Equação 1021 Ipnm corrente de partida do maior motor Σ Inm soma das correntes nominais dos demais motores K fator de multiplicação cujos valores foram definidos anteriormente Correntes nominais dos fusíveis diazed Siemens Tamanho Correntes nominais Tamanho Correntes nominais c d e f Tabela 108 DII 2 DIII 35 4 50 6 63 10 DIVH 80 16 100 20 25 Proteção de circuitos de distribuição de aparelhos A corrente nominal do fusível deve ser igual ou superior à soma das correntes de carga α 1 a 115 Σ Ina soma das correntes nominais dos aparelhos Proteção de circuitos de distribuição de cargas mistas motores e aparelhos É desaconselhável a associação de carga motriz e aparelhos alimentados por um circuito de distribuição Quando não for possível evitar esse tipo de alimentação a corrente nominal do fusível pode ser determinada pela Equação 1023 K valores já definidos nesta seção Proteção de circuitos terminais de capacitores ou banco Inca corrente nominal do capacitor ou banco em A Comportamento do fusível perante a corrente de partida do motor Devese verificar se o fusível não atua para a corrente de partida do motor Para isto é necessário conhecer o tempo de duração da partida Tpm e a corrente de partida que irá atravessar o elemento fusível a qual é função das características construtivas do motor e do tipo de acionamento empregado chave compensadora estrelatriângulo etc Pelos gráficos das Figuras 1019 a 1024 podese determinar o tempo de atuação do fusível Taf tipos diazed e NH conhecendose o valor da corrente de partida do motor Finalmente devese ter Correntes nominais dos fusíveis NH Siemens Tamanho Correntes nominais 000 6 10 16 20 25 35 40 50 60 00 80 100 125 160 1 40 50 63 80 100 125 160 200 224 250 2 224 250 315 355 400 3 400 500 630 800 1000 1250 4 Figura 1026 g h Características da corrente de corte dos fusíveis diazed Siemens Proteção da isolação dos condutores dos circuitos terminais e de distribuição Relativamente ao condutor a integral de Joule que o fusível deixa passar não deve ser superior à integral de Joule necessária para aquecer o condutor desde a sua temperatura para serviço em regime contínuo até a temperatura limite de curtocircuito As Tabelas 109 e 1010 fornecem a integral de Joule máxima que os fusíveis deixam passar Conhecendose a intensidade da corrente de curtocircuito trifásico Ics de valor simétrico determinase pelos gráficos das Figuras 1019 a 1024 o tempo de atuação do fusível Taf A partir dos gráficos das Figuras 326 e 327 respectivamente para condutores isolados em PVC 70 ºC e XLPE ou EPR de fabricação Nexans obtémse o tempo máximo Tsc que a isolação dos condutores suporta quando submetidos à corrente de defeito Ics Devese assegurar que Proteção dos dispositivos de comando e manobra Contator Os contatores devem ser protegidos contra as correntes de falta a jusante de sua instalação Normalmente os fabricantes desses equipamentos indicam a corrente nominal máxima dos fusíveis Infc que devem ser préligados aos contatores a fim de eliminar as correntes de curtocircuito Deve ser garantida a relação seguinte Infc corrente nominal do fusível a ser préligado ao contator Inf corrente nominal do fusível Figura 1027 Figura 1028 Características de corte dos fusíveis NH Siemens Unifilar simplificado Figura 1029 Tabela 109 Curvas tempo corrente do fusível e condutor Relé térmico Os relés térmicos devem ser protegidos contra as correntes de falta a jusante do ponto de sua instalação Normalmente os fabricantes desses equipamentos indicam a corrente nominal máxima dos fusíveis Infr que devem ser pré ligados aos relés a fim de eliminar as correntes de curtocircuito Deve ser garantida a relação seguinte Infr corrente nominal do fusível a ser préligado ao relé Chave seccionadora interruptora Os fabricantes de chaves seccionadoras interruptoras fornecem normalmente a capacidade máxima de corrente que o equipamento poderá suportar diante da ocorrência de defeito eou indicam o maior valor da corrente do fusível Infch que deve ser préligado à chave a fim de protegêla adequadamente dos efeitos eletromecânicos das correntes de curtocircuito Deve ser garantida a relação seguinte Infch corrente nominal do fusível a ser préligado à chave Relativamente a esse critério é usado sobretudo o poder de limitação de corrente próprio dos fusíveis de alta capacidade de ruptura que é o caso dos fusíveis dos tipos diazed e NH É interessante observar que existe uma diferença fundamental entre a atuação de fusíveis disjuntores termomagnéticos e contatores acoplados a relés de sobrecarga Os primeiros interrompem diretamente o circuito atuando por destruição do seu elemento fusível tornandose na prática irrecuperáveis os outros dois elementos atuam mecanicamente por meio da sensibilidade dos relés térmico e magnético a eles ligados podendo voltar ao estado de operação alguns instantes depois Integral de Joule dos fusíveis diazed Siemens Corrente nominal Corrente de curto circuito mínima I2t de fusão I2t de interrupção Corrente nominal Corrente de curto circuito mínima I2t de fusão I2t de interrupção Tensão Tensão 220 VCA 380 VCA 440 VCA 220 VCA 380 VCA 440 VCA A A A2s A2s A2s A2s A A A2s A2s A2s A2s 2 36 56 84 98 111 25 650 1690 3000 3500 4000 Ick corrente de carga que irá circular no conjunto de condutores Inp corrente nominal ou de ajuste do dispositivo de proteção único Inck capacidade de corrente de cada condutor do grupo de condutores em paralelo Para que as correntes sejam distribuídas praticamente iguais nos condutores em paralelo de uma fase é necessário que seu arranjo na bandeja prateleira etc esteja em conformidade com os arranjos mostrados nas Figuras 324 e 325 respectivamente para condutores em posição plana e em trifólio Assim quando os condutores são normalmente instalados em um plano no interior dos dutos anteriormente referidos obedecem à seguinte formação a fim de permitir uma distribuição de corrente uniforme RST TSR RST e assim sucessivamente No entanto se os condutores estão em diferentes planos devese arranjálos na seguinte formação 1o plano RST TSR 2o plano RST TSR 3o plano RST TSR Exemplo de aplicação 108 Uma subestação industrial é composta por dois transformadores de 1000 kVA1380440 V alimentando um QGF de onde deriva um circuito com capacidade de 1250 kVA Determinar a seção dos condutores desse circuito limitada a 240 mm2condutor Sabese que os condutores são isolados em PVC e estão instalados em uma bandeja metálica não ventilada em camada única Corrente de carga nominal A corrente de carga que irá circular em cada um dos seis condutores inicialmente previstos vale Corrente corrigida pelo fator de agrupamento Para a tentativa de utilizar seis condutoresfase obtémse da Tabela 315 o fator de correção de agrupamento que vale 072 ou seja seis circuitos a três condutores Número de condutores em paralelo por fase coluna C da Tabela 36 Corrente de ajuste da proteção de sobrecarga Será adotado o disjuntor 3WN6 2000 A faixa de ajuste da unidade temporizada 800 a 2000 conforme a Tabela 106 De acordo com a Equação 1030 temse Σ Inck N Inc 6 403 2418 A Ic Ick 1640 A correntes distribuídas praticamente uniformes entre os condutores Ick Inp Σ Inck 1640 Inp 2418 A Logo o ajuste da unidade temporizada será 102632 Corrente de carga desequilibrada entre os condutores do grupo em paralelo No entanto se o desequilíbrio da corrente de carga for superior a 10 entre a maior e a menor corrente entre os condutores do grupo em paralelo podemse utilizar as proteções individuais em cada condutor conforme se mostra na Figura 1031 Neste caso cada condutor assume parte da corrente No caso a corrente de sobrecarga dividese de forma proporcional à corrente conduzida por cada condutor do grupo em paralelo Para se determinar o valor de cada corrente que circula em cada condutor do grupo em paralelo é necessário realizar medição por meio de registradores gráficos e escolher os valores de corrente máximos que determinam o valor da carga total No entanto na fase de projeto é necessário determinar os valores das impedâncias de cada condutor do grupo em paralelo e distribuir as correntes de forma inversamente proporcional aos valores das impedâncias Esta não é uma tarefa fácil Ainda não existem métodos normalizados de avaliação dessas impedâncias cujos valores dependem fundamentalmente do arranjo dos cabos no interior do duto normalmente canaleta embutida no piso bandeja e escada para cabos A determinação da corrente de um condutor k parte do grupo de condutores em paralelo dáse pela Equação 1031 Ick corrente no condutor k Z1 Z2ZkZm impedâncias do condutor 1 a m na condição de instalação definida em projeto e determinadas por cálculo Para a determinação dos dispositivos de proteção individuais para cada condutor do grupo devemse atender aos seguintes requisitos Ick corrente de carga do condutor k Inpk corrente nominal ou de ajuste da proteção do condutor k Icnk capacidade de corrente nominal do condutor k Exemplo de aplicação 109 Considerar o Exemplo de aplicação 108 Neste caso os cabos foram arranjados de forma que as correntes nos condutores de uma mesma fase estão desequilibradas registrandose os seguintes valores pela medição com registradores de demanda R1 320 A S1 330 A T1 333 A disjuntor D1 R2 245 A S2 255 A T2 240 A disjuntor D2 R3 222 A S3 225 A T3 230 A disjuntor D3 R4 205 A S4 210 A T4 220 A disjuntor D4 R5 258 A S5 252 A T5 234 A disjuntor D5 R6 317 A S6 321 A T6 312 A disjuntor D6 Como há diferença de correntes entre condutores que ultrapassa 10 devese instalar uma proteção individual por condutor por fase Capacidade máxima de corrente do cabo 240 mm2 Figura 1031 Figura 1032 Na maioria das situações práticas chegase a resultados favoráveis de instalação de uma proteção única principalmente se são adotados condutores de seções superiores a 120 mm2 e disjuntores com unidades magnéticas de rápida temporização Condutores em paralelofase Dois condutores em paralelo em curto Determinação da proteção inicialmente única De acordo com a Equação 319 e utilizandose o disjuntor 3WN6 2000 A faixa de ajuste de 800 a 2000 ajustado em 1700 A temse Ajuste da unidade magnética 10 Iaj 10 1700 17000 A Ajuste da classe de tempo de disparo da unidade magnética 80 ms veja Figura 1017 Tempo de disparo da unidade magnética Ift 22000 A 10 Iaj Tadm 013 s veja Figura 1017 Tempo de suportabilidade térmica do cabo Logo Tsc Tadm condição satisfeita Neste caso a proteção pode ser única para todos os condutores Exemplo de aplicação 1011 Uma subestação industrial é composta por dois transformadores de 1000 kVA1380440 V alimentando um QGF de onde deriva um circuito com capacidade de corrente de 1250 kVA Determinar a seção dos condutores desse circuito limitada a 95 mm2condutor Os condutores estão instalados em três bandejas metálicas não ventiladas em camada única A corrente de curtocircuito fase e terra na extremidade da carga servida pelo alimentador em questão vale 22 kA Corrente de carga nominal Corrente corrigida pelo fator de agrupamento Para uma tentativa de utilizar 12 condutoresfase obtémse da Tabela 315 o fator de correção de agrupamento que vale 070 ou seja 12 circuitos a três condutores Capacidade dos condutores em paralelo por fase Determinação da proteção única unidades térmica e magnética De acordo com a Equação 319 e utilizandose o disjuntor 3WN6 2000 A faixa de ajuste da unidade térmica de 1000 a 2500 A ajustado em 1700 A temse Ajuste da classe de tempo de disparo da unidade magnética 400 ms veja Figura 1017 Tempo de disparo do disjuntor na unidade magnética Ift 129 In Tadm 048 s classe de disparo 400 A Tempo de suportabilidade térmica do cabo a Logo Tsc Tadm condição não satisfeita Neste caso podem ser adotadas três alternativas Instalar proteções individuais Reduzir o ajuste da classe de tempo de disparo do disjuntor para 20 ms tendose por consequência Tadm 005 s portanto obtendose a condição satisfeita de Tsc Tadm Adotar condutores de maior seção transversal De todas as alternativas a melhor seria adotar a última pois permitiria aplicar uma única proteção contra curtoscircuitos 1027 Comportamento dos condutores em regime transitório O comportamento dos condutores em regime transitório pode ser analisado de acordo com os seguintes procedimentos Condutor isolado com início de operação a uma temperatura ambiente de 30 ºC A limitação da duração da corrente de sobrecarga vale Tsb tempo necessário para que determinado condutor atinja uma temperatura de sobrecarga definida ao ser percorrido por uma corrente de sobrecarga considerandose o condutor a uma temperatura igual à ambiente ln logaritmo neperiano Kt constante de tempo Rs relação de sobrecarga dada na Equação 1034 Rst relação de temperatura dada na Equação 1035 Ic corrente de carga em A Inc corrente nominal do condutor em A Ts temperatura de sobrecarga térmica em ºC Ta temperatura ambiente em ºC Tmc temperatura máxima de serviço contínuo do condutor isolado em ºC Os valores das temperaturas máximas para o serviço contínuo sobrecarga e de curtocircuito estão definidos na Tabela 35 O valor de Kt é dado pela Equação 1036 Sc seção do condutor isolado em mm2 b a b Tabela 1011 β coeficiente de linha dado na Tabela 1011 Condutor isolado com início de operação a uma temperatura máxima de regime contínuo A limitação da duração da corrente de sobrecarga vale Para satisfazer à condição limite de sobrecarga estabelecida na Equação 1037 o valor Rs na Equação 1034 vale K fator de sobrecarga A partir desta condição os valores correspondentes de Tsb dados pelas Equações 1033 e 1037 valem respectivamente Condutor isolado a uma temperatura inicial de trabalho de 30 ºC Condutor isolado a uma temperatura inicial máxima de regime Coeficientes de linha β Tipo de linha Condutor de cobre Isolação de PVC Isolação de XLPE ou EPR 2 condutores carregados 3 condutores carregados 2 condutores carregados 3 condutores carregados A 110 105 150 135 B 135 120 180 160 C 150 135 190 170 D 175 145 210 175 E 170 145 210 180 F 170 145 210 180 Exemplo de aplicação 1012 Determinar o tempo máximo para o condutor de isolação PVC atingir sua temperatura de sobrecarga de regime quando alimentado por um transformador de 150 kVA13800440 V em operação e que deve ser sobressolicitado por uma carga igual a 155 de sua potência nominal por tempo limitado O circuito está instalado isoladamente em um eletroduto embutido no piso tipo de linha A e a temperatura ambiente é de 30 ºC Aplicandose a Equação 1033 temse Seletividade amperimétrica Seletividade cronométrica Seletividade lógica 10281 Seletividade amperimétrica Os procedimentos desse tipo de seletividade fundamentamse no princípio de que as correntes de curtocircuito crescem à medida que o ponto de defeito aproximase da fonte de suprimento Esse princípio é particularmente aplicado aos sistemas de baixa tensão em que as impedâncias dos condutores são significativas Nos sistemas de transmissão de curta distância as correntes de defeito não apresentam grandes variações nos diferentes pontos de falta o que dificulta a aplicação desses procedimentos A seletividade amperimétrica é caracterizada pela diferença das correntes de ajuste entre duas proteções consecutivas em função dos níveis das correntes de curtocircuito A Figura 1035 mostra uma aplicação de seletividade Para uma corrente de defeito no ponto A de valor igual a Ics e valores de ajuste das proteções P1 e P2 respectivamente iguais Ip1 e Ip2 a seletividade amperimétrica estará satisfeita se ocorrer que Ip1 Ics Ip2 Para se obter êxito na seletividade amperimétrica os ajustes das proteções envolvidas devem seguir os seguintes princípios A primeira proteção a montante do ponto de defeito deve ser ajustada a um valor inferior à corrente de curtocircuito ocorrida dentro da zona protegida isto é Ip2 08 Ics As proteções situadas fora da zona protegida devem ser ajustadas com valores superiores à corrente de curtocircuito isto é Ip1 Ics A seletividade amperimétrica em baixa tensão pode ser obtida utilizandose disjuntores termomagnéticos ou somente magnéticos com diferentes correntes de atuação dos disparadores magnéticos A seletividade amperimétrica pode ser obtida facilmente com a aplicação de fusíveis de diferentes correntes nominais desde que as curvas de disparo tenham as mesmas características 10282 Seletividade cronométrica Os procedimentos desse tipo de seletividade fundamentamse no princípio de que a temporização intencional do dispositivo de proteção próximo ao ponto de defeito seja inferior à temporização intencional do dispositivo de proteção a montante A diferença dos tempos de disparo de duas proteções consecutivas deve corresponder ao tempo de abertura do disjuntor acrescido de um tempo de incerteza de atuação das referidas proteções Essa diferença denominada intervalo de coordenação é assumida com valores entre 03 e 05 s Para melhor entender essa conceituação observar a Figura 1036 na qual se admite um intervalo de coordenação de 04 s Um curtocircuito na barra D resulta em uma corrente de valor Ics que atravessa todas as proteções em série do circuito A proteção P4 tem um retardo próprio de 01 s atuando na sua unidade instantânea Já a proteção P3 sofreu um ajuste de 05 s enquanto as proteções P2 e P3 foram ajustadas respectivamente em 09 e 13 s para a mesma corrente Em função do tipo de proteção adotada na exemplificação anterior os ajustes podem ser de forma dependente ou independente da corrente No primeiro caso a proteção atua seguindo uma curva tempo corrente conhecida como curva de tempo inverso Já na segunda hipótese a proteção atua por tempo definido As Figuras 1037 e 1038 exemplificam respectivamente as duas formas de atuação da proteção cada uma delas de acordo com as especificações do dispositivo adotado Esse tipo de seletividade é o mais usado em projetos de instalações industriais em função dos dispositivos normalmente empregados que são os disjuntores termomagnéticos e os fusíveis NH ambos caracterizados por curvas de tempo inverso Figura 1035 Figura 1036 Porém há de se considerar que esse tipo de seletividade conduz a tempos de atuação da proteção muito elevados à medida que se aproxima da fonte de suprimento conforme podese observar pela Figura 1036 o que traz algumas desvantagens de projeto Seletividade amperimétrica Seletividade cronométrica Figura 1037 Figura 1038 Curva de tempo inverso Curva de tempo definido Nos projetos industriais a concessionária impõe condições de tempo na proteção de fronteira com a planta em função de seu esquema de seletividade Como normalmente esse tempo é de valor reduzido a seletividade do projeto de proteção da indústria pode ficar prejudicada alcançandose tempos superiores àqueles admitidos na proteção de fronteira Se as impedâncias acumuladas nos diferentes barramentos apresentam diferenças apreciáveis isto é as correntes de curtocircuito têm valores muito diferentes podese superdimensionar termicamente os dispositivos de seccionamento barramentos cabos etc principalmente quando se adota a solução da seletividade cronométrica do tipo tempo definido Por admitir a corrente de defeito por um tempo excessivo podemse ter quedas de tensão prejudiciais ao funcionamento das demais cargas Em função do tipo de dispositivo de proteção utilizado podem ser encontradas nos sistemas elétricos as seguintes combinações de proteção Fusível em série com fusível Fusível em série com disjuntor Disjuntor de ação termomagnética em série com fusível Disjuntores em série entre si Cada uma dessas combinações merece uma análise individual para o dimensionamento adequado dos dispositivos que contêm o sistema de proteção 102821 Fusível em série com fusível A seletividade entre fusíveis do mesmo tipo e tamanho imediatamente subsequente pode ser natural A fim de ficar assegurada a seletividade entre fusíveis é necessário que a corrente nominal do fusível protegido fusível a montante seja Figura 1039 Figura 1040 igual ou superior a 160 do fusível protetor fusível a jusante isto é Ifm corrente nominal do fusível protegido isto é a montante Ifj corrente nominal do fusível protetor isto é a jusante Para melhor clareza das posições que os fusíveis ocupam no sistema observar a Figura 1039 A Figura 1040 mostra os tempos que devem ser obtidos na seletividade entre dois fusíveis do tipo NH de 80 e 160 A instalados no circuito da Figura 1041 Para facilitar o dimensionamento de fusíveis em série no que tange à seletividade podemse empregar os valores fornecidos para os fusíveis em série DZDZ e NHNH de fabricação Siemens na Tabela 1012 A seletividade entre fusíveis dos tipos rápido e retardado deve ser feita entre elementos diferenciados de pelo menos uma unidade padronizada As unidades do tipo NH podem ficar submetidas a sobrecorrentes de curta duração aproximadamente 75 do tempo de fusão das mesmas sem que haja alteração nas características do elemento fusível Posição dos fusíveis Curva de seletividade entre fusíveis Figura 1041 Tabela 1012 Fusíveis de 160 A e 80 A em série Tabela de seletividade entre fusíveis Correntes dos fusíveis A NH Diazed Montante Jusante Montante Jusante F1 F2 F1 F2 1250 800 100 63 1000 630 800 500 80 50 630 400 500 315 63 35 400 250 315 200 50 25 250 160 200 125 35 20 160 100 125 80 25 16 100 63 80 50 20 10 63 40 50 32 16 6 40 25 a b a 32 20 10 4 25 16 20 10 6 2 16 6ADZ 10 4ADZ 6 2ADZ 102822 Fusível em série com disjuntor de ação termomagnética Faixa de sobrecarga A seletividade é garantida quando a curva de desligamento do relé térmico do disjuntor não corta a curva do fusível como se pode observar na Figura 1042 cuja proteção dos dispositivos está mostrada na Figura 1043 Faixa de curtocircuito Na faixa característica da corrente de curtocircuito para se obter seletividade é necessário que o tempo de atuação do fusível seja igual ou superior em 50 ms ao tempo de disparo do disjuntor por meio de sua unidade magnética isto é Taf tempo de atuação do fusível em ms Tad tempo de atuação do disjuntor em ms Um caso particular de fusível em série com disjuntor e muito frequentemente empregado é aquele em que se deseja proteger o disjuntor contracorrentes elevadas de curtocircuito cujo valor seja superior à sua capacidade de ruptura Utilizase neste caso a propriedade dos fusíveis dos tipos diazed e NH de limitação da corrente de crista Pelos gráficos das Figuras 1026 e 1027 podese observar entretanto que para correntes muito elevadas o fusível não mais responde a esta característica 102823 Disjuntor de ação termomagnética em série com fusíveis Faixa de sobrecarga Considerando a faixa de sobrecarga a seletividade é garantida quando a curva de desligamento do relé térmico do disjuntor não corta a do fusível como se pode observar na Figura 1044 cuja posição dos dispositivos está mostrada na Figura 1045 Figura 1042 Figura 1043 Figura 1044 Figura 1045 b Fusível em série com o disjuntor Posições do fusível e disjuntor Disjuntor em série com fusível Posições do disjuntor e do fusível Faixa de curtocircuito a b Figura 1046 Na faixa característica de corrente de curtocircuito para se obter seletividade é necessário que o tempo de atuação do relé eletromagnético do disjuntor seja igual ou superior em 100 ms ao tempo de disparo do fusível ou seja 102824 Disjuntor em série com disjuntor Faixa de sobrecarga Considerando a faixa de sobrecarga a seletividade é garantida quando as curvas dos dois disjuntores não se cortam conforme pode ser visto na Figura 1046 cuja posição dos dispositivos está mostrada na Figura 1047 Faixa de curtocircuito Cuidados devem ser tomados quanto à posição que os disjuntores ocupam no sistema em função das correntes de curto circuito Deste modo devese garantir que a capacidade de ruptura dos disjuntores seja compatível com as correntes de defeito sob pena de eles serem afetados térmica e dinamicamente durante a operação de disparo Na prática para que se tenha garantia de seletividade perante as correntes de curtocircuito é necessário que se estabeleçam as seguintes condições conforme pode ser observado na Figura 1048 Disjuntor em série com disjuntor O tempo de atuação do relé eletromagnético do disjuntor instalado no ponto mais próximo da fonte deve ser igual ou superior em 150 ms ao tempo de atuação do relé eletromagnético do disjuntor instalado a jusante ou seja Tad1 tempo de atuação do disjuntor D1 em ms Tad2 tempo de atuação do disjuntor D2 em ms As correntes que caracterizam as ações das unidades térmicas e magnéticas dos disjuntores devem satisfazer as seguintes condições Iad1 corrente de atuação do relé eletromagnético do disjuntor D1 Iad2 corrente de atuação do relé eletromagnético do disjuntor D2 Figura 1047 Figura 1048 a b Quando as correntes de curtocircuito nos pontos de instalação dos disjuntores são bastante diferentes de tal modo que a corrente de acionamento do disjuntor a montante do circuito seja superior à corrente de defeito no ponto de instalação do disjuntor a jusante o mais próximo da carga obtémse uma boa seletividade por escalonamento de correntes não sendo mais necessárias as verificações anteriormente explanadas Posição dos disjuntores Disjuntor em série com disjuntor Além do que já foi visto em termos de seletividade devese estudar o caso particular de dois ou mais circuitos de distribuição em paralelo Esta condição é favorável já que as correntes de curtocircuito se dividem igualmente entre os ramos quando estes apresentam impedâncias iguais Podem ser analisados dois casos mais conhecidos na prática Duas alimentações iguais e simultâneas As curvas características dos disjuntores D1 e D2 não devem cortar a curva do disjuntor D3 conforme pode ser observado na Figura 1049 relativa à configuração da Figura 1050 Como a corrente de curtocircuito é dividida pelos dois transformadores as curvas dos relés D1 e D2 devem ser multiplicadas por dois somente na escala das correntes Três alimentações iguais e simultâneas Conforme visto na Figura 1051 as mesmas considerações anteriores podem ser aplicadas adequadamente no caso Figura 1049 Figura 1050 10283 Seletividade lógica Esse conceito de seletividade é mais moderno e surgiu em função dos novos dispositivos de proteção que o mercado oferece Os relés digitais multifunção possibilitaram a aplicação desse novo conceito de seletividade É aplicada em unidades de sobrecorrente de fase e de neutro ou terra tanto em sistemas primários como secundários A seletividade lógica é mais facilmente aplicada em sistemas radiais podendo ser desenvolvida em sistemas em anel quando são utilizados relés de sobrecorrentes direcionais Para que se possa melhor entender o princípio da seletividade lógica observar a Figura 1052 na qual são utilizadas unidades de sobrecorrentes digitais em diferentes níveis de barramento Cada relé digital se conecta a outro por meio de um fio piloto que tem função de conduzir o sinal lógico de bloqueio Disjuntores para alimentação dupla Os princípios básicos de funcionamento da seletividade lógica podem ser resumidos a seguir com a ajuda da Figura 1052 A primeira proteção a montante do ponto de defeito é a única responsável pela atuação do dispositivo de abertura do circuito As proteções situadas a jusante do ponto de defeito não receberão sinal digital de mudança de estado Alimentação dupla Figura 1051 Figura 1052 Alimentação tripla Seletividade lógica As proteções situadas a montante do ponto de defeito receberão os sinais digitais de mudança de estado para bloqueio ou para atuação Cada proteção deve ser capaz de receber um sinal digital da proteção a sua jusante e enviar um sinal digital à proteção a montante e ao mesmo tempo acionar o dispositivo de abertura do circuito As proteções são ajustadas com tempo de 50 a 100 ms Cada proteção é ajustada para garantir a ordem de bloqueio durante um tempo definido pelo procedimento da lógica da seletividade cuja duração pode ser admitida entre 150 e 200 ms Adotando os princípios dos fundamentos anteriores e observando a Figura 1052 podemse desenvolver os seguintes procedimentos para um curtocircuito na barra D ou seja A proteção P4 ordena o bloqueio da proteção P3 por meio do fio piloto de comunicação Ao receber a ordem de bloqueio a proteção P3 ordena o bloqueio da proteção P2 que por sua vez ordena o bloqueio da proteção P1 A proteção P4 faz atuar o dispositivo de abertura do circuito após um tempo de disparo Tp4 que deve ser igual ao tempo de abertura do dispositivo de interrupção mais o tempo desejado para ajuste da proteção P4 que normalmente varia entre 50 e 100 ms Adotase normalmente o tempo de 50 ms para a proteção mais próxima do ponto de defeito ajustandose as demais proteções para um tempo de 100 ms a b c Para uma eventual falha da proteção P4 a abertura do dispositivo de proteção de retaguarda seria solicitada a atuar no caso a proteção P3 após o tempo de duração da ordem de bloqueio emitido por P4 normalmente fixado entre 150 e 200 ms cujo valor é ajustado na proteção responsável que envia o sinal de ordem de bloqueio Ainda analisando a Figura 1052 para uma falta na barra C a seletividade lógica assume as seguintes condições A proteção P4 não recebe nenhuma informação das demais unidades A proteção P2 recebe ordem de bloqueio da proteção P3 que ordena o bloqueio de P1 Com a ordem de bloqueio da proteção P2 a proteção P3 faz atuar o dispositivo de abertura correspondente em um tempo dado pelo tempo de abertura do dispositivo de interrupção 1029 Proteção de motores elétricos Os motores elétricos peças fundamentais de um projeto de instalação elétrica industrial devem merecer cuidados especiais quanto à proteção individual ou em grupo a eles aplicada Os motores elétricos quando submetidos a condições anormais durante o período de funcionamento devem ser imediatamente separados do circuito de alimentação Assim essas anormalidades podem ser divididas em diferentes tipos sendo cada uma delas prejudicial à máquina conforme o tempo de duração sobrecarga contínua sobrecarga intermitente redução da tensão de alimentação tensão de alimentação elevada rotor bloqueado temperatura ambiente elevada circulação deficiente do meio circulante variação da frequência da rede funcionamento com correntes desequilibradas funcionamento com ausência de uma fase Como já foi estudada anteriormente a proteção dos motores tinha por base o uso dos relés de sobrecarga bimetálicos Apesar de ser a proteção mais empregada em motores de utilização industrial o mercado oferece várias outras opções a seguir analisadas Relé falta de fase Esse dispositivo deve ser aplicado sempre após qualquer outro dispositivo que possa operar de forma monopolar já que ele é sensível à ausência de fase do sistema desde a fonte até o seu ponto de instalação Normalmente atua sobre o contator de manobra do motor Relé digital de proteção multifunção São relés numéricos ligados a transformadores de corrente conectados à rede de alimentação do motor A corrente de entrada é constantemente monitorada por um microprocessador Oferecem proteção ao motor contra sobrecorrente falta de fase inversão de fase desbalanceamento de fase e rotor travado Sondas térmicas e termistores São detectores térmicos dependentes da temperatura constituídos de lâminas bimetálicas que acionam um contato normalmente fechado São ligadas em série com o circuito de comando do contator Os termistores são também detectores térmicos compostos de semicondutores cuja resistência varia em função da temperatura podendo ser ligados em série ou em paralelo com o circuito de comando do contator São localizados internamente ao motor embutidos nos enrolamentos Podem ser do tipo PTC ou NTC Os protetores PTC apresentam coeficientes positivos de temperatura muito elevados e são instalados nas cabeças dos bobinados correspondentes ao lado da saída do ar refrigerante Quando a temperatura do enrolamento ultrapassa a temperatura máxima permitida para o nível de isolamento considerado os detectores aumentam abruptamente sua resistência elétrica provocando a atuação de um relé auxiliar responsável pela abertura da chave de manobra do motor Os protetores NTC apresentam coeficientes de temperatura negativa isto é quando aquecidos a uma temperatura superior à máxima permitida sua resistência reduzse abruptamente provocando a atuação de um relé auxiliar responsável pela abertura da chave de manobra do motor Os detectores PTC são utilizados em motores de fabricação seriada quando é conhecida previamente a imagem térmica do motor antes de sua fabricação motores de fabricação sob encomenda Apesar de aparentemente serem elementos de proteção de alta confiabilidade não são eficientes quando os motores estão submetidos a determinadas condições de trabalho tais como rotor travado desequilíbrio de corrente e partidas prolongadas Como os termistores são instalados no estator o fluxo de ar refrigerante que passa no entreferro impede a transferência do calor do rotor para o lado do estator mascarando a avaliação dos termistores Desta forma o rotor pode sofrer aquecimento elevado sem que o termistor seja sensibilizado A eficiência dos termistores está associada à supervisão da temperatura do estator de longa duração 10291 Sobrecarga contínua Nos motores elétricos geralmente o estado de aquecimento estacionário é atingido depois de algumas horas de funcionamento contínuo o que lhes garante uma vida útil de pelo menos 20 anos Para 10 de aquecimento adicional a vida do motor pode cair de 20 para 10 anos A proteção com relés térmicos de sobrecarga é apropriada para esse tipo de comportamento operacional dos motores desde que a temperatura ambiente seja a mesma para o relé térmico e o motor 10292 Sobrecarga intermitente Caracterizase por partidas e frenagens com frequência demasiada como no caso dos guindastes A proteção com relés térmicos tornase adequada à medida que se conheça exatamente o regime de sobrecarga do motor ajustandose seu valor de atuação de forma a não interferir na operação da máquina e observandose que a temperatura do enrolamento do motor não seja excedida pela sobrecarga que o relé térmico permitiria Se não há informações seguras do regime de operação do motor o uso da proteção térmica tenderia a prejudicar operacionalmente a máquina sendo neste caso mais conveniente suprimir a referida proteção evitandose assim desligamentos intempestivos 10293 Redução da tensão de alimentação Considerando a instalação do motor em um ponto do circuito em que a tensão está abaixo das condições nominais previstas as características destes são alteradas de acordo com os seguintes itens O conjugado de partida diminui com o quadrado da tensão aplicada A corrente de partida cai proporcionalmente à redução de tensão A corrente a plena carga aumenta A corrente rotórica aumenta na mesma proporção O fator de potência aumenta As perdas estatóricas e rotóricas em geral também aumentam aquecendo o enrolamento A velocidade diminui acarretando deficiências indesejáveis de ventilação Devido ao aumento da corrente de carga o relé térmico pode ser sensibilizado e proteger adequadamente o motor desde que não haja interferência da temperatura do meio ambiente A proteção com sonda térmica e termistor também é eficaz Uma alternativa recomendada é o uso de relés de subtensão comandando o dispositivo de abertura do motor 10294 Tensão de alimentação elevada Considerando a instalação do motor em um ponto do circuito em que a tensão está acima das condições nominais previstas as características deste são alteradas de acordo com os seguintes itens O conjugado de partida aumenta com o quadrado da tensão A corrente de plena carga diminui O conjugado máximo aumenta com o quadrado da tensão O fator potência diminui As perdas rotóricas em geral e as perdas estatóricas diminuem A velocidade aumenta ligeiramente melhorando as condições de troca de calor Os esquemas de proteção convencionais não são suficientes para desligar o motor da rede Neste caso é utilizado frequentemente o relé de sobretensão o que só se justifica em motores de potência elevada Quanto aos motores recuperados sem resguardar as características originais e dentro de técnicas inadequadas esta e outras condições podem ser drasticamente alteradas não mais o motor respondendo às condições previstas em norma o que é muito comum ocorrer em motores recuperados nas oficinas de reparo em instalações industriais 10295 Rotor bloqueado Embora o fusível do tipo limitador de corrente diazed e NH não seja designado para esta tarefa pode oferecer a proteção desejada Os relés térmicos são bastante eficientes condicionados à temperatura ambiente como anteriormente mencionado As sondas térmicas e os termistores não são proteções seguras para o rotor 10296 Temperatura ambiente elevada A proteção que oferece mais segurança é o uso das sondas térmicas e dos termistores A proteção com relés térmicos depende da localização dos relés isto é se estão no mesmo ambiente do motor ou em outro ambiente 10297 Circulação deficiente do meio refrigerante Caracterizase normalmente pela falta de ventilação natural ou forçada do ambiente em que o motor está operando A proteção adequada é dada por meio de sondas térmicas e termistores 10298 Variação da frequência da rede Apesar de pouco comum nos sistemas de distribuição das concessionárias de energia elétrica em regime normal de operação as variações de frequência originam as seguintes alterações nas características dos motores A potência praticamente não varia O conjugado varia inversamente com a frequência A velocidade angular e as perdas variam na mesma proporção Se o motor for submetido a uma frequência inferior à sua nominal como a velocidade diminui consequentemente diminui a taxa de dissipação de calor sobreaquecendo os enrolamentos perante carga nominal Nestas condições podem ser empregadas as sondas térmicas e termistores Se a frequência for superior à nominal então o motor não sofrerá nenhum prejuízo de ordem térmica 10299 Funcionamento com correntes desequilibradas Como já foi explanado no Capítulo 6 o desequilíbrio das correntes de fase provoca efeitos térmicos danosos ao motor quando este opera com carga próxima ao seu valor nominal ou superior Neste caso o campo de sequência negativa induz correntes nas barras do rotor com a frequência duas vezes superior ao valor nominal ou seja 120 Hz Devido ao efeito pelicular da corrente nas barras do rotor este sofre um aquecimento devido à dissipação térmica correspondente Nesta condição o estator não seria afetado A proteção com relés térmicos ou de imagem térmica acoplada aos terminais do estator não seria sensibilizada enquanto a temperatura do rotor poderia ultrapassar os limites de sua classe de isolamento Nem mesmo as lâminas térmicas e os termistores seriam sensibilizados expondo o motor a riscos de danos irrecuperáveis iniciando o processo no rotor e se desenvolvendo no estator A proteção que satisfaz a essa condição operacional se restringe ao uso do relé de reversão de fase ou balanceamento de fase que corresponde a função 46 ANSI 102910 Funcionamento com ausência de uma fase A ausência de uma fase nas instalações elétricas industriais pode trazer sérias consequências aos motores em operação desde que os dispositivos de proteção não atuem adequadamente Embora alguns tipos de relés bimetálicos sejam responsáveis pela proteção dos motores submetidos a esta condição em algumas circunstâncias a proteção é falha não oferecendo a segurança necessária a b a Em geral a falta de fase afeta consideravelmente os enrolamentos não importando se os motores estejam ligados em estrela ou triângulo A seguir serão analisados os dois tipos possíveis de ligação dos motores de indução relacionandoos ao evento de falta repentina de uma das fases do circuito Ligação em estrela A Figura 1053 representa um motor ligado em estrela operando em condições normais A Figura 1054 mostra a ligação do mesmo motor sem uma das fases de alimentação Como se sabe nos motores ligados em estrela a corrente que circula em cada um dos enrolamentos é a mesma que percorre cada uma das fases de alimentação Rompendose a fase S esta situação se altera a corrente nos enrolamentos aumenta de valor correspondendo à mesma elevação nas fases de alimentação A proteção mais eficiente do motor pode ser feita por meio de sondas térmicas e termistores Ligação em triângulo A Figura 1055 representa um motor ligado em triângulo operando em condições normais A Figura 1056 mostra a ligação do mesmo motor quando uma das fases de alimentação é desconectada Comparandose as duas configurações podese perceber que a corrente que circula em quaisquer das bobinas do motor ligado em estrela é a mesma que atravessa o dispositivo de proteção instalado no circuito alimentador proporcionando condições mais favoráveis de atuação do referido dispositivo enquanto na configuração em triângulo a distribuição das correntes nos bobinados durante uma falta de fase é mais complexa e depende essencialmente da porcentagem do conjugado de carga nominal com que o motor trabalha neste instante Uma maneira mais eficaz de proteger o motor ligado em triângulo contra falta de fase utilizando dispositivos térmicos é instalálos de modo que fiquem em série com cada bobinado Neste caso o motor deverá ter os seis terminais de ligação acessíveis Os relés de proteção para falta de fase são de largo uso e dão segurança adequada ao motor independentemente do tipo de ligação adotada Devido ao seu preço porém somente devem ser empregados em unidades de maior potência ou em agrupamentos de motores Conforme já foi analisado no Capítulo 6 se o motor está operando a uma carga igual ou inferior a 5776 não será afetado pela ausência de fase Para carregamentos superiores o motor deve estar protegido adequadamente por relés térmicos sondas térmicas etc Na primeira condição isto é a 5776 da carga nominal a corrente que irá circular pelo relé e pelas bobinas do motor será igual à corrente nominal A partir deste valor a corrente de linha inicia seu processo de sensibilização do relé de proteção 103 Proteção de sistemas primários Segundo a NBR 14039 é considerado proteção geral de uma instalação de média tensão o dispositivo situado entre o ponto de entrega de energia e a origem da instalação A norma estabelece duas condições básicas Instalação com capacidade instalada igual ou inferior a 300 kVA Se a capacidade da subestação unitária for igual ou inferior a 300 kVA a proteção geral na média tensão deve ser realizada por meio de um disjuntor acionado por relés secundários dotados de unidades instantâneas 50 e temporizadas 51 de fase e de neutro Pode também ser empregada chave seccionadora e fusível sendo neste caso obrigatória a utilização de disjuntor como proteção geral do lado de baixa tensão Não são aceitos relés com funcionamento com retardo a líquido Figura 1053 Figura 1054 b Ligação em estrela Ligação em estrela com ausência de uma fase Instalação com capacidade superior a 300 kVA Se a capacidade da subestação for superior a 300 kVA a proteção geral na média tensão deve ser realizada exclusivamente por meio de um disjuntor acionado por relés secundários dotados de unidades instantâneas 50 e temporizadas 51 de fase e de neutro Dessa forma fica vedada pela NBR 14039 a utilização de relés de ação direta na proteção geral da subestação No entanto o projetista pode utilizar relés de ação direta bem como chave seccionadora acionada por fusível incorporada à proteção de média tensão em ramais que derivam do barramento primário da subestação após a proteção geral Atualmente existem milhares de relés de ação direta com retardo fluidodinâmico e eletrônico instalados em subestações de consumidor A seguir será realizado um estudo dos dispositivos de proteção de média tensão utilizando tanto relés primários de ação direta devido ainda à sua existência em grande escala como relés secundários em instalações industriais existentes Aconselhase que esses relés sejam substituídos por relés digitais obtendose uma proteção de melhor qualidade Devese alertar também que a substituição dos relés primários de ação direta em geral implica a substituição dos disjuntores de média tensão acarretando custos nem sempre entendidos pela administração da indústria Figura 1055 Figura 1056 Ligação em triângulo Ligação em triângulo com ausência de uma fase 1031 Relé primário de ação direta São empregados mais frequentemente dois tipos 10311 Relé fluidodinâmico Consiste em um dispositivo provido de uma bobina formada de grossas espiras de condutores de cobre pela qual passa a corrente do circuito primário O relé atua pelo deslocamento vertical de uma âncora móvel liberando uma alavanca que provoca o desengate do mecanismo do disjuntor e sua abertura O rearmamento do relé é automático em geral A intervenção do relé se dá segundo o gráfico da Figura 1057 no qual são mostradas as curvas características do relé RM2F A Tabela 1013 fornece suas faixas de regulação e os valores nominais da corrente Cabe alertar que esses relés possuem na parte inferior um recipiente contendo fluido que provoca sua temporização Se por esquecimento o disjuntor for energizado sem o devido fluido no recipiente do relé não há como sustentar a ligação pois a corrente de magnetização do transformador sensibiliza o relé provocando o desligamento do disjuntor Podese notar pelo gráfico da Figura 1057 que existem duas faixas de atuação correspondendo às curvas A e B respectivamente para diafragmas fechado e aberto Devese esclarecer que na base do pistão acoplado à âncora móvel do relé existe uma arruela contendo alguns orifícios diafragma A partir da rotação desta arruela em torno do seu eixo os orifícios podem ficar abertos ou fechados Figura 1057 Tabela 1013 coincidindo ou não com orifícios idênticos na base do pistão o que corresponde a uma menor ou maior temporização 103111 Regulação Os relés fluidodinâmicos possuem uma chapinha que contém os diversos valores de corrente da faixa de regulação O ponto de regulação é feito ajustandose o cilindro que contém o fluido temporizador até que a marca nesta indicada coincida com o valor da corrente desejada contida na escala Curvas de atuação do relé RM2F A corrente de regulação desses relés quando utilizados no disjuntor geral da subestação é normalmente ajustada pela Equação 1046 Ia corrente de regulação em A Itr soma das correntes nominais primárias dos transformadores da subestação em A Os relés fluidodinâmicos são aparelhos de custo relativamente baixo e mecanicamente robustos Para maiores detalhes consultar a Seção 9310 10312 Relés de sobrecorrente estáticos São dispositivos fabricados de componentes estáticos montados em caixa metálica blindada para evitar a interferência do campo magnético dos condutores de alta tensão em cujos bornes dos disjuntores esses dispositivos são instalados Esses relés dispensam alimentação auxiliar o que torna sua aplicação muito prática O relé RPC1 é um exemplo desse tipo de relé cujas características técnicas são exibidas na Tabela 1014 O ajuste de suas funções é efetuado por seletores localizados em seu painel frontal cada um deles contendo uma escala adequada Para melhor entendimento observar a Figura 930 que mostra o relé em perfil Valores de ajustes dos relés RM2F Corrente nominal Faixa de ajuste Corrente nominal Faixa de ajuste Tabela 1014 a A A A A 083 0510 4200 250500 170 1020 7000 400800 250 1530 10000 6001200 420 2550 16700 10002000 700 4080 25000 15003000 1000 60120 42000 25005000 1700 100200 50000 30006000 2500 150300 A norma NBR 14039 também veda a utilização desses relés como proteção geral de subestações de média tensão Porém existem milhares desses relés instalados em subestações industriais no Brasil 103121 Características construtivas Basicamente esses relés são constituídos de três módulos tal como se apresenta o relé RPC1 Características elétricas dos relés RPC1 Características elétricas Unidade Valores nominais Corrente nominal A 5 10 20 40 80 160 320 Corrente térmica kA 20 35 75 15 15 15 15 Corrente dinâmica crista kA 90 16 34 68 79 79 79 Tensão máxima kV 38 Frequência Hz 4065 Temperatura de operação ºC 5 50 Consumo VA 2 Energia para desarme Nm 02 Sobrecurso de carregamento mm 3 Curso de disparo mm 15 Transformadores de corrente b c a Cada unidade possui um transformador de corrente que determina a corrente nominal do relé que deve ser compatível com a corrente máxima do circuito a ser protegido Circuitos eletrônicos São compostos de um conjunto de placas de elementos estáticos onde se processa toda a lógica de atuação do relé Dispositivos de saída São formados por um sistema mecânico que atua mediante um sinal elétrico enviado pelo processador lógico do relé Esses relés são montados em cada polo do disjuntor de preferência um conjunto de três unidades podendo no entanto ser instaladas no mínimo duas unidades Devido à vibração do disjuntor no momento da desconexão de seus terminais é aconselhável fixar o relé fora dos terminais do disjuntor mas próximo a estes fazendo a conexão elétrica por meio de um condutor flexível A característica de atuação dos relés RPCl não é afetada pela umidade poeira e temperatura do meio ambiente no mesmo nível em que é afetado o relé fluidodinâmico em virtude da semiexposição do líquido de temporização que sofre aquela unidade 103122 Características elétricas Esses relés são dotados de unidades de atuação instantânea 50 e temporizada 51 A grande vantagem de sua utilização é a ausência de qualquer fonte de alimentação auxiliar como o conjunto retificadorbanco de baterias indispensável aos relés de ação indireta Aliase a esta vantagem o bom grau de precisão de que são dotados no desempenho de suas funções O relé RPCl possui duas características básicas de proteção Curva de tempo definido Se a corrente supera o valor ajustado no relé é acionado um contador que define um tempo de retardo no sistema de desligamento Se a corrente de defeito cessa antes de ser alcançado o tempo ajustado o relé retorna ao seu estado de repouso e fica preparado para um novo evento Logo o relé atua com base em uma curva de tempo definido Com base no ajuste dessas funções tornase fácil executar um projeto de coordenação de um sistema utilizando vários relés em série Isto é muito útil em instalações industriais de médio porte nas quais são construídas várias subestações de alta tensão uma em cada centro de carga de importância todas alimentadas de um único ponto de carga no caso o posto de medição e de proteção geral Para se ajustar o relé RPC1 devemse seguir estes passos Corrente nominal do relé Com base na corrente máxima admitida para o sistema adotase o relé com corrente nominal de acordo com as seguintes faixas entre 6 e l0 A In 5 A entre 11 e 20 A In 10 A entre 22 e 40 A In 20 A entre 43 e 80 A In 40 A entre 88 e 160 A In 80 A entre l76 e 320 A In 160 A Corrente de ajuste da unidade temporizada É o valor da corrente ajustada no potenciômetro do relé e acima da qual este deverá atuar O tempo para o disparo da unidade temporizada independe do valor do módulo da corrente de defeito desde que supere o nível de ajuste realizado Além disso para que se efetue o disparo a corrente de defeito deve perdurar por um tempo superior ao valor ajustado no relé Quando se utiliza a unidade temporizada normalmente se bloqueia a unidade instantânea ou se ajusta seu valor a um nível acima daquele previsto no sistema O ajuste da unidade temporizada é dado pela Equação 1047 Iat corrente de acionamento da unidade temporizada b Kr constante de multiplicação ajustada no potenciômetro do relé variando de 1 a 2 em incrementos de 02 Inr corrente nominal do relé em A Corrente de ajuste da unidade instantânea Esta unidade efetua sua atuação sem nenhum retardo de tempo intencional a não ser o da própria inércia peculiar a qualquer dispositivo de proteção O seu valor de ajuste é dado pela Equação 1048 O valor da corrente de ajuste vale Iat corrente de ajuste da unidade instantânea As Equações 1050 e 1051 fornecem os valores limites de ajuste da corrente instantânea Iimi ajuste mínimo da corrente da unidade instantânea Iima ajuste máximo da corrente da unidade instantânea Ics corrente de curtocircuito simétrico valor eficaz A corrente de acionamento da unidade instantânea é dada em múltiplos da corrente ajustada para a unidade temporizada O valor de Iima não deve ser superior a 18 Iat Ajuste da temporização O ajuste do tempo de disparo é função do estudo de coordenação que se deseja com os demais dispositivos de proteção localizados a jusante ou a montante Conforme se observa na Figura 930 há dois seletores para se ajustar o tempo sendo um para ajustes inteiros e o outro para as frações Curva de temporização inversa Nos relés de temporização inversa quando se define o valor da corrente de ajuste consequentemente o tempo de disparo do relé fica também definido para cada corrente que flui pelo relé Existem vários tipos de curva de temporização inversa com diferentes níveis de inclinação o que define o nível de temporização do relé conforme pode ser visto na Figura 1058a e b a b Logo Idin Idi condição satisfeita Deixase para o leitor o ajuste da proteção do disjuntor D1 1032 Relés secundários de sobrecorrente digitais Com o advento da inteligência artificial nas diferentes atividades da sociedade atual foram utilizados no Brasil em meados da década de 1980 os primeiros relés concebidos com memória de dados O relé deixou apenas de ser um elemento que exerce sua atividade de proteção e passou a armazenar informações e ser capaz de se interligar com um computador programado para receber essas informações e remeter ordens baseadas nelas Essa tecnologia permitiu que os sistemas elétricos antes operando de forma burra fossem dotados de programas inteligentes que substituíssem muitas atividades operacionais desenvolvidas pelo homem É o caso prático das subestações digitalizadas Aqui é necessário explicar o que significa sistema automatizado e sistema digitalizado Dizse que um sistema elétrico de uma subestação está automatizado por exemplo quando os relés de proteção são do tipo eletromecânico eletrônico e até mesmo relés digitais e aos quais somente os relés eletromecânicos e eletrônicos são acoplados transdutores que se conectam a um computador que tem a responsabilidade de processar as informações de estado e as grandezas elétricas que chegam aos referidos relés podendo o computador retornar com uma ordem de disparo para os disjuntores correspondentes ou sinalização luminosa eou sonora no quadro de comando O conjunto relétransdutor não tem capacidade de armazenar informação O transdutor apenas transforma valores de corrente tensão potência etc valores analógicos em sinais elétricos reconhecíveis pelo computador sinais digitais Quando se diz que um sistema elétrico está digitalizado entendese que todos os relés aplicados são do tipo numérico e que os disjuntores e em geral as chaves de abertura têm comando motorizado submetido a um programa operacional dedicado As vantagens dos relés digitais sobre os eletromecânicos podem assim ser resumidas Conexão com um sistema de informação central que pode controlar remotamente diferentes partes do sistema elétrico como por exemplo várias subestações e as linhas de transmissão associadas Armazenamento de informações antes durante e após cada evento do sistema elétrico Reduzido espaço ocupado nos painéis de comando Ajuste das características operacionais dos relés sem desligálos do sistema Ajuste das características operacionais dos relés de pontos remotos Alta confiabilidade proporcionada por um sistema de autossupervisão A seguir serão avaliados os vários aspectos técnicos e características operacionais desses equipamentos Aspectos construtivos Cada relé é constituído de uma unidade extraível no interior da qual estão acomodados todos os componentes para Aquisição e avaliação das medidas Saídas de eventos alarmes e comandos Interface serial Conversor de alimentação A unidade de proteção é instalada no interior de uma caixa metálica cujos bornes de ligação podem ser fixados atrás ou na sua parte frontal dependendo do uso que o cliente deseja fazer Características técnicas e operacionais Os relés digitais são em geral dotados das seguintes características Proteção de sobrecorrente de fase e de neutro integrada em uma só unidade Proteção contra falha do disjuntor Proteção trifásica de sobrecorrente instantânea e temporizada Proteção de sobrecorrente de neutro instantânea e temporizada Registro dos valores de vários parâmetros relativos aos últimos eventos Curvas de tempo inverso e características de tempo disponíveis Reajuste dos parâmetros sem alterar o ajuste existente durante o período do reajuste Figura 1060 Ajuste duplo quando da mudança do ajuste principal para o ajuste alternativo Comunicação serial por fibra ótica ou fio metálico que possibilita a troca de informação entre o relé e o sistema hierarquicamente superior Tipos de curvas de acionamento dos relés de sobrecarrega A partir de informações obtidas do relé o computador pode avaliar as últimas três faltas ocorridas no sistema e analisar a forma de onda da corrente referente ao último defeito Os ajustes dos relés são realizados diretamente no seu painel frontal conforme se pode observar na Figura 1069 ou por meio da comunicação com a unidade de processamento vinculada Os valores das correntes faseterra são ajustados separadamente bem como as características de tempo de desligamento O valor do tempo de atuação da proteção de sobrecorrente de tempo definido é ajustado diretamente Na proteção geral de média tensão e demais pontos das instalações industriais de maior importância é comum o uso dos chamados relés secundários em virtude de seu excelente desempenho funcional e de sua superioridade de operação comparados aos relés de ação direta São aplicados também na proteção de máquinas elétricas girantes de grande porte transformadores rede de distribuição etc proporcionando elevada segurança à instalação Os relés secundários atualmente utilizados são digitais incorporando em muitos modelos outras funções além das funções 50 e 51 Existem muitos relés digitais de fabricação nacional e outros de procedência estrangeira operando nas mais diversas instalações elétricas sejam em aplicação em sistemas de distribuição transmissão geração instalações industrias e comerciais Para cada tipo de relé é necessário que o projetista disponha de um catálogo com todas as informações do produto já que as instruções de aplicação ajuste comunicação etc são significativamente diferentes Neste livro será indicado apenas um fabricante nacional para efeito de estudo e aplicação 10321 Curvas características de temporização Os relés apresentam curvas características de temporização que os habilitam para determinados tipos de aplicação A seguir serão definidas as principais curvas que normalmente acompanham os relés digitais de acordo com a norma IEC 2554 cujas declividades podem ser mostradas de forma geral na Figura 1060 Curvas de temporização normalmente inversa São caracterizadas por uma temporização inferior à temporização inversa longa sendo aplicadas em sistema de potência em que as correntes de curtocircuito variam consideravelmente com a capacidade de geração Sua curva está definida na Figura 1061 e pode ser determinada pela Equação 1052 Figura 1061 Curvas de temporização extremamente inversa São caracterizadas por uma temporização inferior à temporização muito inversa sendo aplicadas particularmente em sistemas de distribuição de redes públicas particularmente em redes rurais já que se adequam às curvas de temporização dos elos fusíveis Sua curva está definida na Figura 1062 e pode ser determinada pela Equação 1053 Curva de tempo normalmente inversa Figura 1062 Curva de tempo extremamente inversa Curvas de temporização inversa longa São caracterizadas pela longa temporização o que torna seu emprego adequado para proteção de motores devido à corrente de partida Sua curva está definida na Figura 1063 e pode ser determinada pela Equação 1054 Curvas de temporização muito inversa São caracterizadas por uma temporização inferior à temporização normalmente inversa sendo aplicadas particularmente em sistemas de distribuição que alimentam centros urbanos e industriais onde as correntes de curto circuito variam consideravelmente em função do ponto de defeito Sua curva está definida na Figura 1064 e pode ser determinada pela Equação 1055 Figura 1063 Além das curvas anteriormente apresentadas muitos relés digitais executam as curvas IT e I2T respectivamente definidas pelas Equações 1056 e 1057 e representadas pelas Figuras 1065 e 1066 Curvas de temporização representativa de IT Curvas de temporização representativa de I2T Tmi tempo de operação do relé Tms multiplicador de tempo representa as curvas anteriormente apresentadas Iac corrente de acionamento Ima sobrecorrente máxima admitida em A Curva de tempo inversa longa Figura 1064Curva de tempo muito inversa Figura 1066 Curva I2T 10322 Funções ANSI A norma ANSI American National Standards Institute estabelece uma codificação das funções dos diferentes dispositivos empregados na proteção comando e sinalização dos sistemas elétricos e internacionalmente utilizados por fabricantes projetistas e montadores Aqui reproduziremos as principais funções inerentes ao assunto deste livro e aplicação nos sistemas elétricos afins Função 21 relé de distância Função 25 dispositivo de sincronização Função 27 relé de subtensão Função 30 relé anunciador Função 32 relé direcional de potência Função 38 dispositivo de proteção de mancal Função 43 dispositivo de transferência manual Função 47 relé de sequência de fase Função 49 relé térmico para máquina ou transformador Função 50 relé de sobrecorrente instantâneo Função 51 relé de sobrecorrente temporizado Função 59 relé de sobretensão Função 63 relé de pressão de nível ou e fluxo de líquido ou gás Função 64 relé de proteção de terra Função 67 relé direcional de sobrecorrente em corrente alternada Função 68 relé de bloqueio Função 79 relé de religamento em corrente alternada Função 81 relé de frequência Função 86 relé de bloqueio de segurança Função 87 relé de proteção diferencial 10323 Conexão dos relés Os relés digitais são dispositivos que necessitam de informações do sistema para exercerem suas funções de proteção Os relés de aplicação mais comum nos sistemas elétricos necessitam dos valores de tensão corrente e frequência O valor de tensão é normalmente obtido pelos transformadores de potencial TPs já a corrente elétrica é fornecida ao relé pelos transformadores de corrente TCs No entanto os relés necessitam de uma fonte externa independente CA ou CC para poder funcionar Para pequenas instalações essa fonte pode ser obtida por meio de um nobreak Para instalações de médio e grande porte é utilizado um banco de baterias alimentado por um retificadorcarregador Os relés de sobrecorrente são conectados ao sistema de acordo com o esquema simplificado da Figura 1067 e só necessitam de TCs para sua operação porém devem ser alimentados por uma fonte de tensão Já a Figura 1068 mostra a ligação básica de um relé de fase 10324 Ajuste de corrente dos relés Para se determinar os ajustes dos relés digitais de sobrecorrente de fase e de neutro podem ser utilizados os seguintes procedimentos Unidades temporizadas de fase 51 e de neutro 51N Devem ser ajustadas de forma que o relé não opere para a carga máxima presumida e de acordo com a Equação 1058 Ia corrente de ajuste da unidade temporizada em A Ima corrente máxima presumida do sistema em A No caso da proteção do transformador da subestação Ima corresponde à sua corrente nominal K fator de sobrecarga do sistema Para os relés de fase o valor de K pode variar de 12 a 15 Para os relés de neutro o valor de K pode variar de 020 a 030 RTC relação de transformação da corrente do transformador de corrente No caso da representação do relé digital da Figura 1067 podemos observar que quando uma ou mais unidades instantâneas de fase UI50 e de neutro UI50N e as unidades temporizadas de fase UT51 e de neutro UT51N são ativadas correspondentemente os contatos das unidades instantâneas de fase CUI50 e de neutro CUI50N e os contatos das unidades temporizadas de fase CUT51 e de neutro CUT51N são fechados fazendo o disjuntor operar por meio do contato fechado CBA do disjuntor já que este contato auxiliar está fechado para o disjuntor fechado Figura 1067 Figura 1068 Esquema básico de ligação dos relés de fase e de neutro ao sistema Já a Figura 1068 constitui outra representação do relé digital em que quando qualquer contato das unidades instantâneas e temporizadas de fase e de neutro é fechado energiza a bobina auxiliar BA do disjuntor que fecha seu contato CBA estabelecendo a tensão do banco de baterias nos terminais da bobina do disjuntor observandose que o contato auxiliar da bobina do disjuntor CBA está fechado para o disjuntor ligado Assim a Figura 1068 é um detalhe da Figura 1067 Para se determinar o tempo de atuação da unidade temporizada utilizase a Equação 1059 M múltiplo da corrente de acionamento da unidade temporizada I corrente para a qual se deseja conhecer o tempo de atuação do relé pode ser de curtocircuito sobrecorrente etc Com o valor de M e com o tempo de retardo da proteção que se deseja acessase a família de curvas do relé escolhido e determinase a curva específica de acionamento que é ajustada na tecla de membrana do respectivo relé ou por um computador do tipo pessoal Unidades instantâneas de fase 50 e de neutro 50N Ajuste da unidade instantânea de fase 50 para a corrente de defeito Deve ser ajustada segundo a Equação 1060 Esquema básico de ligação de um relé digital Ica corrente de curtocircuito trifásica valor assimétrico eficaz em A para o relé de neutro Ica corresponde à corrente de curtocircuito faseterra em A F fator de multiplicação que pode ser considerado entre 06 e 09 para valores inferiores a 06 o relé pode atuar para a corrente de energização do transformador para valores superiores a 09 pode inibir a atuação do relé pois a corrente de acionamento fica muito próxima à corrente de curtocircuito Ajuste da unidade instantânea de fase 50 para a corrente de energização do transformador Tabela 1015 O relé não deve atuar para a corrente de magnetização do transformador ou seja a corrente de ajuste deve ser superior à corrente de magnetização do transformador e inferior à corrente de curtocircuito assimétrica Deve ser ajustada segundo a Equação 1061 Ietr corrente de energização do transformador em A A corrente de magnetização do transformador pode ser determinada pela Equação 1062 que expressa quantas vezes a corrente de magnetização é superior à corrente nominal do transformador ou a soma das correntes nominais dos transformadores que são energizados simultaneamente Logo a corrente de acionamento vale Para assegurar que o disjuntor não irá atuar durante a energização devese ter Img corrente de magnetização do transformador em A Itr corrente nominal do transformador em A Iac corrente de acionamento do relé em A Os ajustes de sobrecorrente definidos anteriormente são empregados para todos os tipos de relés digitais Algumas particularidades devem ser respeitadas para cada fabricante Ajuste da unidade instantânea de neutro 50N para a corrente de defeito faseterra Deve ser ajustada segundo a Equação 1065 Ift corrente de curtocircuito faseterra em A Ii corrente de ajuste para defeito faseterra em A Deve ser inferior à corrente de curtocircuito faseterra Utilizar a faixa inferior de F anteriormente mencionada 103241 Conceito do ponto ANSI O ponto ANSI é o maior valor de corrente que um transformador pode suportar durante período definido de tempo sem ser danificado Para defeitos fase e terra o valor do ponto ANSI para transformadores de distribuição ligação triângulo estrela é de 58 do ponto ANSI Com a finalidade de localizar os pontos ANSI nos diagramas de coordenação normalmente se utilizam os valores constantes na Tabela 1015 Correntes típicas do ponto ANSI Impedância da fonte Ponto ANSI Tempo máximo de duração Ohms A s 4 25 Int 2 5 20 Int 3 6 166 Int 4 Para garantir a proteção do transformador contra defeitos trifásicos e faseterra o ponto ANSI deve ficar acima da curva de atuação do relé 103242 Coordenograma Para que seja possível a avaliação da atuação da proteção devese utilizar uma folha de papel loglog também conhecida como papel bilog com eixos tempo corrente na qual são traçadas as curvas dos dispositivos de proteção utilizados a partir das quais se verificam a coordenação e a seletividade para qualquer valor de corrente que possa circular nos pontos em que estão instalados os referidos dispositivos de proteção Devem ser plotados nesse gráfico os seguintes pontos e curvas O valor da corrente de curtocircuito no ponto de conexão da instalação industrial A curva dos elos fusíveis curvas inferior e superior da proteção do ramal de ligação a ser fornecida pela concessionária local Curva de atuação da proteção para as unidades de proteção do relé de fase e de faseterra aconselhase empregar o tipo de curva exigido pela concessionária local inversa extremamente inversa etc Curva do ajuste da proteção instantânea de fase e de terra normalmente se caracteriza por uma reta paralela ao eixo dos tempos Curva de tempo definido Ponto ANSI de cada transformador em geral as concessionárias definem em suas normas o ponto ANSI e o tempo de duração situandose respectivamente entre 166 In a 25 In para o valor da corrente e de 2 a 4 s o valor do tempo Corrente de magnetização dos transformadores considerando o tempo de 100 ms Corrente de partida dos motores de grande porte considerando toda a carga dimensionada no cálculo de demanda o tempo de duração da partida do motor deve ser calculado ou medido considerando o tipo de chave utilizado nessa operação O valor do ajuste da unidade instantânea de fase 50 e de neutro 51N deve ser inferior à corrente de curto circuito trifásico e de faseterra respectivamente e do valor da proteção requerido pelo transformador de menor capacidade com relação ao ponto ANSI 10325 Características gerais dos relés digitais Existem muitos fabricantes de relés digitais no mercado nacional tais como Siemens Schneider Schweitzer ABB Efasec Pextron e outros Em decorrência da grande penetração nos projetos de subestações industriais de média tensão iremos dar ênfase aos relés de sobrecorrente da Pextron A Pextron fabrica diversos tipos de relés largamente utilizados em instalações industriais comerciais residenciais bem como de distribuição transmissão e geração de pequeno porte No entanto para atender ao nível de aplicação deste livro será estudado apenas o relé de sobrecorrente URP 1439 Pextron É um relé de proteção microprocessado com quatro entradas de medição de corrente trifásica A B C N independentes e três tensões trifásicas conectadas em delta Pode substituir de 1 a 4 relés de sobrecorrente dos tipos eletromecânicos e estáticos Além da proteção contra sobrecorrentes o relé URP 1439 oferece proteção contra sobretensões função 59 e subtensões função 27 completando assim as exigências normalmente prescritas na grande maioria das concessionárias brasileiras para aprovação de projetos industriais a serem conectados em suas redes elétricas de média tensão A seguir serão descritas sumariamente as principais partes componentes do relé URP 1439 No entanto o usuário do relé deve ter acesso ao catálogo específico do fabricante a partir do qual pode se obter as informações completas do relé O URP 1439 pode executar as seguintes funções Função 27 relé de subtensão Função 270 relé de subtensão para supervisão da alimentação auxiliar Função 47 relé de sequência de fase de tensão Função 50 relé de sobrecorrente instantâneo de fase Função 51 relé de sobrecorrente temporizado de fase Figura 1069 Função 51NGS relé de sobrecorrente temporizado de neutro ou sensor de terra GS Função 59 relé de sobretensão Os sinais de corrente e tensão são convertidos para valores digitais por conversores AD analógicodigital e processados numericamente O relé possui comunicação serial padrão RS 485 e RS 232 que pode transmitir dados supervisionados a um computador Se o sinal é transmitido pelo RS 485 é possível conectar até 30 relés a um microcomputador O canal de comunicação RS 232 permite a operação dos relés até uma distância de 1200 m Podem ser fornecidas as seguintes informações corrente e tensão atuais corrente e tensão de desligamento acionamento dos relés a distância programação dos relés a distância leitura da programação do relé Na parte frontal do relé conforme mostra a Figura 1069 existe um display de quatro dígitos que indica por meio de varredura amperímetro a corrente secundária ou primária circulando nas fases e no neutro O relé registra o último maior valor de corrente que circulou na fase e no neutro antes da operação de desligamento do disjuntor O relé permite o ajuste de uma constante amperimétrica que multiplica a corrente secundária lida no relé Esta constante é a relação do TC utilizado na instalação Assim se for utilizado um TC de 5005 A cuja RTC vale 100 ao programar esta relação no relé parâmetro 01 o amperímetro do relé passa a exibir a corrente primária da instalação Ainda na parte frontal do relé conforme mostra a Figura 1069 existe um display com quatro dígitos que indica por meio de varredura voltímetro a tensão secundária ou primária nas fases O relé registra o último maior valor de tensão de fase e o último menor valor da tensão de fase antes da operação de desligamento do disjuntor O relé permite o ajuste de uma constante voltimétrica que multiplica a tensão secundária lida no relé Esta constante é a relação do TP utilizado na instalação Assim se for utilizado um TP de 13800115 V cuja RTP vale 120 ao programar esta relação no relé parâmetro 04 o voltímetro do relé passa a exibir a tensão primária da instalação Vista frontal do relé digital Pextron O relé pode ser alimentado por fonte auxiliar de tensão em corrente alternada ou contínua de acordo com o pedido Possui uma fonte capacitiva incorporada que lhe permite funcionar após a interrupção da fonte auxiliar O intervalo de tempo em que a energia armazenada suporta garantir seu funcionamento é função do valor da tensão auxiliar Assim se a tensão auxiliar é de 125 Vcc o intervalo de tempo vale 062 s Já para uma fonte de tensão de 220 Vca o intervalo de tempo vale 439 s O relé possui quatro entradas de corrente independentes Cada entrada é dotada de um dispositivo que fecha em curto circuito os bornes do relé quando é extraído b a Proteção de sobrecorrente O relé possui um circuito lógico com temporização interna que ativa a função de autocheck no instante de sua energização Esse programa realiza a supervisão completa dos vários blocos que compõem o relé em intervalos de 50 ms Se algum de seus principais componentes apresenta falha automaticamente a função de autocheck envia um aviso É prudente que o contato de autocheck seja conectado ao relé anunciador ou a uma sinalização sonora ou visual O relé possui um teclado com microchaves utilizadas somente para acionamento de rotinas de testes parametrização e configuração atual Além disso possui um conjunto de leds que permite uma visualização total da atuação da proteção indicando as fases em que a corrente ou a tensão provocou o desligamento O relé é dotado de um display superior com quatro dígitos utilizado como amperímetro trifásico e voltímetro indicando os valores registrados e os valores ajustados na sua parametrização O display inferior apresenta funções de dois dígitos utilizado para indicar a grandeza elétrica que está sendo apresentada no display superior O relé mede a corrente e tensão eficaz de cada ciclo Seus principais parâmetros técnicos são Impedância de entrada para fase 8 mΩ Impedância de entrada de neutro 16 Ω Consumo da unidade de fase para corrente de 5 A 02 VA Consumo da unidade de neutro para corrente de 5 A 04 VA Corrente nominal de fase 5 A Corrente nominal de neutro 25 Corrente permanente de fase 15 A Corrente permanente de neutro 15 A Capacidade térmica de curtocircuito da unidade de fase para 1 s 300 A Capacidade térmica de curtocircuito da unidade de neutro para 1 s 300 A Capacidade dinâmica de curtocircuito da unidade de fase 1000 A Capacidade dinâmica de curtocircuito da unidade de neutro 1000 A Faixa de ajuste de corrente da unidade instantânea ou de tempo definido de fase 50 10 a 100 A em passos de 01 A Faixa de ajuste de corrente da unidade instantânea ou de tempo definido de neutro GS 50NGS 015 a 50 A em passos de 01 A Faixa de ajuste de corrente da unidade temporizada de fase 51 10 a 16 A em passos de 01 A Faixa de ajuste de corrente da unidade temporizada de neutro 50NGS 015 a 65 A em passos de 01 A Tipos de curva de atuação da unidade temporizada de fase NI MI EI LONG IT I2T Tipos de curva de atuação da unidade temporizada de neutro NI MI EI LONG IT I2T Faixa de ajuste de corrente de tempo definido de fase 51 025 a 100 A em passos de 01 A Faixa de tempo definido de fase 51 005 a 240 s em passos de 01 s Faixa de tempo definido de neutro GS 51NGS 005 a 240 s Faixa de ajuste de corrente de tempo definido de neutro GS 51NGS 015 a 50 A em passos de 01 A Se o valor da corrente do circuito ultrapassar 102 Iaj o relé inicia o processo de atuação de sua unidade temporizada de fase Se a corrente permanece tempo suficiente para a unidade temporizada atuar o relé libera o comando trip e permanece atuado até o valor de corrente retornar a valores abaixo do valor de rearme dropout que é fixo e aproximadamente igual a 75 da corrente ajustada Proteção de sobretensão V 59 O tempo de atuação do relé é constante para qualquer valor da tensão de entrada superior ao valor da tensão de ajuste de tempo definido de sobretensão V Os parâmetros de ajuste são Faixa de ajuste da tensão de tempo definido de sobretensão V 100 a 600 Vac Faixa de ajuste de tempo definido de sobretensão V 005 a 240 s Quando a tensão de entrada do relé tornase superior ao valor ajustado na unidade de sobretensão o relé inicia o processo de atuação Se a tensão permanece tempo suficiente para a unidade temporizada de sobretensão atuar o relé libera o comando trip e permanece atuado até o valor da tensão retornar a valores abaixo do valor de reame dropout que é fixo e aproximadamente igual a 75 da tensão ajustada h4 14 7000 25 034 069 15 7500 25 034 068 16 8000 25 034 066 17 8500 25 034 065 18 9000 25 034 064 19 9500 25 034 063 20 10000 25 034 062 21 10500 25 034 061 22 11000 25 034 061 23 11500 25 034 060 24 12000 25 034 059 25 12500 25 034 058 26 13000 25 034 058 27 13500 25 034 057 28 14000 25 034 057 29 14500 25 034 056 30 15000 25 034 056 Faixa de curtocircuito Os disjuntores são seletivos até o valor da corrente de curtocircuito de 5800 A Como a corrente de curtocircuito no ponto 5 é de 9000 A os disjuntores atuarão respectivamente em 0006 e 0004 s portanto não satisfazendo a Equação 1044 e assim não sendo seletivos Coordenação entre D1 e F3 Devem obedecer às mesmas condições anteriores porém a curva do disjuntor D1 está acima da curva do fusível F3 a partir da corrente de 700 A conforme a Figura 1073 Para defeitos trifásicos no ponto 4 6000 A não se pode garantir a seletividade entre o disjuntor D1 e o fusível F3 h5 Figura 1073 Curvas de coordenação entre F4800 A D13WN6630A e D1D23VF1263A Coordenação entre o relé R1 Pextron e o fusível F1 1250 A A coordenação está contida na Figura 1074 Icsp 1200 A corrente de curtocircuito trifásico no ponto de entrega de energia Ics 700 A corrente de curtocircuito faseterra no ponto de entrega de energia Para se determinar a curva do relé R1 basta aplicar a Equação 1052 Substituindo Tms 034 e de Iac 25 A anteriormente calculados obteremos os valores da curva tempo corrente em conformidade com a Tabela 1016 variandose o valor de Ima de 50 a 1500 A Para o ponto 10 da curva por exemplo em que o valor de Ima 500 A obteremos o tempo de 077 a b Tabela 1017 Ramal 1468 km em cabo de alumínio 10 AWG Subramal 1699 km em cabo de cobre 16 mm2 Ramal de entrada 28 m em cabo isolado de 35 mm2 de cobre Cálculo da tensão no circuito dos TCs ligados ao relé Pextron URPE 7104 De acordo com o projeto o relé está localizado a uma distância de 20 m dos transformadores de corrente e é alimentado por um circuito em cabo 2 15 mm2 As principais características técnicas dessa ligação são Impedância de um cabo de 15 mm2 Zcabo 1481 Ωkm Tabela 322 Impedância do relé Zrelé 0070 Ω Tabela 1019 Corrente nominal do relé Inr 5 A Distância entre o relé e os TCs L 2 m Transformador de corrente para proteção 2004006008005 A Relação de transformação 2005 A 40 Fator de sobrecorrente do TC 20 A tensão nos terminais dos TCs vale Como a tensão no secundário do TC 10B200 é de 200 V para uma corrente Icc 20 Inr está garantido que o TC não irá saturar As características técnicas do relé Pextron 7104 estão contidas nas Tabelas 1018 e 1019 Cálculo da corrente de magnetização do transformador de força Ordem de ajuste da SE Concessionária Proteção do alimentador 01I2 da SE Concessionária SEL3516D4E642X2 Proteção de sobrecorrente de fase 5051 Proteção de sobrecorrente de neutro 5051N Item Tipo Ajuste Item Tipo Ajuste 1 Pickup 500 A 1 Pickup 26 2 Curva 026 2 Curva 064 3 Tipo de curva Muito inversa 3 Tipo de curva Muito inversa 4 Instantâneo 1 5000 A 4 Instantâneo 3500 A 5 Temp do Inst 1 010 s 5 Temp do Inst 010 s 6 Instantâneo 2 3500 A 7 Temp do Inst 2 020 s A corrente de magnetização do transformador de 750 kVA pode ser considerada igual Img 8 Itr com o tempo de duração da ordem de 100 ms No presente caso há somente um transformador em operação Relação de rearme DROPOUT 99 Unidade Instantânea 5050 N Entrada de fase ABC 025 a 100 A Entrada de neutro D 015 a 50 A Tempo de operação 50 ms Relação de rearme DROPOUT 99 Entradas Lógicas Nível Nível baixo desligado 0 a 20 VcaVcc Tensão Nível alto ligado 80 a 250 VcaVcc Faixa 1 Nível Nível baixo desligado 0 a 10 VcaVcc Tensão Nível alto ligado 20 a 80 VcaVcc Faixa 2 Funções de bloqueio XB1 Bloqueio relê de neutro 50N51NGS XB2 Bloqueio unidade instantânea fase 50 XB2 Bloqueio unidade temporizada fase 51 XB4 Registro de corrente e rearme bandeirola Cálculo das impedâncias da rede aérea entre o Ponto A e o Ponto B Corresponde às impedâncias do trecho 1 em cabo 2668 MCM CAA com comprimento de 1265 km e que liga a subestação de distribuição da SE Concessionária no Ponto A com o poste de derivação no Ponto B de acordo com a Figura 1075 Os valores de impedância valem Rpcc1 02391 Ωkm resistência de sequência positiva do cabo Xpcc1 02391 Ωkm reatância de sequência positiva do cabo Rpcc1 02391 Ωkm resistência de sequência zero do cabo Xpcc1 02391 Ωkm reatância de sequência zero do cabo Logo a impedância do trecho 1 vale Figura 1075Diagrama das impedâncias do sistema Cálculo das impedâncias da rede aérea entre o Ponto B e o Ponto C Corresponde às impedâncias do trecho 2 em cabo 10 AWG CAA com comprimento de 1468 km Os valores de impedância valem Rpcc2 06955 Ωkm resistência de sequência positiva do cabo Xpcc2 04984 Ωkm reatância de sequência positiva do cabo Rpcc2 08733 Ωkm resistência de sequência zero do cabo Xpcc2 10219 Ωkm reatância de sequência zero do cabo Logo a impedância do trecho 2 vale Cálculo das impedâncias da rede aérea entre o Ponto C e o Ponto D trecho 3 Corresponde às impedâncias do trecho 3 em cabo de cobre 16 mm2 AWG com comprimento de 1699 km Os valores de impedância valem Rpcc3 13080 Ωkm resistência de sequência positiva do cabo Xpcc3 04802 Ωkm reatância de sequência positiva do cabo Rzcc3 14858 Ωkm resistência de sequência zero do cabo Xzcc3 20045 Ωkm reatância de sequência zero do cabo Logo a impedância do trecho 3 vale Cálculo das impedâncias da rede aérea entre o Ponto D e o Ponto E trecho 4 Corresponde às impedâncias do trecho 4 em cabo de cobre 35 mm2 com comprimento de 0260 km Os valores de impedância valem Rpc4 08620 Ωkm resistência de sequência positiva do cabo Xpc4 03567 Ωkm reatância de sequência positiva do cabo Rzc4 13522 Ωkm resistência de sequência zero do cabo Xzc4 18222 Ωkm reatância de sequência zero do cabo Logo a impedância do trecho 4 vale Cálculo das impedâncias da rede subterrânea entre o Ponto E e o Ponto F trecho 6 d Corresponde às impedâncias do trecho 6 em cabo de cobre isolado de 35 mm2 com comprimento de 0028 km Os valores de impedância valem Rpc5 10912 Ωkm resistência de sequência positiva do cabo Xpc5 01692 Ωkm reatância de sequência positiva do cabo Rzc5 25460 Ωkm resistência de sequência zero do cabo Xzc5 2864 Ωkm reatância de sequência zero do cabo Logo a impedância do trecho 5 vale Cálculo da impedância do transformador de 750 kVA na base de 100 MVA Ztr Xtr 60 0060 pu Ztr 750kVA Logo a impedância em pu do transformador na base de 100 MVA vale Cálculo da impedância de contato com a terra Será considerado o valor indicado pela concessionária que é 100 Ω Cálculo das correntes de curtocircuito No ponto de conexão A soma das resistências e reatâncias até o ponto de conexão vale Rptot 00138 15882 05361 11669 01177 34227 pu Xptot 04439 25162 03842 04284 00487 38214 pu Rztot 00 27693 06732 13255 01846 49526 pu Xztot 03453 103351 07877 17883 02488 135052 pu Logo a impedância a até o ponto de conexão vale Zppc 34227 j38214 513014815 pu Zzpc 49526 j135052 1434866986 pu Curtocircuito trifásico no ponto de conexão Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente de curtocircuito faseterra mínima Corrente de curtocircuito no barramento da SE Indústria A impedância até o transformador vale Rptot 34227 0016 34387 pu Xptot 38214 00025 38239 9u Rztot 49526 00374 49900 pu Xztot 135052 00421 135473 pu Logo a impedância a até o barramento primário da SE Indústria Zppc 34387 j38239 514104804º pu Rzpc 49900 j135473 1443706977º pu Curtocircuito trifásico no barramento da SE Indústria e Corrente de curtocircuito fase e terra máxima Corrente de curtocircuito fase e terra mínima Cálculo da corrente de curtocircuito nos terminais secundários do transformador de 750 kVA A impedância até o secundário do transformador vale Rppc 514104801º 0 8090º 34393 j118211 pu 1231137377º pu Rzpc 1443706977º pu Corrente de curtocircuito trifásico Corrente de curtocircuito faseterra Os valores das correntes de curtoscircuitos estão mostrados na Figura 1076 Determinação dos ajustes da proteção em média tensão A concessionária forneceu os principais dados de ajuste de sua proteção referente ao alimentador de distribuição 01I2 da SE Concessionária que atenderá a SE Indústria Os valores de ajuste do relé do alimentador 01I2 da SE Concessionária fornecidos pela concessionária estão na Tabela 1017 Os dados de catálogo do relé Pextron 7104 estão contidos nas Tabelas 1018 e 1019 Determinação dos ajustes das proteções de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase 5051 Determinação do tempo de resposta do relé temporizado de fase 51 da SE Concessionária para defeito na barra da SE Indústria Como a curva do relé do alimentador da 01I2 da SE Concessionária que suprirá a SE Indústria é de característica muito inversa seu tempo de atuação para a corrente de curtocircuito na barra da SE Indústria vale Determinação da corrente de atuação da unidade temporizada de fase do relé da SE Indústria 51 Para um fator de sobrecarga permitido de 20 K 12 temse Logo o ajuste da corrente de atuação do relé vale Figura 1077 1 Pickup 095 A 1 Pickup 050 A 2 Curva 072 2 Curva 015 3 Tipo de curva Muito inv 3 Tipo de curva Muito inv 4 Instantâneo 125 A 4 Instantâneo 050 A 5 Tempo do TD 010 s 5 Temp do Inst 0 Determinação da corrente de atuação da unidade temporizada de neutro do relé da SE Indústria 51N Curvas de coordenação para defeitos trifásicos Serão consideradas duas condições Corrente de desequilíbrio do alimentador Será considerada uma corrente de desequilíbrio de 20 da corrente de carga máxima da SE Indústria Ides 020 Iat 020 38 76 A Corrente mínima de operação do relé A corrente mínima de operação do relé digital vale 10 da corrente primária do transformador de corrente informação do catálogo do fabricante e válida praticamente para todos os relés digitais Iimín 010 Ipr 010 200 20 A Logo será adotada a corrente mínima de operação do relé f Determinação do tempo e curva de atuação da unidade temporizada de neutro do relé da SE Indústria 51N para defeito faseterra mínimo Será adotada a curva de característica muito inversa o mesmo tipo de curva do relé da SE Concessionária Para a corrente de curtocircuito faseterra mínima na barra da SE Indústria podemos determinar o tempo de atuação do relé 51N da SE Indústria Tri Tri ΔT Trc 47s tempo de atuação do relé digital da SE Concessionária Tri tempo de atuação do relé digital da SE Indústria ΔTco intervalo de coordenação 47 Tri 030 Tri 47 030 4 4 stempo de atuação do relé da SE Indústria Tratandose de um tempo muito alto para atuação do relé da SE Indústria e uma corrente de curtocircuito muito baixa ajustaremos o relé para na sua curva mínima disponível 015 para se obter o menor tempo de atuação do mesmo Neste caso o ajuste da curva de atuação do relé vale A curva e o tempo de ajuste do relé temporizado de neutro da SE Indústria valem Determinação do tempo de atuação da unidade temporizada de neutro do relé da SE Concessionária 51N para defeito faseterra máximo na SE Indústria Para a corrente de curtocircuito fase e terra máxima na barra da SE Indústria podemos determinar o tempo de atuação do relé 51N da SE Concessionária Determinação do tempo de atuação da unidade temporizada de neutro do relé da SE Indústria 51N para defeito faseterra máximo Para a corrente de curtocircuito faseterra máxima na barra da SE Indústria o tempo de atuação do relé 51N vale Determinação da corrente de atuação da unidade instantânea de neutro do relé da SE Indústria 50N para a corrente de curtocircuito fase terra mínima A corrente mínima de operação do relé digital vale 10 da corrente primária do transformador de corrente Iimín 010 Ipr 010 200 20 A Logo a corrente de ajuste da unidade instantânea de neutro será de 20 A O ajuste no relé vale Os valores de ajuste do relé digital Pextron 7401 estão contidos na Tabela 1020 Determinação da corrente nominal do fusível de proteção da rede de distribuição na barra da SE Indústria h Tabela 1021 Ajustes do disjuntor Corrente de ajuste Múltiplo da corrente ajustada para defeitos trifásicos Funções de proteção do microprocessador do disjuntor de baixa tensão Funções de Proteção e Valores de Ajuste do SACE PR 111 ABB Função Faixas de correntes Tempo de atuação Pode ser excluída Relação t tI Proteção de sobrecarga L I1 04 In Com corrente Não t kI2 05 In I 6I1 06 In t1 3 s curva A 07 In 6 s curva B 08 In 12 s curva C 09 In 18 s curva D 095 In 1 In Proteção seletiva de curto circuito S I2 1 In Com corrente Sim t kI2 curva tempo corrente 2 In I 8 In 3 In t2 005 s curva A 4 In 010 s curva B 6 In 025 s curva C 8 In 05 s curva D 10 In I2 1 In Com corrente Sim t k curva tempo corrente 2 In I I2 3 In t2 005 s curva A 4 In 010 s curva B 6 In 025 s curva C Figura 1079Vista frontal do microprocessador do disjuntor de baixa tensão Figura 1080Curva de atuação da proteção de fase do disjuntor de baixa tensão Figura 1081Curva de atuação da proteção de terra do disjuntor de baixa tensão Figura 1083Curvas de atuação dos fusíveis limitadores de corrente Figura 1084Curvas de atuação de fusíveis do tipo K 111 Introdução Toda instalação elétrica de alta e baixa tensão para funcionar com desempenho satisfatório e ser suficientemente segura contra risco de acidentes fatais deve possuir um sistema de aterramento dimensionado adequadamente para as condições de cada projeto Um sistema de aterramento visa à segurança de atuação da proteção proteção das instalações contra descargas atmosféricas proteção do indivíduo contra contatos com partes metálicas da instalação energizadas acidentalmente uniformização do potencial em toda área do projeto prevenindo contra lesões perigosas que possam surgir durante uma falta fase e terra 112 Proteção contra contatos indiretos O acidente mais comum a que estão submetidas as pessoas principalmente aquelas que trabalham em processos industriais ou desempenham tarefas de manutenção e operação de sistemas industriais é o toque acidental em partes metálicas energizadas ficando o corpo ligado eletricamente sob tensão entre fase e terra Assim entendese por contato indireto aquele que um indivíduo mantém com determinada massa do sistema elétrico que por falha perdeu sua isolação e permitiu que esse indivíduo ficasse submetido a determinado potencial elétrico O limite de corrente alternada suportada pelo corpo humano é de 25 mA sendo que na faixa entre 15 e 25 mA o indivíduo sente dificuldades em soltar o objeto energizado Entre 15 e 80 mA o indivíduo é acometido de grandes contrações e asfixia Acima de 80 mA até a ordem de grandeza de poucos ampères o indivíduo sofre graves lesões musculares e queimaduras além de asfixia imediata Acima disso as queimaduras são intensas o sangue sofre o processo de eletrólise a asfixia é imediata e há necrose dos tecidos A gravidade dessas lesões depende do tempo de exposição do corpo humano à corrente elétrica 1121 Tensão de contato ou de toque É aquela a que está sujeito o corpo humano quando em contato com partes metálicas massa acidentalmente energizadas A Figura 111a mostra as condições de um indivíduo submetido a uma tensão de toque A Figura 111b mostra o esquema elétrico correspondente O valor máximo de tensão de toque que uma pessoa pode suportar sem que ocorra a fibrilação ventricular pode ser expresso pela Equação 1122 citada mais adiante 1122 Tensão de passo Figura 111 Figura 112 Quando um indivíduo se encontra no interior de uma malha de terra e por meio desta está fluindo naquele instante determinada corrente de defeito fica submetido a uma tensão entre os dois pés conforme se pode observar na Figura 112a e a Figura 112b mostra o circuito elétrico correspondente Cabe salientar que a corrente elétrica quando injetada no solo por eletrodos ou diretamente por descarga atmosférica se dispersa em forma de arcos com o centro no local de penetração podendo provocar uma tensão de passo Vp conforme ilustra a Figura 113 para o caso de uma descarga atmosférica 11221 Limite da tensão de passo para um indivíduo no interior de uma malha de terra A tensão limite de passo Vp que durante o funcionamento de uma instalação de terra pode aparecer entre os pés de uma pessoa dando um passo de abertura igual a 1 m em conformidade com a Figura 114 Para reduzir as tensões perigosas de passo por exemplo as subestações são dotadas de uma camada de brita cuja espessura pode variar entre 10 e 20 cm melhorando o nível de isolamento do operador conforme se observa na Figura 114 Tensão de toque Tensão de passo Figura 113 Figura 114 Tensão de passo por raio Indivíduo sobre uma malha de terra O valor máximo da tensão de passo que uma pessoa pode suportar sem que ocorra a fibrilação ventricular pode ser expresso pela Equação 1119 A corrente máxima admitida pelo corpo humano denominada corrente de choque pode ser determinada pela Equação 1125 113 Aterramento dos equipamentos Era prática anterior a instalação de três malhas de terra nos projetos industriais respectivamente para ligação dos para raios equipamentos de altatensão e equipamentos de baixa tensão Verificouse entretanto que interligandose as diferentes malhas de terra obtinhase um aterramento de maior eficiência e segurança À malha de terra construída sob o terreno no qual está implantada a subestação devem ser ligadas as seguintes partes do sistema elétrico Neutro do transformador de potência Pararaios instalados nas extremidades do ramal de ligação a b c d Carcaça metálica dos equipamentos elétricos transformadores de potência de medição de proteção disjuntores capacitores motores etc Suportes metálicos das chaves fusíveis e seccionadoras isoladores de apoio transformadores de medição chapas de passagem telas de proteção portões de ferro etc Estruturas dos quadros de distribuição de luz e força Estruturas metálicas em geral Para o caso de a subestação ficar distante das instalações industriais propriamente ditas pode ser conveniente a construção de outra malha de terra para a ligação das partes metálicas das máquinas e equipamentos de produção As malhas devem porém ser interligadas A malha de terra produz maior segurança quando construída sob o local em que foram instalados os equipamentos a ela conectados pois esse procedimento uniformiza o potencial na área em questão 114 Elementos de uma malha de terra Os principais elementos de uma malha de terra são Eletrodos de terra Também chamados de eletrodos verticais podem ser constituídos dos seguintes elementos Aço galvanizado Em geral após determinado período de tempo o eletrodo haste cantoneira ou cano de ferro sofre corrosão aumentando em consequência a resistência de contato com o solo Seu uso portanto deve ser restrito Aço cobreado Dada a cobertura da camada de cobre sobre o vergalhão de aço o eletrodo adquire elevada resistência à corrosão mantendo suas características originais ao longo do tempo O processo de eletrodeposição temse mostrado na prática mais eficiente do que o processo de encamisamento da haste que quando submetida a choques mecânicos para cravamento no solo muitas vezes temse o vergalhão de aço separado da capa de revestimento A Figura 115 mostra dois diferentes tipos de eletrodo de terra haste prolongável e haste normal Condutor de aterramento No caso de solos de características ácidas podese utilizar o condutor de cobre nu de seção não inferior a 16 mm2 Para solos de natureza alcalina a seção do condutor de cobre não deve ser inferior a 25 mm2 Em subestações industriais aconselhase até por motivos mecânicos a utilização do condutor de aterramento com seção não inferior a 25 mm2 A grandeza da corrente de defeito faseterra poderá determinar seções superiores A Figura 116a mostra a seção de cabo utilizado como condutor de aterramento Conexões São elementos metálicos utilizados para conectar os condutores nas emendas ou derivações Existe uma grande variedade de conectores porém destacamse os seguintes Conectores aparafusados São peças metálicas de formato mostrado na Figura 116b utilizadas na emenda de condutores Sempre que possível devese evitar sua utilização em condutores de aterramento Conexão exotérmica É um processo de conexão a quente em que se verifica uma fusão entre o elemento metálico de conexão e o condutor Existem vários tipos de conexão utilizando este processo A Figura 116c ilustra uma conexão exotérmica do tipo derivação T Já a Figura 116d mostra uma conexão exotérmica do tipo cruzamento X A conexão exotérmica é executada no interior de um cadinho sendo que para cada tipo de conexão há um modelo específico de cadinho A Figura 116e ilustra um cadinho próprio para a conexão do tipo I para emenda de condutores Condutor de proteção Figura 115 É aquele utilizado para a ligação das massas por exemplo carcaça dos equipamentos aos terminais de aterramento parcial e principal Este último será ligado à malha de terra por meio do condutor de aterramento A NBR 5410 estabelece a seção mínima dos condutores de proteção e as condições gerais de instalação e operação valores estes explicitados no Capítulo 3 Hastes de terra haste prolongável parte superior e haste normal parte inferior 1141 Resistência de um sistema de aterramento Em um sistema de aterramento considerase como resistência de terra o efeito de três resistências a saber A resistência relativa às conexões existentes entre os eletrodos de terra hastes e cabos A resistência relativa ao contato entre os eletrodos de terra e a superfície do terreno em torno dos mesmos A resistência relativa ao terreno nas imediações dos eletrodos de terra denominada também resistência de dispersão O primeiro componente é de valor desprezível perante os demais e portanto não é considerado no dimensionamento do sistema de aterramento Na prática a resistência de terra pode ser geralmente identificada como as demais resistências especificadas Cabe salientar que é grande a densidade de corrente nas imediações dos eletrodos de terra sendo notável o valor da resistência elétrica conforme se observa na ilustração da Figura 117 Como a corrente se dispersa de maneira eficiente no solo tornando a densidade praticamente nula a resistência do solo no percurso da corrente elétrica é considerada desprezível conforme pode ser visto na Figura 118 Investigações realizadas mostram que 90 da resistência elétrica total de um terreno que envolve um eletrodo nele enterrado se encontram geralmente dentro de um raio de 18 a 35 m do eixo geométrico do referido eletrodo Dessa forma explicase por que é normal durante o tratamento do solo com o uso de produtos químicos retirar a terra em torno do eletrodo e misturála às substâncias redutoras de resistência do solo Na realidade produzse artificialmente um eletrodo de grande seção transversal cuja resistência pode ser dada pela conhecida expressão R ρ LS em que R é inversamente proporcional à área S A Figura 119 representa a resistência de um sistema de terra de eletrodos verticais em paralelo cada qual tendo uma resistência de terra de 100 Ω em função do número de eletrodos e da distância entre estes Por este gráfico podese determinar para um número total de 20 hastes de um sistema de aterramento mantido a uma distância de 3 m entre si a resistência equivalente que é de 14 Ω Mantendose porém o mesmo número de hastes e aproximandoas entre si para uma distância de 15 m a resistência equivalente obtida é de 23 Ω aproximadamente Figura 116 Figura 117 Acessórios para malha de terra Dispersão de corrente por eletrodo Figura 118 Figura 119 Percurso da corrente de defeito faseterra Devese ressaltar que a distância mínima entre eletrodos contíguos deve corresponder ao comprimento efetivo de uma haste Este procedimento devese ao fato de que quando dois eletrodos demasiadamente próximos são percorridos por uma elevada corrente de falta dispersa por ambos esta provoca um aumento na impedância mútua A Figura 1110 expressa a eficiência de um sistema de eletrodos verticais em paralelo em função da quantidade de eletrodos utilizada e da distância entre estes Resistência de terra dos eletrodos Na prática a resistência dos dispersores em paralelo exige que o terreno tenha certas dimensões muitas vezes não disponíveis em áreas de instalações industriais A aplicação de muitas hastes em terrenos de pequenas dimensões resulta essencialmente um notável desperdício de material com resultados pouco compensadores 115 Resistividade do solo Para o projeto de um sistema de aterramento é de primordial importância o conhecimento prévio das características do solo principalmente no que diz respeito à homogeneidade de sua constituição A Tabela 111 fornece a resistividade de diferentes naturezas de solo compreendidas entre valores inferior e superior que podem ser usados na elaboração de projeto de malha de terra desde que não se disponha de medições adequadas Para cálculos precisos de resistividade do solo é necessário porém realizar medições com instrumentos do tipo Megger de terra 1151 Método de medição método de Wenner Consiste em colocar quatro eletrodos de teste em linha separados por uma distância A e enterrados no solo com uma profundidade de 20 cm Os dois eletrodos extremos estão ligados aos terminais de corrente C1 e C2 e os dois eletrodos centrais estão ligados aos terminais de potencial P1 e P2 do Megger de terra Alguns instrumentos do tipo Megger de terra dispõem de um terminal guarda ligado a um eletrodo com a finalidade de minimizar os efeitos das correntes parasitas de valor relativamente elevado que podem distorcer os resultados lidos A disposição do Megger de terra para medição e dos eletrodos está representada na Figura 1111 Tabela 112 Calcular a média aritmética dos valores de resistividade do solo para cada espaçamento considerado Calcular o desvio de cada medida em relação à média aritmética anteriormente determinada Desprezar todos os valores de resistividade que tenham um desvio superior a 50 em relação à média Para um grande número de valores desviados da média é conveniente repetir as medições em campo Persistindo os resultados anteriores a região pode ser considerada como não aderente ao processo de modelagem do método de Wenner Resistividade média do solo Ωm Posição dos eletrodos Resistividade medida Resistividade média Ohm m Distância m Pontos medidos A B C D E 2 4 8 16 32 A Figura 1113 ilustra a disposição dos eletrodos no plano do terreno e a direção em que devem ser realizadas as medições de resistividade 1152 Fatores de influência na resistividade do solo A resistividade do solo é função de vários fatores que podem variar dependendo das condições a que este está submetido no instante da medição 11521 Composição química A presença e a quantidade de sais solúveis e ácidos que normalmente se acham agregados ao solo influenciam predominantemente no valor da resistividade deste É conhecido que quando é necessário reduzir a resistência de determinada malha de terra adicionamse adequadamente produtos químicos ao solo circundante ao eletrodo de terra Há vários produtos químicos à base de mistura de sais que combinados entre si e na presença de água formam o gel produto de uso comercial e de grande eficiência na redução da resistividade do solo Esses compostos têm as seguintes características são higroscópios dão estabilidade química ao solo não são corrosivos não são atacados pelos ácidos são insolúveis na presença de água têm longa duração em geral de cinco a seis anos Figura 1112 Figura 1113 Passagem da corrente pelos eletrodos de potencial Posição dos eletrodos no terreno para a medição da resistividade do solo O tratamento de solo por meio da utilização de sal e carvão vegetal ainda de largo uso entre alguns instaladores não apresenta os efeitos esperados principalmente pela curta duração de sua eficiência e também pela agressão corrosiva atuante nos eletrodos de terra 11522 Umidade A resistividade do solo e a resistência de uma malha de terra são bastante alteradas quando varia a umidade existente no solo principalmente quando este valor cai a níveis abaixo de 20 Por esse motivo os eletrodos de terra devem sem implantados a uma profundidade adequada para garantir a necessária umidade do solo em torno destes O teor normal de umidade de um solo além de variar com a localização depende também da época do ano sendo que nos períodos secos anda por volta de 10 e nas estações chuvosas pode atingir 35 A utilização de uma camada de brita de 100 a 200 mm sobre a área da malha construída ao tempo bem como sobre o próprio piso das subestações abrigadas serve para retardar a evaporação da água do solo além de oferecer uma elevada resistividade cerca de 3000 Ω m reduzindo os riscos de acidentes fatais durante a ocorrência de falta entre fase e terra 11523 Temperatura A resistividade do solo e a resistência de um sistema de aterramento são bastante afetadas quando a temperatura cai abaixo de 0 ºC Para temperaturas acima deste valor a resistividade do solo e a resistência de aterramento se reduzem As correntes de curtocircuito fase e terra de valor elevado podem ocasionar a ebulição da água do solo em torno do eletrodo diminuindo a umidade e elevando a temperatura no local prejudicando sobremaneira o desempenho do sistema de aterramento a Figura 1116 Figura 1117 Figura 1118 b solo apresentar uma formação semelhante a uma das curvas das Figuras 1116 e 1117 Isto é este método somente é aplicável quando o solo puder ser estratificado em duas camadas Para a estratificação do solo em várias camadas devese utilizar outro método cujo estudo foge ao escopo deste livro Normalmente são encontradas neste caso curvas com a formação semelhante à da Figura 1118 Considerandose realizadas as medições nos pontos indicados na Tabela 112 devem ser adotados os seguintes procedimentos Traçado da curva de resistividade média do solo Plotar no eixo H profundidade da malha os valores das distâncias entre as hastes de medição e no eixo r resistividade do solo os valores referentes às resistividades médias correspondentes aos pontos medidos para uma mesma distância entre as hastes conforme a Figura 1119 Devese prolongar a curva no ponto H1 ρm até o eixo ρ determinando assim o valor r1 Para se determinar o valor de ρ2 resistividade da camada inferior do solo devese traçar uma assíntota à curva de resistividade e prolongála até o eixo das ordenadas Solo de duas camadas Solo de duas camadas Solo de várias camadas Determinação da resistividade média do solo ρm O valor da resistividade média do solo pode ser calculado a partir da Equação 112 c Figura 1119 O valor de K1 é obtido pela Tabela 113 a partir da relação cujos valores são definidos no gráfico correspondente à curva de resistividade do solo que equivale ao gráfico ilustrado na Figura 1119 Para se determinar a profundidade a que se encontra a resistividade média introduzir o valor de rm na curva da Figura 1119 obtendose o valor Hm Determinação da resistividade aparente do solo ρa Introduzse na Tabela 114 o valor de K1 dado na Tabela 113 juntamente com o valor de K2 dado na Equação 113 obtendose o valor de K3 a partir do qual se determina o valor da resistividade aparente utilizando a Equação 114 em que R é o raio do círculo equivalente à área da malha de terra da subestação dado pela Equação 115 correspondendo a áreas retangulares Para sistemas de aterramento utilizandose eletrodos verticais o valor de R é dado pela Equação 116 Hm profundidade da camada de solo correspondente à resistividade média S área da malha de terra em m2 Curva de resistividade do solo N número de eletrodos verticais De distância entre os eletrodos verticais em m 116 Cálculo de malha de terra A seguir será estudada a metodologia mais utilizada em subestações de potência Para malhas de terra dedicadas a pequenas subestações do tipo distribuição podese aplicar o processo demonstrado na Seção 117 O cálculo da malha de terra de uma subestação requer o conhecimento dos seguintes parâmetros Tabela 113 Resistividade aparente do solo ψa Resistividade da camada superior do solo ψ1 Resistividade do material de acabamento da superfície da área da subestação ψs Corrente máxima de curtocircuito faseterra Icft Tempo de duração da corrente de curtocircuito faseterra Tf 1161 Resistividade aparente do solo Conforme o disposto na Seção 1153 1162 Corrente de curtocircuito faseterra As dimensões do terreno de algumas indústrias principalmente aquelas localizadas em áreas urbanas tornam inviável à dissipação das correntes de curtocircuito proporcional à área disponível para a construção da malha de terra o que dificulta o seu cálculo pelo método do IEEE80 Fator de multiplicação Relação ρ2ρ1 Factor K1 Relação ρ2ρ1 Factor K1 Relação ρ2ρ1 Factor K1 Relação ρ2ρ1 Factor K1 00010 06839 03000 08170 6500 1331 1900 1432 00020 06844 03500 08348 7000 1340 2000 1435 00025 06847 04000 08517 7500 1349 3000 1456 00030 06850 04500 08676 8000 1356 4000 1467 00040 06855 05000 08827 8500 1363 5000 1474 00045 06858 05500 08971 9000 1369 6000 1478 00050 06861 06000 09107 9500 1375 7000 1482 00060 06866 06500 09237 10000 1380 8000 1484 00070 06871 07000 09361 10500 1385 9000 1486 00080 06877 07500 09480 11000 1390 10000 1488 00090 06882 08000 09593 11500 1394 11000 1489 00100 06887 08500 09701 12000 1398 12000 1490 00150 06914 09000 09805 12500 1401 13000 1491 00200 06940 09500 09904 13000 1404 14000 1492 00300 06993 10000 10000 13500 1408 15000 1493 00400 07044 15000 10780 14000 1410 16000 1494 00500 07095 20000 11340 14500 1413 18000 1495 Tabela 114 00600 07145 25000 11770 15000 1416 20000 1496 00700 07195 30000 12100 15500 1418 24000 1497 00800 07243 35000 12370 16000 1421 28000 1498 00900 07292 40000 12600 16500 1423 35000 1499 01000 07339 45000 12780 17000 1425 45000 1500 01500 07567 50000 12940 17500 1427 64000 1501 02000 07781 55000 13080 18000 1429 100000 1501 02500 07981 60000 13200 18500 1430 Determinação da resistividade aparente do solo de duas camadas ρaρ1 Relação ρ2ρ1 Relação RHm 001 005 010 020 050 1 2 5 10 20 50 100 200 010 100 101 101 102 105 100 110 115 118 12 12 13 13 020 095 096 100 097 099 100 113 120 125 13 14 14 15 050 080 090 098 095 100 100 120 130 140 16 18 20 23 10 077 083 090 085 090 100 130 150 160 20 25 28 30 20 067 082 086 086 090 100 131 155 160 26 32 40 45 50 056 060 065 068 080 100 132 200 290 40 57 73 88 10 048 052 060 060 080 100 135 240 350 53 80 110 140 20 041 045 050 053 072 100 140 270 420 68 120 150 210 35 036 040 045 050 071 100 140 280 480 78 140 180 270 50 032 037 040 048 070 100 150 310 540 85 160 230 330 75 029 035 038 046 068 100 150 310 550 90 170 260 400 100 027 031 035 042 055 100 150 320 580 98 180 390 450 200 022 026 030 038 060 100 160 350 600 110 220 350 560 500 018 021 025 035 060 100 170 370 670 120 250 420 770 1000 015 017 022 030 060 100 180 400 700 130 370 480 850 A corrente de curtocircuito adotada no cálculo da malha de terra deve ser a de planejamento no horizonte de 10 anos O método de cálculo das correntes de curtocircuito foi explanado no Capítulo 5 a b c Figura 1120 Como se sabe a seção do condutor de uma malha de terra é função da corrente de curtocircuito faseterra valor máximo que pode ser obtido tanto do lado primário como do lado secundário da subestação Será adotado a corrente que conduzir o maior valor Corrente de curtocircuito tomada do lado primário da subestação Neste caso considerase que o condutor primário de fase faça contato direto com a malha de terra da subestação conforme mostra a Figura 1120 Corrente de curtocircuito tomada no lado secundário da subestação para uma impedância desprezível Neste caso considerase que o condutor fase faça contato direto com o condutor de aterramento nas proximidades da subestação conforme mostra a Figura 1121 Uma situação característica pode ocorrer quando uma barra de fase faz contato com a barra de terra do Quadro Geral de Força QGF instalado no interior da subestação em que no caminho as correntes de curtocircuito encontram apenas as impedâncias dos condutores metálicos constituindose assim o valor máximo da corrente de curtocircuito que é significativamente superior ao caso anterior Portanto para se determinar a seção do condutor devese utilizar o valor da corrente de curtocircuito obtida nessas condições Corrente de curtocircuito tomada no secundário da subestação para uma impedância considerada Este caso se caracteriza por um defeito faseterra em que o condutor faz contato com o solo ou outro elemento aterrado e a corrente é conduzida à malha por meio do solo sendo considerável a impedância do percurso resistência de contato resistência da malha de terra e resistência do resistor de aterramento se houver mesmo que se despreze a resistência de contato do condutor conforme mostrado na Figura 1122 O valor dessa corrente deve ser utilizado no cálculo dos parâmetros da malha de terra como tensão de passo tensão de toque etc 1163 Seção mínima do condutor A seção mínima do condutor deve ser determinada em função da corrente de curtocircuito e do seu tempo de duração para cada tipo de junção dos condutores da malha A Tabela 115 fornece o valor unitário da seção mínima do condutor K de cobre em função do tipo de junção Logo a seção mínima do condutor da malha será de Não se recomenda contudo utilizar condutores de cobre de seção inferior a 25 mm2 Percurso da corrente de curtocircuito faseterra franco no primário Tabela 115 Seção mínima do condutor mm2A Tempo s Cabo simples solda exotérmica K Cabo com juntas soldadas K Cabo com juntas rebitadas K 30 0020268 0025335 0032935 4 0007093 0010134 0012160 1 0003546 0005067 0006080 05 0002533 0003293 0004306 No caso de se utilizar condutor de aço cobreado do tipo Copperweld a seção do condutor pode ser dada pela Equação 118 Tf tempo de duração da falha em Hz Em geral esse valor se situa entorno de 30 Hz ou seja 05 s K coeficiente de segurança K 110 a 130 β coeficiente que expressa o tipo do condutor β 091 para fios ou cabos com condutividade de 40 β 081 para fios ou cabos com condutividade de 30 A Tabela 116 mostra as características típicas dos condutores de aço cobreado Para uma corrente de curtocircuito de 20000 A com duração de 050 s e um cabo Copperweld de condutividade de 40 temse Testes realizados em laboratório demonstraram que os condutores Copperweld fios e cabos do tipo recozido podem ser aquecidos por correntes de curtocircuito de até 850 ºC enquanto os condutores de cobre tornamse amolecidos a partir de uma temperatura de 450 ºC 1164 Número de condutores principais e de junção Considerando a Figura 1123 que representa a área de uma subestação industrial com as dimensões indicadas podese calcular o número de condutores principais e de junção adotandose as Equações 119 e 1110 Figura 1121 a Figura 1122 b Percurso da corrente de curtocircuito faseterra franco no secundário Condutores principais São assim denominados aqueles instalados na direção que corresponde à largura da malha de terra São determinados pela Equação 119 Cm comprimento da malha de terra em m Dl distância entre os cabos correspondentes à largura da malha de terra em m Percurso da corrente de curtocircuito faseterra sob impedância no secundário Condutores de junção São assim denominados aqueles instalados na direção que corresponde ao comprimento da malha de terra São determinados pela Equação 1110 Figura 1123 a Lm largura da malha de terra em m Dc distância entre os cabos correspondentes ao comprimento da malha de terra em m Os espaçamentos D1 e Dc entre os condutores podem ser tomados inicialmente entre 5 e 10 do valor do comprimento e da largura da malha respectivamente Dependendo dos valores obtidos ao longo do cálculo os mesmos poderão ser alterados de forma a se obter uma malha de terra mais econômica e segura 1165 Comprimento do condutor O comprimento do condutor da malha de terra pode ser calculado pela Equação 1111 O fator 105 corresponde ao acréscimo de cabo da malha referente aos condutores de ligação entre os equipamentos e esta Fica claro que a equação anterior contempla apenas subestações de áreas retangulares No caso de áreas irregulares dividese a subestação em subáreas e calculase a área equivalente correspondente admitindose finalmente C L 1166 Determinação dos coeficientes de ajuste Para maior simplificação as expressões que determinam os coeficientes Km Ks Ki são tomadas na sua forma mais aproximada A aplicação desses coeficientes deve ser feita com base no maior produto entre os valores utilizados considerando os coeficientes para os condutores principais e de junção Geometria da malha de terra com os respectivos eletrodos verticais Coeficiente Km Chamado de coeficiente de malha corrige a influência da profundidade da malha de terra H do número de condutores principais e de junção e do espaçamento entre os referidos condutores Devem ser determinados dois valores correspondentes aos condutores principais Kmp e aos condutores de junção Kmj Esses valores são obtidos para os dois casos pela Equação 1112 b c Tabela 116 ln logaritmo neperiano D espaçamento médio entre os condutores na direção considerada em m H profundidade da malha em m N número de condutores na direção considerada Dca diâmetro do condutor em m CoeficienteKs Chamado de coeficiente de superfície corrige a influência da profundidade da malha de terra H do diâmetro do condutor Dca e do espaçamento entre os mesmos Devem ser determinados dois valores correspondentes aos condutores principais Ksp e aos condutores de junção Ksj São determinados para os dois casos pela Equação 1113 CoeficienteKi Chamado de coeficiente de irregularidade corrige a não uniformidade do fluxo da corrente da malha para a terra É dado pelas Equações 1114 e 1115 Características dos condutores de aço cobreado Formação N AWG Diâmetro nominal mm Seção mm2 Resistência Ohmm Carga de ruptura kg Corrente de fusão 40 30 40 30 40 Cond 30 Cond 19 5 2310 31870 01399 01865 11200 13400 104000 93000 19 6 2060 25270 01764 02352 889 10700 83000 74000 19 7 1830 20040 02224 02966 7030 8440 66000 58000 19 8 1630 15900 02805 03740 5580 6710 52000 46000 19 9 1450 12610 03537 04715 4430 5310 41000 37000 7 4 1560 14810 03000 03999 5220 6260 49000 43000 7 5 1390 11740 03783 05043 4130 4940 38000 34000 7 6 1230 9310 04770 06358 3270 3930 31000 27000 7 7 1100 7387 06014 08018 2600 3120 24000 22000 7 8 978 5856 07585 10110 2060 2470 19000 17000 7 9 871 4644 09564 12750 1630 1950 15200 13500 7 10 777 3683 12060 16080 1290 1550 12000 10700 3 5 996 5032 08809 11740 1770 2120 16500 14700 3 6 886 3990 11110 14810 1400 1700 13000 11600 3 7 790 3165 14010 18670 1110 1330 10600 9200 3 8 704 2510 17660 23540 880 1050 8200 7300 3 9 627 1990 22270 29690 700 840 6500 5800 3 10 559 1578 28080 37430 550 660 5100 4600 Condutores principais Condutores de junção 1167 Comprimento mínimo do condutor da malha Pode ser determinado pela Equação 1116 ρs resistividade da camada superior da malha normalmente constituída de brita cujo valor é de 3000 Ωm lcft corrente de curtocircuito faseterra não envolvendo diretamente qualquer condutor de aterramento Devese considerar o maior produto entre os valores de Km Ki anteriormente calculados em uma dada direção Caso não se verifique esta condição devese recomeçar o cálculo adotandose novos valores de seção dos condutores espaçamento profundidade da malha ou outros parâmetros que resultem diminuir Lc Na prática quando é pequena a diferença entre Lcm e Lc podese acrescentar a Lcm o comprimento total das hastes a serem utilizadas ou seja Nh número de eletrodos verticais Lh comprimento de um eletrodo vertical em m 1168 Tensão de passo Como já referido na Seção 1122 é o maior valor que pode ser alcançado no nível da malha de terra considerando que o tempo máximo de permanência da corrente é igual a Tf Tf 050 s e que está coberta por material normalmente brita de resistividade ρs Para estas condições o operador estaria em segurança caminhando no interior da malha de terra Seu valor máximo vale 1169 Tensão de passo existente na periferia da malha Corresponde à diferença de potencial existente entre dois pontos distanciados de 1 m e localizados na periferia da malha de terra Seu valor é dado pela Equação 1120 Devese ressaltar que é de 25 m em geral a distância entre qualquer elemento condutivo da malha de terra e o terra de referência caracterizado como uma parte do solo nas proximidades do elemento condutivo da malha de terra de modo que não ocorram diferenças de potencial significativas entre os dois pontos quaisquer na superfície O valor referido é característico de pequenas malhas de terra 11610 Tensão máxima de toque Como já referido na Seção 1121 é o maior valor que pode ser alcançado no nível da malha de terra considerando que o tempo máximo de permanência da corrente é igual a Tf Tf 050 s e que está coberta por material normalmente brita de resistividade ρs Para estas condições o operador estaria em segurança em qualquer ponto da malha de terra tocando com o corpo uma massa carcaça de equipamento energizada acidentalmente Seu valor máximo vale 11611 Tensão de toque existente Pode ser determinada pela Equação 1123 11612 Corrente máxima de choque É o maior valor de corrente suportável pelo corpo humano para um tempo de permanência de contato de Tf 11613 Corrente de choque existente devido à tensão de passo sem brita na periferia da malha Pode ser determinada pela Equação 1126 11614 Corrente de choque existente devido à tensão de passo com a camada de brita na periferia da malha Pode ser determinada pela Equação 1128 11615 Corrente de choque devido à tensão de toque existente sem brita Pode ser determinada pela Equação 1130 11616 Corrente de choque devido à tensão de toque existente com brita Pode ser determinada pela Equação 1132 11617 Corrente mínima de acionamento do relé de terra Pode ser determinada pela Equação 1134 Rch resistência do corpo humano em Ω 11618 Potenciais da região externa à malha Observandose a Figura 1124 podemse analisar as condições a que ficaria submetida uma pessoa ali posicionada tocando a cerca 1ª condição cerca interligada à malha de terra Neste caso o indivíduo estaria submetido à tensão Ec 2ª condição cerca sem interligação à malha de terra Nesta condição o indivíduo estaria submetido apenas à diferença de potencial ΔEc É importante frisar que se faz necessário seccionar e aterrar a cerca nos pontos extremos deste seccionamento para facilitar a atuação da proteção quando da queda de um condutor energizado sobre ela Isto porém não dá segurança ao indivíduo que a toque no momento do defeito Figura 1124 Potenciais externos à malha de terra Considerandose a segunda hipótese anteriormente mencionada podese determinar a necessidade ou não de interligação de uma cerca à malha de terra ou seja X distância da periferia da malha de terra a um ponto considerado no caso a cerca tocada pelo indivíduo D distância entre os eletrodos horizontais na direção considerada A Figura 1125 mostra as referências para os valores de X Logo devese ter Ec Ete 11619 Resistência da malha de terra A Equação 1137 representa somente o valor da resistência da malha de terra correspondente aos condutores horizontais R raio do círculo equivalente à área destinada à malha de terra em m Condições Rmc 10 Ω para subestações da classe 15 a 36 kV Rmc 5 Ω para subestações da classe 69 kV e acima Figura 1125 Se o valor de Rmc não atender às condições anteriores devese recalcular a malha de terra alterandose o comprimento dos condutores dimensões da malha etc de modo a manter Rmc dentro dos valores estabelecidos Observar que este cálculo pode facilmente ser convertido em um programa de computador do tipo pessoal Ilustração da condição dos potenciais de cerca O valor da resistência da malha de terra é uma forma de se saber se é satisfatório o valor encontrado Na realidade não chega a ser necessário conhecer o valor exato da resistência do aterramento A legislação norteamericana por exemplo estabelece que a resistência da malha de terra não deve superar 25 Ω Para malhas de terra de pequenas dimensões geométricas o valor de Rmc frequentemente ultrapassa os valores mínimos para resistividade aparente de solo elevada Neste caso é necessário calcular a influência dos eletrodos verticais na resistência final da malha de terra como se segue 11620 Resistência de aterramento de um eletrodo vertical Lh comprimento cravado da haste de terra em m Dh diâmetro equivalente da haste de terra em polegada 11621 Coeficiente de redução da resistência de um eletrodo vertical Esse coeficiente reduz a resistência de uma haste de terra quando fincada em uma malha de terra em formato de um quadrado cheio conforme a Figura 1126 Nh número de hastes de terra A determinado segundo a Tabela 117 em função do comprimento e diâmetro dos eletrodos e do espaçamento entre estes B determinado de acordo com a Tabela 118 em função do número de eletrodos verticais utilizados 11622 Resistência de aterramento do conjunto de eletrodos verticais Representa o valor da resistência resultante de todas as hastes de terra interligadas em paralelo Figura 1126 Tabela 117 Malha de terra do tipo quadrado cheio Coeficiente A Diâmetro do eletrodo Distância entre eletrodos m 2 3 4 5 9 12 Para eletrodo de comprimento igual a 30 m 12 02292 01528 01149 00917 00509 00382 34 02443 01629 01222 00977 00543 00407 1 02563 01709 01282 01025 00570 00427 Para eletrodo de comprimento igual a 240 m 12 01898 01266 00949 00759 00422 00316 34 02028 01352 01014 00811 00450 00338 1 02132 01421 01066 00853 00474 00355 11623 Resistência mútua dos cabos e eletrodos verticais Pode ser determinada pela Equação 1141 S área da malha em m2 Lth comprimento total das hastes utilizadas em m Llh comprimento de uma haste em m isto é Tabela 118 Figura 1127 Coeficiente B Número de eletrodos B 4 27071 9 58917 16 85545 25 114371 36 140650 49 168933 11624 Resistência total da malha É o valor que representa as resistências combinadas das hastes de terra e dos condutores de interligação É dado pela Equação 1146 Exemplo de aplicação 11 Considerar a área da subestação 5000 kVA classe 15 kV de uma grande indústria do Ceará dada na Figura 1127 e os valores de medição de resistividade do solo conforme a Tabela 119 A corrente de curtocircuito faseterra máxima é de 55000 A defeito na bucha do transformador para a carcaça aterrada só há circulação de corrente pela malha e pelo enrolamento secundário A corrente de curtocircuito faseterra defeito afastado do transformador ou envolvendo a terra é de 871 A A superfície da subestação será coberta por uma camada de brita de 15 cm Detalhes da vista superior da subestação a Tabela 119 Observar que todas as resistividades medidas não apresentam desvios em relação à média superiores a 50 como exemplo Resistividade aparente do solo Curva das resistividades médias conforme a Figura 1128 Resistividade média do solo ρm A partir do valor da média das resistividades ρm1 470 Ωm obtida na Tabela 119 na distância de 2 m prolongase a curva da Figura 1128 obtendose no eixo das ordenadas o valor de ρ1 472 Ωm Por outro lado traçandose uma assíntota à mesma curva obtémse o valor de ρ2 395 Ωm Logo a relação ρ2ρ1 vale Resistividade média do solo Ωm Distância Subestação da Indústria Kelvin Fortaleza Resistividade média Ohmm m Resistividade medida A B C D E 2 60321 56720 45020 41000 32050 470 4 56223 52610 47611 42504 34590 467 8 53823 49610 44611 42504 34590 450 16 51619 43758 39458 36298 33441 409 32 46889 41558 37458 37298 35441 397 Com o valor de ρ2ρ1 083 obtémse a relação K1 09593 valor aproximado na Tabela 113 Logo o valor da resistividade média em conformidade com a Equação 112 vale ρm K1 ρ1 09593 472 Ω 452 m j k l m n o p Tensão de passo existente na periferia da malha Da Equação 1120 temse Adotar o maior produto Ks Ki para uma direção considerada Ksp Kip Tensão máxima de toque Da Equação 1122 temse Tensão de toque existente Da Equação 1123 temse Corrente máxima de choque Da Equação 1125 temse Corrente de choque existente devido à tensão de passo sem brita na periferia da malha Da Equação 1126 temse Corrente de choque existente na periferia da malha devido à tensão de passo com a camada de brita Da Equação 1128 temse Corrente de choque devido à tensão de toque existente sem brita Da Equação 1130 temse q r s Corrente de choque devido à tensão de toque existente com brita Da Equação 1132 temse Corrente mínima de acionamento do relé de terra Da Equação 1134 temse Potenciais da região externa à malha Da Equação 1135 temse Como a cerca está afastada da periferia da malha de terra então será calculado o valor K para X 5 m e para X 5 1 m veja Figura 1127 relativamente aos condutores principais por ser esta a condição mais desfavorável Da Equação 1136 temse Para X 5 ou seja Kc5 1171 Resistência de aterramento de um eletrodo vertical Podese determinar pela Equação 1148 já apresentada na Equação 1138 A resistividade do solo ψa deve ser determinada a partir dos processos anteriormente definidos 1172 Resistência de aterramento de cada haste do conjunto de eletrodos Devido à influência das linhas equipotenciais a resistência de cada eletrodo vertical considerado no seu conjunto é diferente da resistência de apenas um único eletrodo tomado separadamente ou seja Rem acréscimo da resistência do eletrodo e por influência do eletrodo m n Nh 11721 Acréscimo da resistência do eletrodo e por influência do eletrodo m Rem A determinação de Rem pode ser feita pela Equação 1150 ρa resistividade aparente do solo em Ωm Dem distância horizontal entre o eletrodo e e o eletrodo m em m Considerandose um conjunto de n hastes em paralelo temse em que R1 R2 Rn é a resistência individual de cada haste do conjunto 1173 Resistência equivalente A resistência do conjunto de eletrodos vale β sendo Re R1 R2 R3 R4 Rn 1174 Coeficiente de redução da resistência a Exemplo de aplicação 112 Calcular a resistência de aterramento de uma subestação de 225 kVA em torre simples contendo um conjunto de cinco eletrodos hastes verticais alinhados e dispostos conforme a Figura 1130 Serão utilizadas hastes de 3 m de comprimento e diâmetro de 34 A resistividade aparente do solo é de 300 Ωm Cálculo das resistências individuais dos eletrodos Aplicandose o conjunto da Equação 1151 temse Compondose os eletrodos de mesmos índices temse Compondose os eletrodos 12 23 34 e 45 temse R12 R21 R23 R32 R34 R43 R45 R54 Ra Figura 1130 Aterramento com hastes alinhadas Compondose os eletrodos 14 e 25 temse Figura 1131 Figura 1132 A medição da resistência da malha de terra é feita por meio do terrômetro utilizandose os eletrodos conforme disposição mostrada na Figura 1131 Consiste em aplicar uma tensão entre o sistema a ser medido e um terra auxiliar e medir a resistência de terra até o ponto desejado conforme o esquema da Figura 1132 Os conectores C1 e P1 são ligados a um eletrodo da malha de terra situado na periferia da mesma podendose utilizar o ponto médio de um dos lados ou um dos vértices supondo a malha de terra com geometria retangular conforme a Figura 1132 A medição registrada entre os terminais P2 e C1 fornece um valor aproximado de resistência de terra na região entre o eletrodo P2 e a malha Podem ser tomadas várias medições considerandose fixa a posição do eletrodo C2 e variandose a distância entre o eletrodo P2 e a malha Efetuandose várias medições ao se deslocar o eletrodo P2 desde as proximidades da malha até o ponto C2 nesta mesma direção com os valores obtidos pode ser traçada uma curva de características semelhantes à da Figura 1133 O eletrodo C2 deve ser colocado distante da malha de terra em uma região em que a densidade da corrente fluindo pelo subsolo seja praticamente nula Considerandose a curva da Figura 1133 podese concluir que o eletrodo P2 colocado a uma distância P de valor igual a 0618 C2 fornece o valor da resistência da malha de terra Se o eletrodo C2 for fixado em um ponto muito próximo do eletrodo C1 eletrodo da malha de aterramento a densidade de corrente fica muito elevada e o valor medido estará comprometido De maneira geral o valor da resistência de malha pode ser obtido quando o eletrodo P2 for fincado a uma distância média entre C2 e a malha Devese estabelecer uma resistência mínima do eletrodo C2 com o solo para que essa resistência não interfira no resultado da medição Muitas vezes é necessário umedecer a terra em torno do eletrodo C2 e até mesmo utilizar tratamento químico Ligação do Megger de terra aos eletrodos de medida de resistência de malha Posição do Megger de terra para a medição de resistência da malha c P 0618 C 0618 5454 3370 m Adotar o valor de K 30 C R K 2727 30 8181 m P 0618 C 0618 8181 5055 m 1181 Precauções de segurança durante as medições de resistência de aterramento Relativamente a potenciais perigosos que podem aparecer próximos a sistemas de aterramento ou a estruturas condutoras aterradas devem ser tomadas as seguintes medidas de segurança visando evitar acidentes durante a execução das medidas de resistência de aterramento Devem ser desconectados da malha de aterramento a ser medido os cabos de aterramento de transformadores e do neutro do transformador Evitar medições sob condições atmosféricas adversas isto decorre da possibilidade de ocorrência de descargas atmosféricas Utilizar calçados e luvas Não tocar nos fios e eletrodos Evitar a presença de animais e pessoas alheias ao serviço 119 Medidor de resistividade de solo É um equipamento destinado à medição da resistividade do solo ou à resistência da malha de terra É constituído de um gerador de corrente alternada que alimenta dois circuitos básicos Um circuito retifica a tensão gerada obtendose um campo magnético de sentido fixo na bobina de corrente BC cuja tensão é ajustada por um conjunto de resistências Aos terminais internos do gerador são conectados os circuitos de corrente C1C2 aos quais são ligados os eletrodos de medida Para medir a resistência de uma malha de terra por exemplo basta montar os eletrodos conforme a Figura 1134 e acionar o gerador do aparelho Uma corrente é então injetada no eletrodo C2 e percorre o caminho C2C1 passando pelo eletrodo P2 O Megger de terra registra nestas condições a queda de tensão entre os eletrodos P2 e C1 conectado a P1 Figura 1134 Diagrama de ligação do Megger de terra É bastante simples seu funcionamento Um conjunto de seletores ligados aos resistores de controle é utilizado para ajustar a tensão retificada que alimenta a bobina BC cujo efeito defletor é contrário ao da bobina de potencial BP alimentada pelo circuito externo P1P2 Quando o ponteiro da escala de leitura adquirir durante a medição uma posição central isso significa que a tensão na bobina de corrente valor ajustado e conhecido é igual à tensão registrada pela bobina de potencial valor que se quer conhecer Logo a resistência procurada é o resultado dos próprios valores ajustados no aparelho O aparelho descrito anteriormente é do tipo analógico e foi substituído comercialmente por aparelhos do tipo eletrônico permanecendo no entanto as mesmas funções e procedimentos utilizados nas medições de resistência de malha de terra a b c d 121 Introdução Subestação é um conjunto de condutores aparelhos e equipamentos destinados a modificar as características da energia elétrica tensão e corrente permitindo sua distribuição aos pontos de consumo em níveis adequados de utilização Em termos gerais as subestações podem ser classificadas como Subestação central de transmissão É aquela normalmente construída ao lado das usinas produtoras de energia elétrica cuja finalidade é elevar o nível de tensão fornecido pelos geradores para transmitir a potência gerada aos grandes centros de consumo Subestação receptora de transmissão É aquela construída próxima aos grandes blocos de carga e que está conectada por meio de linha de transmissão à subestação central de transmissão ou à outra subestação receptora intermediária 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 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 121 mostra esquematicamente a posição de cada tipo de subestação dentro do contexto de um sistema de geração transmissão e distribuição de energia elétrica Este capítulo tratará somente de subestação de consumidor limitada à tensão de 69 kV Por exigência da legislação em vigor todo consumidor cuja potência instalada seja igual ou superior a 50 kW e igual ou inferior a 2500 kW deve em princípio ser atendido pela concessionária local em tensão primária de distribuição 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 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 122 Subestação de consumidor de média tensão São aplicadas a pequenas e médias indústrias cuja demanda máxima não supere o valor anteriormente mencionado Existe uma grande quantidade de tipos construtivos de subestações de média tensão A escolha do tipo da subestação a ser adotada depende de muitos fatores sendo os mais significativos os que se seguem Meio ambiente agressivo poluição industrial atmosfera salina etc Área classificada presença de gases corrosivos gases inflamáveis etc Proximidade da carga motores de grande porte setores de produção com carga concentrada Dimensões da área reservada para a subestação 1221 Partes componentes de uma subestação de consumidor Em geral as subestações de consumidor exceto aquelas destinadas ao atendimento de edifícios de múltiplas unidades de consumo apresentam os seguintes componentes 12211 Entrada de serviço Compreende o trecho do circuito entre o ponto de derivação da rede de distribuição pública e os terminais da medição A entrada de serviço é composta dos seguintes elementos mostrados na Figura 122 e compreende três diferentes partes 122111 Ponto de ligação É aquele de onde deriva o ramal de ligação que corresponde ao ponto A da Figura 122 122112 Ramal de ligação É o trecho do circuito aéreo compreendido entre o ponto de ligação e o ponto de entrega que corresponde ao ponto B da Figura 122 É importante frisar que o ramal de ligação por definição é o trecho do circuito aéreo não se devendo confundir com o trecho de circuito subterrâneo caso exista denominado ramal de entrada subterrâneo Este conceito em geral é válido para todas as concessionárias de serviço público de eletricidade exceto para aquelas que exploram redes de distribuição subterrâneas Figura 122 a b a Elementos de entrada de serviço de uma unidade consumidora de altatensão Como o ramal de ligação na realidade é uma extensão do sistema de suprimento toda a responsabilidade do projeto construção e manutenção do mesmo caberá à concessionária local 122113 Ponto de entrega É aquele no qual a concessionária se obriga a fornecer a energia elétrica sendo responsável tecnicamente pela execução dos serviços de construção operação e manutenção Não deve ser confundido entretanto com o ponto de medição Dependendo do tipo de subestação de consumidor o ponto de entrega pode ser Subestação com entrada aérea O ponto de entrega se localiza nos limites da propriedade particular com o alinhamento da via pública quando a fachada do prédio da unidade consumidora é construída no referido limite do passeio Quando o prédio da unidade consumidora é afastado em relação à via pública o ponto de entrega se localiza no primeiro ponto de fixação do ramal de ligação podendo ser na própria fachada do prédio ou em estrutura própria Subestação com entrada subterrânea De preferência deve ser localizado em domínio particular porém no caso de unidades consumidoras cuja fachada do prédio se limita com a via pública o ponto de entrega poderá situarse no poste fixado no passeio Neste caso os terminais do lado externo devem ser instalados a uma altura mínima de 55 m Deve ser empregado cabo com isolamento correspondente à tensão de serviço protegido por eletroduto de ferro galvanizado no trecho exposto até a altura mínima de 3 m acima do nível do solo As terminações devem ser do tipo apropriado e ligadas à terra 12212 Ramal de entrada É o conjunto de condutores com os respectivos materiais necessários à sua fixação e interligação elétrica do ponto de entrega aos terminais da medição O ramal de entrada pode ser definido diferentemente em função do tipo de subestação Ramal de entrada aéreo b É aquele constituído de condutores nus suspensos em estruturas para instalações aéreas Ramal de entrada subterrâneo É aquele constituído de condutores isolados instalados dentro de um duto ou diretamente enterrados no solo O ramal de entrada subterrâneo bem como todos os ramais constituídos de cabos isolados instalados em eletrodutos e localizados em áreas sujeitas a trânsitos de veículos devem ser protegidos mecanicamente contra avarias e não se deve permitir a presença permanente de líquidos dentro do duto Por motivo de segurança não é permitido que sejam colocados no mesmo duto dos circuitos primários alimentadores que operem em tensão secundária de distribuição Os trechos em cabos subterrâneos devem ser dotados de caixas de passagem construídas em alvenaria ou concreto com dimensões mínimas aproximadas de 80 80 80 cm É conveniente deixar em cada caixa de passagem uma folga no cabo por meio de uma volta completa do mesmo no interior da referida caixa a fim de permitir o aproveitamento dos condutores devido a uma eventual falha nas suas extremidades muflas ou terminações ou em outro ponto conveniente caixa de passagem A queda de tensão desde o ponto de ligação com a rede da concessionária até o ponto de conexão com o posto de transformação deve ser de no máximo 5 123 Tipos de subestação Dependendo das condições técnicas e econômicas do projeto pode ser adotado um ou mais tipos de subestação para suprimento da carga da instalação De uma forma geral as subestações podem ser dos tipos abrigado e ao tempo A seguir serão relacionadas algumas prescrições básicas a serem adotadas no projeto e construção de subestações de transformação A instalação de equipamentos que contenham líquido isolante inflamável com volume superior a 100 litros deve seguir os seguintes requisitos construir barreiras incombustíveis entre os equipamentos a fim de evitar a propagação de incêndio construir um sistema de tanques de coleta e contenção de óleo quando a subestação for parte integrante de uma edificação residencial eou comercial somente é permitido o emprego de transformadores a seco e disjuntores a vácuo ou SF6 mesmo que haja paredes de alvenaria e portas cortafogo quando a subestação de transformação fizer parte integrante da edificação industrial somente é permitido o emprego de transformadores de líquidos isolantes não inflamáveis ou transformadores a seco e disjuntores a vácuo ou SF6 as subestações devem ser dotadas de um sistema de iluminação de segurança com autonomia para no mínimo duas horas as subestações abrigadas e ao tempo devem possuir iluminação artificial as janelas das subestações abrigadas devem possuir telas metálicas com malha de no máximo 13 mm de abertura Pode ser utilizado vidro aramado a diferença de temperatura entre o interior e o exterior não deve ser superior a 15 ºC as portas normais e de emergência devem abrir sempre para fora Em geral as subestações podem ser classificadas em 1231 Subestação de instalação interior É aquela em que os equipamentos e aparelhos são instalados em dependências abrigadas das intempéries Para essa maneira de instalação as subestações podem ser construídas em alvenaria ou em invólucro metálico 12311 Subestação em alvenaria É o tipo mais comum de subestação industrial Apresenta um custo reduzido e é de fácil montagem e manutenção Requer no entanto uma área construída relativamente grande A sua aplicação é mais notável em instalações industriais que tenham espaços disponíveis próximos aos centros de carga a b c As subestações em alvenaria são divididas em compartimentos denominados postos ou cabines cada um desempenhando uma função bem definida Posto de medição primária É aquele destinado à localização dos equipamentos auxiliares da medição como os transformadores de corrente e potencial Esse posto é de uso exclusivo da concessionária sendo seu acesso devidamente lacrado de modo a não permitir a entrada de pessoas estranhas à companhia fornecedora A sua construção é obrigatória nos seguintes casos Quando a potência de transformação for superior a 225 kVA Quando existir mais de um transformador na subestação Quando a tensão secundária do transformador for diferente da tensão padronizada pela concessionária Devese alertar que nem todas as concessionárias adotam em suas normas as condições anteriormente estabelecidas sendo no entanto empregadas pela maioria delas Quando a capacidade de transformação for igual ou inferior a 225 kVA caso de pequenas indústrias a medição em geral é feita em tensão secundária sendo dispensada a construção do posto de medição Se há porém perspectiva de crescimento da carga é conveniente se prever um local reservado ao posto de medição evitando futuros transtornos A maneira de instalar os equipamentos auxiliares da medição varia para cada concessionária que se obriga apenas a fornecer gratuitamente os transformadores de corrente de potencial e medidores As normas de fornecimento dessas concessionárias geralmente estabelecem os padrões dos suportes necessários à fixação desses equipamentos Posto de proteção primária É destinado à instalação de chaves seccionadoras fusíveis ou disjuntores responsáveis pela proteção geral e seccionamento da instalação A NBR 14039 estabelece que para subestações com capacidade de transformação trifásica superior a 300 kVA a proteção geral na média tensão deve ser realizada por meio de um disjuntor acionado por relés secundários com as funções 50 e 51 proteções de fase e de neutro A mesma norma estabelece que para subestações com capacidade de transformação trifásica igual ou inferior a 300 kVA a proteção geral na média tensão deve ser realizada por meio de um disjuntor acionado por relés secundários com as funções 50 e 51 proteções de fase e de neutro ou por meio de chave seccionadora e fusível sendo neste caso adicionalmente a proteção geral na baixa tensão ser realizada por disjuntor Os ajustes desses dispositivos de proteção estão determinados no Capítulo 10 Os relés de proteção contra sobrecorrente são sensibilizados pelos transformadores de corrente dimensionados para a corrente de carga e para o valor da corrente de curtocircuito de forma a não saturar durante os eventos de defeito Os transformadores de corrente e de potencial devem ser localizados antes da chave seccionadora interna que sucede os equipamentos de medição Quanto à forma de energização da bobina do disjuntor geral da subestação são utilizados dois diferentes tipos de solução Dispositivo de disparo capacitivo Neste caso os disjuntores já incorporam em sua estrutura os relés de sobrecorrente e o dispositivo de disparo capacitivo constituído de um capacitor cuja energia armazenada é aplicada sobre os terminais da bobina de abertura do disjuntor geral quando os relés são sensibilizados pelo valor da corrente do circuito que circula pelos transformadores de corrente instalados na sua parte posterior conforme mostrado nas Figuras 123 a e b Essa solução é aplicada na maioria das subestações de pequeno porte Sistema de corrente contínua Normalmente é utilizado em banco de baterias alimentado por um carregadorflutuador nas tensões de 48 V ou 125 V Conforme pode ser visto no Capítulo 10 após o acionamento do relé a bobina de abertura do disjuntor é acionada pela aplicação de tensão contínua sobre seus terminais Esse sistema é aplicado em subestações de maior porte De modo alternativo à solução do dispositivo de disparo capacitivo pode ser utilizado no interior do painel que abriga os relés secundários um nobreak normalmente empregado na alimentação de computadores de uso pessoal Posto de transformação Figura 123 É aquele destinado à instalação dos transformadores de força podendo conter ou não os equipamentos de proteção individual A NBR 14039 estabelece que nas instalações de transformadores de 500 kVA ou maiores em líquido isolante inflamável devem ser observadas as seguintes precauções Construção de barreiras incombustíveis entre os transformadores e demais aparelhos Construção de dispositivos adequados para drenar ou conter o líquido proveniente de um eventual rompimento do tanque Esses dispositivos podem ser construídos de diferentes formas porém todas elas têm como objetivo fundamental a limitação da quantidade de óleo a ser queimado no caso de incêndio eventual Após a descarga do líquido do transformador e a coleta do mesmo por meio de um recipiente o óleo pode ser reaproveitado após tratamento A Figura 124 mostra as principais partes componentes de um sistema coletor de óleo com barreiras cor tachamas Recipiente de coleta de óleo Sistema cortachamas Tanque acumulador O recipiente de coleta de óleo pode ser construído com uma área plana igual à seção transversal do transformador incluindo os radiadores Também pode ser construído com a área plana de dimensões reduzidas prevendose no entanto um declive mínimo do piso de 10 no sentido do recipiente a fim de coletar o óleo que porventura vaze pelos radiadores Disjuntor acionado por disparo capacitivo com TC de proteção Figura 124 a Sistema coletor de óleo O sistema cortachamas funciona como barreira de proteção impedindo que a chama no caso de incêndio atinja o tanque acumulador Deve ser construído com material incombustível e resistente a temperaturas elevadas Os dutos de escoamento devem ter diâmetros de 75 mm em ferro galvanizado O tanque acumulador deve ter capacidade de armazenar todo o volume de óleo contido no transformador Esta capacidade útil de armazenamento está referida no nível da extremidade do tubo de descarga no tanque Para a potência nominal igual ou superior a 1500 kVA e inferior a 3000 kVA a capacidade útil mínima do tanque acumulador deve ser de 2 m3 Quando existirem vários transformadores podese construir apenas um tanque acumulador ligado por sistemas corta chamas aos recipientes de coleta de óleo Neste caso a capacidade útil mínima do tanque acumulador deve ser igual à capacidade volumétrica do maior transformador do conjunto considerado A Figura 125 mostra outro tipo de construção de um sistema coletor de óleo dotado de sifão cortachama 123111 Classificação As subestações em alvenaria podem ainda ser classificadas quanto ao tipo do ramal de entrada Subestação alimentada por ramal de entrada subterrâneo Quando montadas no nível do solo as subestações alimentadas por ramal de entrada subterrâneo são construídas normalmente com altura mínima definida pela distância entre partes vivas e entre partes vivas e terra pela altura dos equipamentos e pela altura de instalação de chaves barramento isoladores etc A Figura 126 mostra em corte a vista frontal de uma subestação detalhando todas as dimensões fundamentais à sua construção e que serão analisadas posteriormente A mesma figura mostra a vista superior da referida subestação As paredes externas e as divisões interiores são singelas isto é apresentam uma largura de 150 mm Já a Figura 127 mostra a foto do interior de um cubículo de transformação de uma subestação em alvenaria Sendo a subestação em alvenaria a de maior aplicação em instalações industriais devido à sua simplicidade facilidade operacional e de manutenção seguem nas Figuras 128 a 1210 os detalhes construtivos de maior relevância de uma subestação abrigada em alvenaria com indicação nas notas dos materiais utilizados no projeto b Figura 125 Devese notar nas Figuras 128 e 129 que além dos postos de medição disjunção e transformação existe um posto de derivação a partir do qual se conecta um alimentador de média tensão por meio de uma chave tripolar comando simultâneo abertura em carga e acionada por fusível do tipo HH Subestação alimentada por ramal de entrada aéreo Quando montadas no nível do solo as subestações alimentadas por ramal de entrada aéreo são construídas normalmente com altura mínima de 6 m ou superior Sistema coletor de óleo A Figura 1211 mostra em corte a vista lateral de uma subestação com pédireito igual a 6 m detalhando todas as dimensões fundamentais à sua construção que serão analisadas posteriormente As subestações com pédireito igual a 6 m ou superior apresentam paredes externas com largura mínima de 300 mm e paredes das divisões internas com largura de 150 mm construídas geralmente em alvenaria A preferência de construção recai em geral nas subestações alimentadas por ramal de entrada subterrâneo por ser mais compacta No entanto quando a instalação já dispõe de galpão com altura elevada aproveitase a construção existente e se projeta a subestação com o ramal de entrada aéreo isto é com um mínimo de 6 m de altura Quanto ao custo basta comparar o adicional de construção civil somado à descida dos barramentos e demais acessórios no caso de subestações alimentadas por ramal de entrada aéreo com o custo de instalação do cabo isolado à tensão primária de distribuição Porém para grandes ramais de entrada sem dúvida as subestações alimentadas por ramal de entrada subterrâneo apresentam custo superior devido ao preço mais elevado das instalações dos cabos isolados Pode se no entanto adotar o ramal de entrada misto isto é parte aérea e parte subterrânea O ramal de entrada das subestações alimentadas por ramal de entrada aéreo pode ser fixado na parte frontal ou na parte lateral das mesmas Independentemente do tipo de subestação sua cobertura deverá ser construída em placa de concreto armado resistente à infiltração de água e coberta por calhetão 12312 Subestação modular metálica a Também chamada de subestação em invólucro metálico é aquela destinada à indústria ou outras edificações onde em geral o espaço disponível é reduzido Pode ser construída para uso interno ou ao tempo 123121 Classificação As subestações modulares metálicas podem ser classificadas segundo sua construção em quatro tipos básicos Subestação com transformador com flanges laterais Este é um dos tipos mais utilizados em instalações industriais principalmente quando se deseja prover determinado setor de produção de grandes dimensões e um elevado número de máquinas de um ponto de suprimento localizado no centro de carga É uma subestação compacta que ocupa uma área reduzida podendo ter grau de proteção IP 4X ou superior de modo a oferecer grande segurança aos operadores e aos operários em geral É constituída de transformador de construção especial onde as buchas primária e secundária são fixadas lateralmente à carcaça e protegidas por um flange de seção retangular que se acopla aos módulos metálicos primário e secundário A Figura 1212 mostra a vista frontal de uma subestação modular metálica do tipo flange lateral detalhando as partes fundamentais Já a Figura 1213 revela a fotografia do mesmo tipo de subestação da Figura 1212 Os módulos metálicos poderão ser complementados acoplandose novos módulos aos existentes caso haja necessidade de aumento no número de saídas de ramais primários e secundários Figura 126 Vistas frontal e superior de uma subestação com ramal de entrada subterrâneo Figura 127 b c d Cubículo de transformação de uma subestação em alvenaria Subestação com transformador com flange superior e lateral É constituída de um transformador de construção convencional acoplado aos módulos metálicos primário e secundário por meio de duas caixas flangeadas sendo uma fixada na parte superior do transformador e a outra lateralmente Pode ter grau de proteção IP 4X ou superior e tem a mesma aplicação da subestação de flanges laterais A Figura 1214 mostra a vista frontal de uma subestação modular metálica do tipo flange superior e lateral detalhando as partes fundamentais Subestação com transformador enclausurado em posto metálico em tela aramada Essa subestação é constituída por transformadores instalados internamente a um invólucro metálico cuja cobertura é feita de chapa de aço em geral de 2 mm 14 USSG Esse invólucro é lateralmente protegido por uma tela aramada com malha de 13 mm ou menor que está acoplada a módulos metálicos primários e secundários Dado o seu baixo grau de proteção principalmente o dos módulos de transformação e proteção que geralmente são fabricados com grau de proteção IP X1 essas subestações não devem ser utilizadas em ambientes poluídos notadamente de materiais de fácil combustão ou em áreas em que haja presença de pessoas não habilitadas ao serviço de eletricidade Há fortes restrições quanto à sua instalação ao tempo Os transformadores e demais equipamentos são de fabricação convencional tornando seu custo bastante reduzido A Figura 1215 mostra as vistas frontal e superior respectivamente de uma subestação modular metálica com tela aramada detalhando suas partes fundamentais enquanto a Figura 1216 mostra a parte frontal externa da mesma subestação Transformador e demais equipamentos enclausurados em posto metálico em chapa de aço Esse tipo de subestação é composto de transformadores instalados internamente a invólucros metálicos constituídos totalmente em chapa de aço de espessura adequada geralmente de 2 mm 14 USSG e providos de pequenas aberturas para ventilação Os postos metálicos são acoplados lateralmente por parafusos e constituem um módulo compacto cujo grau de proteção depende da solicitação do interessado sendo função do ambiente onde o mesmo for operar Os transformadores chaves e demais acessórios são de fabricação convencional a Figura 128 A Figura 1217 mostra as vistas frontal e superior respectivamente de uma subestação modular metálica com o transformador enclausurado em posto metálico em chapa de aço Já a Figura 1218 revela a vista frontal externa desse tipo de subestação Relativamente aos tipos de subestação modulares metálicas relacionadas anteriormente existem outros modelos de fabricação comercial porém todos eles de concepção derivada de um dos quatro tipos apresentados 1232 Subestação de instalação exterior É aquela em que os equipamentos são instalados ao tempo e normalmente os aparelhos encontramse abrigados 12321 Classificação As subestações de instalação exterior podem ser classificadas segundo a montagem dos equipamentos em dois tipos Subestação aérea em plano elevado São assim consideradas as subestações cujo transformador está fixado em torre ou plataforma e em geral são fabricadas em concreto armado aço ou madeira Todas as partes vivas não protegidas devem estar situadas no mínimo a 5 m acima do piso Quando não for possível observar a altura mínima de 5 m para as partes vivas pode ser tolerado o limite de 35 m desde que o local seja provido de um sistema de proteção de tela metálica ou equivalente devidamente ligado à terra com as seguintes características Afastamento mínimo de 30 cm das partes vivas Malha de 50 mm de abertura no máximo fabricada com fios de aço zincado ou material equivalente de 3 mm de diâmetro no mínimo Vista superior Figura 1210 b Vista frontal da subestação Os equipamentos podem ser instalados da seguinte forma Em postes ou torres de aço concreto ou madeira adequada Em plataformas elevadas sobre estrutura do concreto aço ou madeira adequada Em áreas sobre cobertura de edifícios inacessíveis a pessoas não qualificadas ou providas do necessário sistema de proteção externa Neste caso não deve ser empregado líquido isolante inflamável em nenhum equipamento As normas de algumas concessionárias limitam a potência do transformador instalado em um só poste em 150 kVA ficando a instalação em dois postes para transformadores de potência igual ou superior a 225 kVA As Figuras 1219 e 1220 mostram duas subestações em torre com as unidades de transformação montadas respectivamente em um e dois postes Subestações de instalação no nível do solo É aquela em que os equipamentos como disjuntores e transformadores são instalados em bases de concreto construídas ao nível do solo e os demais equipamentos como pararaios chaves fusíveis e seccionadoras montados em estrutura aéreas Figura 1211 Figura 1212 conforme exemplifica a Figura 1221 respectivamente as vistas lateral e superior Vista frontal de uma subestação com ramal de entrada aéreo Vista frontal de uma subestação modular metálica do tipo flange lateral Figura 1213Subestação modular metálica do tipo flange lateral Esse tipo de subestação em local urbano normalmente é de custo muito elevado em virtude de os equipamentos serem apropriados para instalação ao tempo e devido ao preço do próprio terreno Em áreas rurais porém esse tipo de subestação apresenta vantagens econômicas Ao nível da tensão de 15 kV temse mostrado pequena a utilização desse tipo de subestação O fosso coletor de óleo do transformador de força é geralmente construído sob o equipamento e deve conter pelo menos 125 vez a capacidade de óleo contido no mesmo A base dos aparelhos contendo líquidos isolantes inflamáveis deve ser dotada de revestimento do tipo autoextintor de incêndio como pedra britada ou um sistema de drenagem adequada O fundo do fosso do coletor do óleo do transformador deve ser recoberto por 20 cm de brita e possuir dispositivo do tipo autoextintor de incêndio como pedra britada ou um sistema de drenagem adequada A subestação deve ser protegida externamente com tela metálica arame farpado ou mureta de alvenaria a fim de evitar a aproximação de pessoas ou animais Quando for usada tela de proteção externa esta deve ter malha de abertura máxima de 50 mm e ser constituída de aço zincado de diâmetro 3 mm no mínimo ou material com resistência mecânica equivalente Quando for usado arame farpado o espaçamento entre os fios não deve exceder 15 cm Devese fixar pelo menos um aviso indicando o perigo que a instalação pode causar Esse aviso deve ser colocado em local visível e externamente à subestação Quando não houver mureta de base em alvenaria a parte inferior da tela não deve ficar a mais de 10 cm acima do nível do solo O acesso a pessoas qualificadas deve ser feito pelo portão abrindo para fora com dimensões mínimas de 080 210 m A porta deve ser adequada também à entrada de materiais no interior da subestação Devese prever a construção de um sistema adequado de escoamento de águas pluviais Os suportes podem ser construídos de vigas e postes de concreto armado ou de perfis de aço galvanizado Os aparelhos são geralmente instalados em quadros metálicos abrigados em construção de alvenaria Também podem ser instalados em quadros metálicos apropriados para operação ao tempo com grau de proteção IP 54 A Figura 1222 mostra a foto em vista lateral de uma subestação de altatensão de construção ao nível do solo evidenciando seus diversos componentes Figura 1214 Figura 1215 Vista frontal de uma subestação modular metálica do tipo flange superior e lateral Vistas frontal e superior de uma subestação modular metálica com tela aramada Figura 1216Vista frontal externa de uma subestação modular metálica com tela aramada 124 Dimensionamento físico das subestações Para o dimensionamento físico de uma subestação é necessário conhecer as dimensões de todos os equipamentos que serão instalados bem como os afastamentos mínimos previstos pela NBR 14039 As subestações de que trata este capítulo isto é as de classe 15 kV podem ser facilmente dimensionadas já que os equipamentos utilizados têm seus comprimentos larguras e profundidades variando em uma faixa relativamente estreita o que permite a padronização prévia das dimensões de certos compartimentos Essas dimensões podem ser obtidas facilmente em catálogos impressos de fabricantes ou simplesmente pela Internet acessando os sites dos respectivos fabricantes Figura 1217 Figura 1218 Vistas frontal e superior de uma subestação modular metálica em chapa de aço Vista frontal externa de uma subestação modular metálica em chapa de aço O dimensionamento das subestações deve ser realizado em conformidade com seu tipo construtivo ou seja subestações de construção abrigada e subestações de construção ao tempo a b Subestações de construção abrigada São aquelas cujos equipamentos estão instalados abrigados da chuva e dos raios solares Podem usar equipamentos com isoladores lisos ou corrugados e de invólucro de material sintético próprios para instalação interna ou equipamentos com isoladores com saias e invólucros metálicos com isolação a óleo mineral As distâncias mínimas adotadas estão definidas nas Figuras 1223 e 1224 reproduzidas da NBR 14039 Subestações de construção externa São aquelas cujos equipamentos são instalados externamente sujeitos às condições de chuva dos raios solares e de descargas atmosféricas Somente usam equipamentos com isoladores com saias quebra do pingo dágua e invólucros metálicos com grau de proteção adequada As distâncias mínimas adotadas estão definidas na Figura 1225 reproduzida da NBR 14039 A seguir serão dimensionados os principais tipos de subestações industriais 1241 Subestação de alvenaria O dimensionamento dos vários postos depende da posição de instalação dos equipamentos De acordo com a norma NBR 14039 os afastamentos entre as diferentes partes dos postos e os arranjos dos equipamentos devem obedecer algumas condições a seguir definidas A Tabela 121 indica as dimensões mínimas permitidas pela norma NBR 14039 que devem ser respeitadas no projeto dos corredores de controle e manobra associadas às Figuras 1223 e 1224 para subestações abrigadas internas e à Figura 1225 para subestações ao tempo Já a Tabela 122 indica as dimensões mínimas permitidas pela mesma norma com relação aos equipamentos para instalação ao tempo no nível do piso 12411 Altura da subestação Para se determinar a altura mínima da subestação adotar as medidas estabelecidas nas Tabelas 121 e 122 observando as distâncias assinaladas na Figura 1227 Hse H1 H2 H3 H4 H5 Hse altura total da subestação H1 altura total do transformador pode ser obtida da Tabela 124 H2 afastamento da chave seccionadora a critério do projetista usar em média 300 mm H3 altura da chave seccionadora depende do fabricante para a chave de 15 kV usar em média 600 mm H4 altura do isolador depende do fabricante para isoladores de 15 kV usar em média 250 mm H5 afastamento do barramento Já a Tabela 123 apresenta as distâncias mínimas entre fases e terra para diferentes níveis de tensão 12412 Posto de medição Ocupa o espaço mínimo de 1600 2000 m 12413 Posto de proteção Deve ter as seguintes dimensões mínimas Dcp dimensão do posto comprimento L2 ou largura C1 em mm Dd dimensão do disjuntor referida à direção em que se quer medir a dimensão do posto em mm De modo geral os disjuntores do tipo aberto da classe 15 kV 600 A do tipo aberto e capacidade de ruptura de até 500 MVA têm comprimento frontal de aproximadamente 700 mm e uma profundidade de 900 mm Tabela 121 12414 Posto de transformação Deve ter as seguintes dimensões Dct dimensão do posto comprimento L3 L4 ou largura C1 em mm Dt dimensão do transformador comprimento ou largura em mm Valores dos espaçamentos para instalações internas Dimensões mínimas em milímetros D 300 até 242 kV Distância entre a parte viva e um anteparo vertical 400 até 362 kV A Valores da Tabela 123 fase e terra R 1200 Locais de manobra H 2700 Altura mínima de uma parte viva com circulação K 2000 Altura mínima de um anteparo horizontal F 1700 Altura mínima de um anteparo vertical J E300 Altura mínima de uma parte viva sem circulação Dimensões máximas em milímetros E 300 Distância máxima entre a parte inferior de um anteparo vertical e o piso M 1200 Altura dos punhos de acionamento manual Malha 20 Abertura da malha Figura 1219Subestação de torre em poste único A Tabela 124 indica as principais dimensões dos transformadores de força as quais podem ser usadas na determinação das dimensões dos postos Os corredores de controle e manobra e os locais de acesso devem ter dimensões suficientes para permitir um espaço livre mínimo para circulação com todas as portas abertas na condição mais desfavorável e considerando ainda que os equipamentos estejam na posição de extraídos para efeito de manutenção Quando a subestação for constituída de mais de um pavimento a distância entre o plano do primeiro espelho da escada e qualquer equipamento não pode ser inferior a 160 m Devese alertar para o fato de que na dimensão final dos corredores de controle e manobra é preciso considerar o acesso dos equipamentos principalmente o transformador aos seus respectivos postos além das dimensões do Quadro Geral de Força QGF quando forem instalados no recinto da subestação 12415 Porta de acesso principal As subestações devem ser providas de portas metálicas ou inteiramente revestidas de chapas metálicas com dispositivo antipânico com largura mínima de Figura 1220Subestação de torre em poste duplo No entanto a altura mínima admitida é de 210 m Todas as portas devem abrir para fora 12416 Aberturas de ventilação Devido à dissipação de calor dadas as perdas por efeito Joule dos equipamentos é necessário prover os diferentes postos que compõem a subestação de aberturas adequadas para circulação do ar de refrigeração de forma natural ou forçada Se no interior da subestação for prevista a presença do operador a temperatura ambiente não pode superar 35 ºC Em regiões em que a temperatura externa à sombra exceder esse limite a temperatura ambiente no local de permanência dos operadores não deverá ultrapassar o valor da temperatura externa A abertura para a entrada de ar deve ser construída no mínimo a 20 cm do piso exterior da subestação e abaixo da linha central do corpo do equipamento sempre que possível A abertura de saída do ar deve ser localizada na parte superior do posto o mais próximo possível do teto Figura 1221 Tabela 122 Vistas frontal e superior de uma subestação de instalação exterior no nível do solo Espaçamento para instalações externas Tabela 124 Figura 1222 231 50 95 160 160 125 220 220 345 70 145 270 270 170 320 320 Características dimensionais de transformadores trifásicos de potência Potência Altura Largura Profundidade Peso kVA mm mm mm kg 15 920 785 460 271 30 940 860 585 375 45 955 920 685 540 75 1070 1110 690 627 1125 1010 1350 760 855 150 1125 1470 810 950 225 1340 1530 930 1230 300 1700 1690 1240 1800 500 1960 1840 1420 2300 750 2085 2540 1422 2600 1000 2140 2650 1462 2800 Vista lateral de uma subestação Figura 1223 Figura 1224 Circulação por um lado de acordo com a Tabela 121 Circulação por mais de um lado de acordo com a Tabela 121 Quanto maior for a diferença entre a abertura de saída de ar para o exterior e o centro do tanque do equipamento melhores serão as condições de dissipação de calor As aberturas de ventilação inferior e superior devem ser colocadas em paredes opostas de modo a facilitar na trajetória de circulação do ar a dissipação do calor contido na carcaça dos equipamentos A Figura 1226 mostra a trajetória tomada pelo ar aquecido desde sua entrada no posto até sua saída Sendo o transformador em geral o equipamento com maiores perdas Joule as aberturas de ventilação em uma subestação devem ser dimensionadas em função de sua potência nominal que é proporcional em valor absoluto às suas perdas totais Figura 1227 Figura 1228 f Determinação do comprimento e largura de uma subestação de alvenaria Determinação da altura de uma subestação de alvenaria C3 900 mm corresponde à profundidade em média de um QGF Determinação da altura da subestação As dimensões estão de acordo com a Figura 1228 Tabela 125 Ht H1 H2 H3 H4 H5 1960 200 500 300 160 3120 mm H1 1960 mm devese escolher a altura do maior transformador dada na Tabela 124 H2 200 mm valor que permite a curvatura do barramento H3 500 mm valor médio da altura das chaves seccionadoras de média tensão H4 300 mm valor que deve permitir a curvatura do barramento considerando a altura do isolador de apoio H5 160 mm valor mínimo Tabela 123 para a tensão nominal do sistema de 138 kV e 95 kV de tensão suportável de impulso 12417 Barramentos primários Os barramentos primários que fazem a conexão entre os diversos postos tanto em subestação de alvenaria como em subestação modular podem ser construídos em barras de seção retangular de cobre ou em vergalhão também de cobre Os valores das seções dos barramentos estão dados na Tabela 125 e foram calculados levandose em conta a capacidade nominal da subestação Os suportes isoladores que fixam os barramentos na estrutura das subestações tanto as construídas de alvenaria como as de chapa metálica devem ser dimensionados para suportar a intensidade das forças desenvolvidas durante a ocorrência de uma falta No caso de subestação modular metálica é necessário também dimensionar adequadamente os perfis de aço da própria estrutura do posto para atender aos mesmos objetivos 125 Paralelismo de transformadores Em muitas instalações elétricas é necessário dimensionar mais de uma unidade de transformação em um mesmo recinto da subestação evitando que se dependa de uma única unidade Esses transformadores podem ser conectados ao sistema secundário da subestação individualmente o que muitas vezes não constitui nenhuma vantagem operacional ou interligados convenientemente por meio do secundário Dimensões de barramento Potência dos transformadores Barramento retangular de cobre Vergalhão de cobre Seção Diâmetro kVA Polegadas mm mm2 mm Até 70 12 18 1270 3175 25 56 De 701 a 2500 34 316 1905 4760 35 66 Em geral até a potência nominal da subestação de 500 kVA utilizase somente uma unidade de transformação Para potências superiores é conveniente o emprego de duas unidades em serviço em paralelo Como já foi abordado anteriormente o número de transformadores em serviço em paralelo deve ser limitado em função das elevadas correntes de curtocircuito que podem acarretar o dimensionamento de chaves e equipamentos de interrupção de grande capacidade de ruptura o que em consequência onera demasiadamente o custo da instalação Quando há necessidade da utilização de muitas unidades de transformação normalmente mais de três para suprir uma única barra é conveniente procederse ao seccionamento em pontos apropriados normalmente no ponto médio do barramento secundário e interligálos por meio de chave interruptora de operação manual ou automática que deve permanecer em serviço normal na posição aberta No caso de saída de uma unidade de transformação a chave é acionada mantendo o suprimento da carga pelos outros transformadores que devem ter capacidade para isto As chaves que compõem o sistema de interligação dos barramentos devem ser mantidas intertravadas a fim de evitar que se proceda à operação dos transformadores em serviço em paralelo isto é quando uma das chaves de interligação do Figura 1229 barramento opera retirase automaticamente de operação uma ou mais unidades de transformação Um exame da Figura 1229 permite uma melhor compreensão do texto Outra vantagem da utilização de transformadores em serviço em paralelo é evitar unidades de potência nominal elevada e o aumento da confiabilidade do sistema Para que seja possível colocar dois ou mais transformadores em serviço em paralelo é necessário que a alimentação primária das várias unidades tenha as mesmas características elétricas os transformadores tenham o mesmo deslocamento angular as tensões secundárias sejam iguais as impedâncias percentuais sejam preferencialmente iguais os fatores de potência de curtocircuito sejam iguais a relação entre as potências nominais das diversas unidades não seja superior a 31 1251 Distribuição de carga em transformadores em serviço Se dois ou mais transformadores de potências nominais iguais construídos à base do mesmo projeto eletromecânico forem postos em serviço em paralelo a carga para fins práticos se distribuirá igualmente pelas referidas unidades No entanto considerandose que esses transformadores tenham potências nominais e impedâncias percentuais diferentes o que constitui um caso de natureza prática muito comum a carga se distribuirá diferentemente em cada unidade de transformação Paralelismo dos transformadores com barramento dividido Para a determinação da distribuição de corrente pelas diferentes unidades de transformação considerar três transformadores de potências nominais Pnt1 Pnt2 Pnt3 com impedâncias percentuais respectivamente iguais a Znt1 Znt2 Znt3 ligados em serviço em paralelo A potência de carga Pc deverá distribuirse de acordo com o resultado da Equação 124 Figura 1230 Figura 1231 O valor da impedância média de curtocircuito Zmt é dado pela Equação 125 A Figura 1230 apresenta esquematicamente a ligação dos três transformadores referidos conectados na configuração triânguloestrela Dois ou mais transformadores que estejam em serviço em paralelo e não tenham o mesmo deslocamento angular ou a mesma sequência de fase resultam em uma diferença de tensão entre os secundários dos transformadores proporcionando uma circulação de corrente nos enrolamentos Essa circulação de corrente poderá ser determinada ligandose um voltímetro entre as fases dos transformadores em serviço conforme mostrado na Figura 1231 Ligação paralela triânguloestrela Medida de circulação de corrente Dois transformadores fabricados com base em um mesmo projeto não resultam em características elétricas perfeitamente iguais Assim a própria norma ABNT tolera as seguintes diferenças percentuais em relação ao valor nominal Relação de transformação 05 Impedância percentual 75 Corrente em vazio 200 Na prática são aceitos transformadores para serviço em paralelo com até 10 de diferença na impedância percentual sem que haja maiores consequências na operação normal das unidades mencionadas contanto que as demais características sejam respeitadas Exemplo de aplicação 122 Considerar três transformadores em paralelo com as seguintes características Transformador 1 Pnt1 500 kVA Znt1 35 Transformador 2 Pnt2 750 kVA Znt2 450 Transformador 3 Pnt3 1000 kVA Znt3 50 Sabendose que a demanda solicitada é de 2100 kVA determinar a distribuição da carga pelas três unidades Logo a distribuição da carga para cada transformador vale Portanto a distribuição percentual de carga nas três unidades de transformação será Transformador 1 Transformador 2 Transformador 3 126 Unidade de geração para emergência Em algumas unidades industriais é necessário manter um sistema de geração próprio para suprir normalmente uma parte da carga quando houver corte eventual do sistema de suprimento da concessionária Dado o elevado custo do empreendimento os geradores devem ser dimensionados para suprir somente os circuitos previamente selecionados e indispensáveis ao funcionamento de determinadas máquinas cuja paralisação produzirá elevadas perdas de material em processo de fabricação Normalmente os geradores são interligados ao barramento do QGF onde uma chave de manobra que pode ser manual ou automática completará a ligação durante a falta de energia O esquema da Figura 1232 mostra sucintamente a interligação de um grupo gerador de emergência com o sistema de distribuição da instalação Essa interligação deverá ser executada de tal forma que impossibilite acidentalmente o paralelismo do gerador com o sistema de fornecimento local A instalação de estações de geração devem seguir as seguintes prescrições Os condutores de saída dos terminais do gerador devem ter capacidade de condução de corrente não inferior a 115 da corrente nominal O condutor neutro deve ter a mesma seção transversal que os condutores fase As carcaças dos geradores devem permanecer continuamente aterradas 127 Ligações à terra As subestações devem ter todas as partes condutoras não energizadas ligadas à malha de terra cujo cálculo já foi exposto no Capítulo 11 Para orientação do projetista devese aterrar suportes metálicos destinados à fixação de isoladores e aparelhos proteções metálicas como telas portas etc carcaça dos transformadores carcaça dos geradores carcaça dos transformadores de medida carcaça e volantes dos disjuntores de altatensão tampas metálicas das valas e eventuais tubulações metálicas neutro do transformador O condutor de proteção deve ser constituído por condutores de cobre de seção mínima de 25 mm2 O condutor de aterramento para ligação dos suportes carcaças etc deve ter seção mínima igual a 25 mm2 A ligação do neutro à terra deve ser feita com condutor de seção não inferior também a 25 mm2 Recomendase que a resistência de aterramento da malha de terra da subestação seja igual ou inferior a 10 Ω em qualquer época do ano Porém a equipotencialização as tensões de passo e de toque são mais importantes que o valor da própria resistência de aterramento 128 Subestação de consumidor de altatensão Figura 1232 a As subestações das instalações industriais com potência em transformação superior a 3500 kVA normalmente são atendidas por subestações de altatensão em 69 kV na Região Nordeste e 88 kV em parte da Região Sudeste Pela legislação atual a demanda máxima para atendimento ao consumidor pelas concessionárias de energia elétrica em média tensão é igual ou inferior a 2500 kW Para demandas superiores a concessionária poderá suprir o consumidor em média tensão ou realizar o atendimento em altatensão Conexão de gerador de emergência em uma instalação de BT A configuração de uma subestação de altatensão está associada aos seguintes fatores Custo do investimento Confiabilidade e continuidade requeridas pela carga Flexibilidade de manobra operacional Facilidade de execução da manutenção preditiva e operacional Existem dois tipos de subestações de altatensão quanto ao local de instalação Instalação ao tempo é o tipo mais comum e o de menor custo Instalação abrigada apresenta custo mais elevado e somente se adota em locais de atmosfera agressiva 1281 Barramentos As subestações são dotadas de barramentos de alta e média tensão nos quais são conectados tanto os circuitos alimentadores como os circuitos de distribuição incluindose os transformadores de potência As concessionárias de serviço público de eletricidade normalmente adotam padrões de estruturas denominados bays ou vãos que podem ser definidos como a parte da subestação correspondente a uma entrada vão de entrada de linha ou saída de linha vão de saída de linha a um transformador vão de transformador ou a um qualquer equipamento utilizado na subestação como por exemplo banco de capacitores banco de reguladores etc 12811 Arranjo de barramentos Existem vários tipos de arranjo de barramentos primários e secundários como a seguir analisados Cada um desses arranjos deverá ser selecionado em função das características da carga do nível de confiabilidade e continuidade desejadas do nível de flexibilidade de manobra e recomposição da subestação Barra simples no primário e barra simples no secundário b Esse arranjo está mostrado na Figura 1233 Vantagens Baixo nível de investimento Operação extremamente simples Desvantagens Defeito no barramento ou no disjuntor geral obriga o desligamento da subestação Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários desliga a carga correspondente Trabalhos de manutenção e ampliação no barramento implicam o desligamento da subestação Trabalhos de manutenção no disjuntor geral ou chaves seccionadoras implicam o desligamento da subestação Trabalhos em qualquer disjuntor ou chaves seccionadoras dos circuitos secundários implicam o desligamento das cargas correspondentes Aplicação Alimentação de cargas que podem sofrer interrupções demoradas Barra principal e transferência Esse arranjo está mostrado na Figura 1234 Vantagens Aumento da continuidade do fornecimento Baixo nível de investimento Figura 1233 c Barra simples Facilidade operacional de manobra no circuito secundário Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe apenas momentaneamente a carga associada Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído sem interrupção do fornecimento Desvantagem Defeito no barramento principal obriga o desligamento da subestação Aplicação Alimentação de indústrias de médio e grande portes Barra simples seccionada Esse sistema é indicado para a condição de alimentação de dois ou mais circuitos de altatensão Esse arranjo está mostrado na Figura 1235 Vantagens Continuidade do fornecimento aumentada Baixo nível de investimento Facilidade operacional de manobra no circuito secundário ou de média tensão d Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe somente a carga associada Capacidade de transferência da carga de uma barra para outra com a perda de um dos alimentadores de alta tensão desde que cada alimentador tenha capacidade para suprimento de toda a carga Alternativa de operar ou não com os dois transformadores em paralelo Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído com interrupção do fornecimento somente da carga associada A perda de uma barra afeta somente as cargas a ela conectadas Desvantagem Perda da metade da carga da subestação quando ocorrer um defeito em qualquer uma das barras Aplicação Alimentação de cargas que necessitam de uma maior continuidade de fornecimento Dupla barra simples com geração auxiliar Esse sistema é indicado quando se necessita operar com uma usina de geração termelétrica para funcionamento em emergência na ponta de carga ou no controle da demanda por injeção de geração Esse arranjo está mostrado na Figura 1236 Vantagens Continuidade do fornecimento aumentada Custo de investimento baixo Facilidade operacional de manobra no circuito secundário Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe somente a carga associada Capacidade de transferência da carga de uma bar ra para outra com a perda de uma das fontes de energia desde que a fonte de geração térmica tenha capacidade para suprimento de toda a carga Alternativa de operar na ponta em situação de emergência com a perda da fonte principal ou ainda poder controlar a demanda máxima para fins tarifários injetando uma geração auxiliar Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído com a interrupção do fornecimento somente da carga associada A perda de uma barra afeta somente as cargas a ela conectadas Desvantagem Perda da metade da carga da subestação quando ocorrer um defeito em qualquer uma das barras Figura 1234 e Barra principal e transferência Aplicação Nas indústrias que necessitam de geração auxiliar Barra dupla 1 disjuntor4 chaves Esse arranjo está mostrado na Figura 1237 Vantagens Continuidade do fornecimento aumentada Facilidade operacional de transferência de circuitos de uma barra para outra Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários não interrompe a carga associada Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído com interrupção do fornecimento somente da carga associada A perda de uma barra não afeta as cargas a ela conectadas já que podem ser transferidas para a outra barra Desvantagens Maior exposição a falhas devido à grande quantidade de chaves e conexões Investimento elevado f Figura 1235 g Aplicação Nas indústrias que necessitam um alto grau de continuidade e confiabilidade de fornecimento Barra dupla 2 disjuntores Esse arranjo está mostrado na Figura 1238 Vantagens Continuidade do fornecimento aumentada Facilidade operacional de transferência de circuitos de uma barra para outra Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários não interrompe a carga associada Barra simples seccionada Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído sem interrupção do fornecimento A perda de uma barra não afeta as cargas a ela conectadas já que podem ser transferidas para a outra barra Desvantagem Investimento elevado Aplicação Nas indústrias de grande porte e na alimentação de centros urbanos de grande importância Barra dupla e disjuntor e meio Esse arranjo está mostrado na Figura 1239 Vantagens Continuidade e confiabilidade do fornecimento aumentadas Facilidade operacional de transferência de circuitos de uma barra para outra Curto tempo de recomposição do sistema após uma falha h Defeito em qualquer disjuntor ou chave dos circui tos secundários não interrompe a carga associada Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído sem interrupção do fornecimento Qualquer barra pode ser retirada de serviço para manutenção A perda de uma barra não afeta as cargas a ela conectadas já que podem ser transferidas para a outra barra Desvantagens Investimento muito elevado Complexidade operacional no esquema de proteção Aplicação Nas subestações de grande porte alimentando cargas de alta relevância Barra em anel Esse arranjo está mostrado na Figura 1240 Vantagens Médio nível de investimento Figura 1236Dupla barra simples com geração de auxiliar Figura 1237 Barra dupla 1 disjuntor4 chaves Cada circuito secundário é alimentado por dois disjuntores Facilidade de manutenção dos disjuntores Defeito em qualquer disjuntor ou chave do anel não interrompe o fornecimento Figura 1238 i Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído sem interrupção do fornecimento Desvantagens A falha em qualquer disjuntor transforma o anel em barra simples seccionada Complexidade operacional no esquema de proteção Aplicação Nas usinas de geração de energia de grande porte Barra dupla 2 disjuntores Barra principal e transferência na alta e média tensão Este é um dos arranjos muito utilizados pelas companhias concessionárias de energia elétrica no atendimento a cargas de maior importância Seu arranjo está mostrado na Figura 1241 As vantagens e desvantagens podem ser julgadas com base na análise realizada nas configurações anteriores a b c Outras combinações de arranjo de barramentos podem ser realizadas pelo projetista em função dos objetivos de seu projeto 12812 Espaçamentos elétricos e distâncias de segurança dos barramentos A distância entre os condutores e entre os condutores e as estruturas é um dos pontos de definição da área necessária à construção da subestação As Tabelas 126 e 127 fornecem os afastamentos mínimos definidos pelo CigréEletrobras e normas brasileiras NBR 7571 NBR 7118 e NBR 8186 As Tabelas 128 e 129 fornecem as principais distâncias mínimas que devem ser respeitadas em projeto 12813 Dimensionamento dos barramentos Existem dois tipos de barramentos quanto à natureza do condutor barramentos flexíveis e barramentos rígidos A utilização de um ou outro tipo depende do padrão de estruturas ou vãos que o projetista adotará 128131 Barramentos flexíveis Normalmente são utilizados em subestações de média tensão 1380 kV e altatensão até 69 ou 230 kV Podem ser constituídos de cabos de alumínio utilizados em áreas distantes do litoral nas quais não existe salinização atmosférica cabos em liga de alumínio utilizados onde o nível de salinização do ar ou a poluição industrial são moderados e cabos de cobre utilizados em locais em que são severos os níveis de salinização atmosférica e poluição industrial As Tabelas 1210 1211 1212 e 1213 apresentam as características elétricas e mecânicas dos barramentos flexíveis 128132 Barramentos rígidos Nas subestações de grande porte em que há um grande número de bays de entrada e saída de linhas de transmissão e transformadores de potência são utilizados normalmente barramentos rígidos constituídos de tubos de alumínio ou cobre cujas características elétricas e mecânicas são dadas na Tabela 340 para barras tubulares de cobre e Tabela 342 para barras tubulares de alumínio No dimensionamento de barramentos devem ser considerados os seguintes critérios Capacidade de corrente Consultar os fabricantes de tubos de alumínio e de cobre para uso em eletricidade Suportabilidade térmica A suportabilidade às correntes de curtocircuito é função do tipo de material utilizado Para ligas de alumínio a área do tubo para suportar as correntes de curtocircuito pode ser dada pela Equação 126 Icc máximo valor da corrente de curtocircuito suportável pelo barramento tubular valor eficaz em A Sb seção do tubo em mm2 β 228 para tubos e barras de alumínio β 234 para tubos e barras de cobre Te tempo de eliminação do defeito em s normalmente adotado o valor de 10 s Tf temperatura final do tubo cessada a corrente de curtocircuito em C podese admitir o valor de 160 C para conexões soldadas e 250 C para conexões prensadas Ti temperatura inicial do tubo antes da corrente de curtocircuito em C normalmente adotado o valor de 70 C Suportabilidade dinâmica Tabela 126 Tabela 127 Podemse aplicar todos os conceitos vistos na Seção 571 O valor da força exercida entre os barramentos pode ser dado pela Equação 127 acrescido o esforço do vento para barramentos externos Os valores de Icm Lb e D estão definidos na Seção 571 Sbv área da barra exposta ao vento em m2 Vv velocidade do vento em kmh Já o momento resistente do barramento pode ser calculado pela Equação 544 para barras retangulares e pela Equação 128 para barras circulares Db diâmetro da barra em mm Distâncias e alturas de segurança Descrição Espaçamento m Altura padrão de uma pessoa com os pés no chão e braços levantados 225 Largura padrão ocupada horizontalmente por uma pessoa considerada a distância entre extremidades dos braços 175 Altura máxima do alcance de uma pessoa acima do plano de trabalho 125 Altura padrão de uma pessoa com os pés no chão e braço levantado com uma ferramenta 245 Largura máxima ocupada horizontalmente por uma pessoa com uma ferramenta não mão 200 Altura máxima do alcance de uma pessoa com uma ferramenta na mão acima do plano de trabalho 150 Espaçamentos elétricos mínimos de segurança Grandezas Unidade Valores considerados Tensões nominais Do sistema RMS 138 3450 6900 Do equipamento RMS 150 3800 7250 TSI de isoladores e seccionadores RMS 1100 20000 35000 Espaçamentos mínimos em ar metal a metal Fase e terra m 020 038 069 Fase e fase m 030 048 079 Distância mínima de segurança Valor básico m 065 080 095 Vertical do chão até a base de isoladores m 225 225 225 AWGMCM mm2 mm kgkm A kg Ohmkm Ohmkm MOhmkm Rose 4 211 590 7 196 583 134 415 13540 03853 008551 Iris 2 336 740 7 247 927 180 635 08507 03566 008129 Poppy 10 534 935 7 312 1475 242 940 05351 03377 007706 Aster 20 674 1050 7 350 1859 282 1185 04245 03304 007482 Phlox 30 85 1180 7 393 2345 327 1435 03367 03217 007277 Oxlip 40 1072 1325 7 442 2956 380 1810 02671 03129 00706 Daisy 2668 1352 1490 7 496 3729 443 2280 02137 02988 006817 Peony 300 152 1595 19 319 4192 478 2670 019 02944 006712 Tulip 3366 1705 1690 19 338 4701 514 2995 01694 02913 006606 Canna 3975 2014 1840 19 368 5556 528 3470 01434 0285 006451 Cosmos 477 2417 2010 19 402 6666 646 4080 01195 02781 006289 Zinnia 500 2533 2060 19 412 6988 664 4275 01130 02764 006225 Darhlia 5565 282 2175 19 435 7776 710 4760 01020 02751 006239 Orchid 636 3233 2330 37 333 8887 776 5665 00890 02661 006016 Nota Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento entre condutores Figura 1241Altatensão e média tensão barra principal e transferência Exemplo de aplicação 123 Tabela 1212 Determinar o barramento tubular de alumínio não pintado de uma subestação industrial de 725 kV15 MVA instalação ao tempo A corrente máxima de curtocircuito vale 5020 A O valor de assimetria da corrente é igual a 124 e a velocidade máxima do vento de 100 kmh O espaçamento entre os barramentos é de 35 m e a distância máxima entre os apoios de 4 m Determinação da seção do tubo de alumínio pela corrente S 110 mm2 valor mínimo da tabela de um fabricante cuja capacidade é de 354 A Área da seção do tubo de alumínio pela capacidade térmica Foi considerado um tempo de eliminação de defeito igual a 1 s Sb 110 mm2 menor valor da tabela de um fabricante para parede do tubo de 2 mm de espessura Esforço mecânico sobre o barramento tubular A força que será exercida sobre o barramento de cada fase no momento do defeito considerando o efeito do vento vale Deb diâmetro externo do tubo Características dos condutores de alumínio CAA Código Seção Seção Formação Peso Corrente nominal Carga de ruptura Resistência cc a 20 C Reatância indutiva Reatância capacitiva AWGMCM mm2 mm2 Al Aço kgkm A Ohmkm Ohmkm MOhmkm Al Aço Swan Sparrow Ravem Quail Pigeon 40 20 10 20 30 211 336 534 674 85 353 56 892 112 142 6 6 6 6 6 1 1 1 1 1 854 1359 2166 2726 3436 140 180 230 270 300 830 1265 1940 2425 3030 135400 085070 053510 042450 033670 04995 03990 04077 03983 03959 008421 000793 007557 007346 007128 Quanto ao material utilizado nas estruturas são comuns as vigas e pórticos metálicos notadamente os treliçados e o concreto armado Sem entrar no mérito das discussões quanto ao melhor projeto julgamos ser o concreto armado a solução mais adequada para subestações industriais em que o ambiente normalmente contém certo grau de agressividade Nas estruturas de subestação que serão analisadas predominam o concreto armado e o padrão seguido neste estudo é o adotado pela ENEL Distribuição Ceará anteriormente denominada Coelce que julgamos ser um dos mais econômicos e de fácil montagem Há uma grande variedade de concepções e configurações de subestação cabendo ao projetista adotar aquela que melhor se ajuste às condições do projeto em questão Toda subestação industrial é composta de dois setores Setor de altatensão Compreende o conjunto de estruturas aéreas para fixação dos pararaios chaves seccionadoras transformadores de corrente e de potencial isoladores e barramentos flexíveis ou rígidos de altatensão O setor de altatensão compreende as seguintes estruturas estrutura de entrada da linha de transmissão estrutura de pararaios estrutura dos transformadores de corrente e potencial para a medição o transformador de poten cial pode ter dois enrolamentos sendo um para a medição e outro para a proteção estrutura de seccionamento geral chave seccionadora tripolar estrutura dos transformadores de corrente para a proteção de altatensão estrutura dos disjuntores de altatensão estrutura de transformação Setor de média tensão Compreende o conjunto de estruturas aéreas construídas a partir do secundário do transformador de potência para fixação dos pararaios chaves seccionadoras transformadores de corrente e de potencial isoladores e barramentos flexíveis ou rígidos de média tensão No caso de subestações industriais o setor de média tensão normalmente é constituído de cubículos metálicos dos tipos metal enclosed metal clad ou blindados em SF6 instalados no interior da casa de comando e controle Denominase metal enclosed o cubículo metálico cujos módulos não contêm divisórias e cuja isolação dos seus componentes ou seja barramentos chaves seccionadoras disjuntores etc é feita em ar Tem custo reduzido Denominase metal clad o cubículo metálico cujos módulos contêm divisórias internas isolantes com buchas de passagem sendo dividido em compartimentos do disjuntor do barramento de conexão dos cabos e de baixa tensão Normalmente são cubículos compactos que ocupam pouco espaço na casa de comando e controle Tem custo elevado Denominase cubículo blindado em gás aquele em que os barramentos chaves seccionadoras transformadores de corrente e potencial são instalados no interior de invólucros metálicos cheios de gás pressurizado normalmente o SF6 formando um único conjunto cujos módulos são unidos por conexões especiais de forma a manter todo o conjunto sob pressão do gás São cubículos que ocupam um espaço muito pequeno na casa de comando e controle sendo utilizados em instalações sujeitas a elevados índices de poluição atmosféricas Tem custo muito elevado Para facilitar o entendimento do leitor e por ser de uso mais frequente no setor industrial serão estudados apenas dois tipos de subestação ou seja subestação mais simples constituída por uma linha de transmissão e um transformador de potência e subestação com duas linhas de transmissão e dois transformadores de potência A Figura 1242 mostra a foto de uma subestação de 230 kV com seus diversos equipamentos instalados Já a Figura 1243 mostra a foto da mesma subestação detalhando a instalação dos transformadores de medida barramentos e chaves seccionadoras 12821 Subestações com uma linha de transmissão e um transformador SE 1380 kV São as subestações mais simples e de baixo custo que podem ser construídas No entanto não possuem alternativas de suprimento da carga quando se perde qualquer elemento do setor de altatensão ou seja chave seccionadora disjuntor transformador de corrente e potencial conexão etc Sua recomposição somente poderá ocorrer quando esse elemento for substituído ou retirado A perda do transformador de potência é o ponto mais crítico pois sua substituição depende da disponibilidade desse equipamento no mercado Porém tratandose de um equipamento de elevada confiabilidade é remoto um defeito desde que sejam realizadas as manutenções preditivas necessárias a Figura 1242 Esse tipo de subestação não permite facilmente a ampliação do setor de altatensão fazendo conectividade com o barramento existente O setor de altatensão é constituído pelas estruturas anteriormente mencionadas Já o setor de média tensão é constituído de um painel metálico formado de cubículos do tipo metal enclosed ou metal clad Para maior entendimento do assunto a seguir será explanado o projeto de uma subestação industrial com essa característica Para entender melhor o desenvolvimento do projeto eletromecânico devese observar o diagrama unifilar mostrado na Figura 1246 Comprimento do terreno da subestação Deverão ser avaliadas as seguintes dimensões a partir da cerca que limita a área da subestação com base nas distâncias mínimas definidas nas Tabelas 127 e 128 e aplicada sobre os desenhos das Figuras 1244 e 1245 Distância mínima entre a cerca e o pórtico da estrutura de conexão da linha de transmissão 2500 mm este valor permite a manutenção nos para raios e na cadeia dos isoladores Distância mínima entre o pórtico de conexão da linha de transmissão e a estrutura da chave seccionadora 3000 mm Distância entre o pórtico da chave seccionadora e o pórtico do transformador de potencial 2500 mm Distância mínima entre o pórtico do transformador de potencial e o pórtico do transformador de corrente 2500 mm Distância mínima entre o pórtico do transformador de corrente e o pórtico do disjuntor 3000 mm Distância mínima entre o pórtico do disjuntor e o pórtico do pararaios 3000 mm Vista geral de uma subestação de 230 kV Figura 1243 b c Vista detalhada da montagem de TP TC e chave seccionadora Distância entre o pórtico do pararaios e o transformador de potência 3880 mm esta distância deve considerar as dimensões do transformador de potência e um afastamento de aproximadamente 2000 mm para o pórtico do disjuntor geral de forma a permitir a presença do operador e das equipes de manutenção em frente a esse equipamento Distância entre o pórtico do transformador de potência e a casa de comando e controle 7158 mm esta distância deve ser tomada como um valor aproximado de 4000 m entre a descida do cabo de média tensão e a casa de comando e controle Este espaço tem como finalidade o trânsito das equipes de manutenção e operação Comprimento da casa de comando e controle 12300 mm esta dimensão depende do layout que o projetista define com base na dimensão dos painéis de força switchgear instalados na sala de comando e dos quadros de controle instalados na sala de controle Para maior segurança do operador é importante separar os painéis de força de média tensão nos quais estão instalados os barramentos transformadores de corrente e potencial disjuntores etc e os painéis de controle nos quais estão instalados os relés de proteção medidores de grandezas operacionais esquemas sinóticos botoeiras de comando etc isto é todos os dispositivos com que o operador trabalha diariamente Assim foram projetados dentro da casa de comando e controle dois ambientes distintos sala de comando e sala de controle conforme indicado na Figura 1254 Acesso 2000 mm é um valor que deve corresponder ao afastamento da casa de comando e controle com as outras construções adjacentes Comprimento do terreno se for computada todas as dimensões anteriormente mencionadas se tem o valor comprimento mínimo do terreno ou seja 25813 mm Largura do terreno da subestação Tomando como base as mesmas premissas anteriores pode ser determinada a largura do terreno em conformidade com a Figura 1244 Assim a largura do terreno deve ter o valor mínimo de 25813 mm Dimensões das estruturas Essas dimensões foram tomadas com base nas Tabelas 126 127 128 e 129 e nos padrões de estrutura adotados pela Coelce Estrutura de pararaios em conformidade com o desenho da Figura 1247 Estrutura do transformador de potencial para uso na medição e proteção em conformidade com o desenho da Figura 1247 a b Estrutura do transformador de corrente para uso na medição e proteção em conformidade com o desenho da Figura 1249 Estrutura do disjuntor de potência para a proteção geral em conformidade com o desenho da Figura 1250 Estrutura da chave seccionadora em conformidade com o desenho da Figura 1251 Transformador de potência seu valor é definido em função da demanda máxima prevista pela indústria Está mostrado na Figura 1252 Transformador de serviço auxiliar alimenta todos os aparelhos da subestação como a iluminação quadro de serviço e corrente alternada quadro de serviço em corrente contínua etc Está detalhado na Figura 1253 quando instalado externamente Painéis de comando Os painéis de comando são instalados na sala de comando e têm as seguintes funções em conformidade com a Figura 1255 cubículos de 1 a 6 disjuntores dos alimentadores das cargas As Figuras 1256 e 1257 mostram a parte interna de um cubículo de disjuntor cubículo 7 conexão do transformador de potência cubículo 8 conexão do transformador de serviço auxiliar Caixa separadora de óleo Está mostrada na Figura 1258 para transformadores de potência de até 332 MVA Base do transformador de potência Está mostrada na Figura 1259 Cerca de arame de proteção externa Está mostrada na Figura 1259 12822 Subestações com duas linhas de transmissão e dois transformadores SE 1380 kV São subestações mais complexas e de custo mais elevado Possuem alternativas de suprimento da carga quando se perde qualquer elemento do setor de altatensão ou seja chave seccionadora disjuntor transformador de corrente e potencial conexão etc A perda de um transformador de potência não chega a ser crítico pois o transformador remanescente poderá suprir a carga total ou parcial a depender das suas condições de carga anterior ao evento e da demanda a ser solicitada assunto estudado superficialmente no Capítulo 9 deste livro e com suficiente profundidade no livro do autor Manual de Equipamentos Elétricos LTC 2013 Este tipo de subestação permite facilmente a transferência de carga de um barramento para outro no setor de alta tensão realizando a manobra no disjuntor de transferência O setor de altatensão é constituído de várias estruturas dedicadas a cada equipamento instalado conforme a Figura 1260 que mostra a vista geral de uma subestação de altatensão e segundo a vista lateral dada pela Figura 1261 que detalha os setores dos transformadores de potencial transformadores de corrente e chave seccionadora Já o setor de média tensão é constituído de um painel metálico formado de cubículos do tipo metal enclosed ou metal clad da mesma forma como foi definido no projeto anterior Para maior entendimento do assunto a seguir será explanado o projeto de uma subestação industrial com essa característica Comprimento do terreno da subestação Devem ser avaliadas as dimensões do terreno da subestação a partir da cerca que limita sua área utilizando as mesmas premissas já abordadas com base nas distâncias mínimas definidas nas Tabelas 126 e 127 e aplicadas sobre os desenhos das Figuras 1260 a 1265 Largura do terreno da subestação Utilizar os mesmos princípios já estudados É importante que o leitor verifique com detalhe todos os desenhos que serão mostrados adiante verificando os aspectos construtivos fundamentais das subestações com um e dois transformadores de potência Figura 1244 Figura 1245 As Tabelas 1214 e 1215 resumem a relação de material utilizada nos diferentes tipos de estruturas apresentadas nas Figuras 1244 a 1265 Vista superior da subestação 691380 kV Vista lateral da subestação 691380 kV Figura 1247 Figura 1248 Pararaios de 69 kV Transformadores de potencial de 69 kV Figura 1249 Figura 1250 Estrutura do transformador de corrente de 69 kV Estrutura dos disjuntores de 15 kV e de 69 kV Figura 1251Estrutura de chave seccionadora de 69 kV Figura 1252 Figura 1253 Estrutura do transformador 69138 kV e resistor de aterramento vista frontal Transformador de serviço auxiliar da subestação Figura 1254Casa de comando e controle Figura 1255 Figura 1256 Painel metálico metal enclosed ou metal clad Cubículo de chave seccionadora em metal clad Figura 1257Cubículo de disjuntor em metal clad Figura 1258 Figura 1259 Caixa de coleta e separadora de óleo as dimensões são de acordo com o volume de óleo do transformador Detalhe construtivo da cerca e da base do transformador Figura 1260 Figura 1261 Planta baixa da subestação duas linhas e dois transformadores Vista lateral da subestação Figura 1262Vista lateral da subestação Figura 1263 Figura 1264 Vista lateral da subestação Saída de linha de transmissão Figura 1265 Tabela 1214 Detalhes de montagem das estruturas do barramento de altatensão Relação de material da subestação RELAÇÃO GERAL DE MATERIAL Ref Unid Quant Descrição do Material C12 kg 96 Cabo NU 315A620137 315 mm2 37F ELT001 C16 m 33 Cabo CU ISOL XLPE 061 kV 70 mm2 D20403 C18 Um 40 Cabo Aterr AçoCU 7X 6AWG D80502 D2 Um 07 Eletroduto PVC Ríg 1 12 3 m D65101 D3 Um 03 Eletroduto PVC Ríg 1 3 m D65101 D6 Uma 09 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 12 D65103 D7 Uma 05 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 D65103 D10 Uma 22 Luva Eletr PVC Ríg 1 12 D65102 D11 Uma 10 Luva Eletr PVC Ríg 1 D65102 D16 Uma 01 Caixa Lig Retang Al Fund TPTC D64105 D17 Uma 02 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 1 D64125 D18 Uma 06 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 1 12 D64125 D20 Uma 01 Arruela Sext FE NOD Eletr 1 D64120 D21 Uma 06 Arruela Sext FE NOD Eletr 1 12 D64120 D24 Uma 06 União MachoFêmea Aço ZN Eletr 1 12 D25 Uma 06 União MachoFêmea Aço ZN Eletr 1 D28 m 03 Eletroduto Met Flex PVC 1 12 D64150 D30 Um 09 Conector MachoFixo Latão Eletr 1 12 D36 Uma 20 Abraçadeira UNH 20 12 D7 D65520 F2 Uma 58 Arruela Quad AZ 50 x 3 x 18 mm D41003 F3 Uma 13 Arruela Quad AZ 50 x 3 x 22 mm D41003 F5 Uma 20 Arruela Quad AZ 28 x 3 x 14 mm D41001 F6 Uma 82 Arruela Red AZ 36 x 3 x 18 mm D41001 F7 Uma 44 Arruela Pressão AZ 24 x 4 x 17 mm D41002 F10 Uma 04 Cantoneira AZ U50 x 38 x 5 x 310 x 430 mm D43531 F12 Uma 02 Cantoneira CAZ L40 x 5 x 250 mm D43521 F18 Um 03 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 350 D41009 F19 Um 06 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 400 D41009 F20 Um 02 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 450 D41009 F21 Um 02 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 500 D41009 F22 Um 12 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 200 D41010 F23 Um 02 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 300 D41010 F24 Um 29 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 300 D41010 F26 Um 24 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 400 D41010 F29 Um 04 Parafuso Cab Quad AZ 12 x 250 D41011 F34 Um 26 Parafuso Autoatar Cab Cil 48 x 50 D41032 F42 Um 06 Parafuso Rosca Dup AZ 12 x 300 D41029 F45 Uma 09 Arruela Red AZ 44 x 5 x 22 mm D41001 F46 Um 16 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 450 D41010 F47 Um 04 Parafuso Cab Quad AZ 10 x 50 D41012 F48 Uma 67 Porca Quad CAZ M 16 x 2 D41004 F49 Uma 16 Porca Quad CAZ M 12 x 15 D41004 F55 Uma 03 Arruela Pressão AZ 18 x 3 x 135 mm D41002 F56 Uma 08 Arruela Pressão AZ 22 x 2 x 12 mm D41001 F57 Uma 09 Arruela Pressão AZ 28 x 4 x 22 mm D41002 F63 Uma 06 Cantoneira CAZ L75 x 10 x 450 mm D43525 I1 Um 54 Isol C 8 Disc VD D255 P146 E280CB ET500 I3 Um 12 Isol C 11 Ped Porc 345 kV D355 H368 ET500 I4 Um 09 GanchoBola Aço ZN 12000 DAN D51019 I5 Um 03 Conchilha CAZ 8000 DAN D51012 I6 Um 09 Olhal Paraf M20 Aço ZN 12000 DAN D41005 I14 Um 06 ConchaGarfo Aço Zinc 12000 DAN 510130 L12 Uma 02 Régua Bornes Term BAQ 12 Polos 600 V 15 A L15 Uma 06 Abraçadeira UNH 50 1 12 D105 D65520 N1 Uma 26 Bucha Náilon NB Paraf Rosc Sob 48 x 50 mm O14 Um 06 Conector Paral CACU556 TRDR D71027 O15 Um 12 Conector T CA 558CAA 477 TRDR D71014 O20 Um 06 Conector Sup CAA 477 CA 556 TB Al34 D71008 O30 Um 24 Conector Term Reto 4F AlCU 6750 D71018 O35 Um 24 Conector Fend CU 50185 25185 71035 FP O36 Um 17 Conector Aterr CU 70120 D71025 P1 Um 01 Poste Conc DT 12 m 1000 DAN B15 ET300 P3 Um 03 Poste Conc DT 45 m 600 DAN B ET300 P8 Um 01 Anel Conc Triplo B3 D31021 P9 Um 01 Anel Conc Triplo B6 D31021 P11 Uma 02 Viga Conc HI 230 x 310 x 7100 D31005 P16 Um 03 Suporte Capitel B1 TCTP 725 kV D31030 R1 Uma 03 Alça Pref Dist 5565 CA477 CAA D73002 R9 Um 06 Grampo ANC Term CA 3364795 MCM D71031 T1 Uma 09 Chapa Curva Aterr CAZ D 22 mm D80020 T3 Uma 10 Chapa Curva Aterr CAZ D 14 mm D80020 T4 Uma 01 Haste Pararaios L50 x 6 x 4500 mm D15710 T7 Um 15 PO Solda Cartucho 90 D820400 Vão ELSL com Disjuntor RELAÇÃO DE EQUIPAMENTOS Ref Unid Quant Descrição do Material E2 Um 01 Disjuntor 725 kV25 kA 1250 A ESE002 Disjuntor 725 kV315 kA 2000 A ESE002 SEC TRIP 7251250MTACHA ESE004 D01 E3 Uma 01 SEC TRIP 7252000MTACHA ESE004 D01 SEC TRIP 7251250ETACHA ESE004 D01 SEC TRIP 7252000ETACHA ESE004 D01 E4 Uma 01 SEC TRIP 7251250MACVA ESE004 D02 SEC TRIP 7252000MACVA ESE004 D02 E5 Uma 01 SEC TRIP 7251250MACHB ESE004 D03 SEC TRIP 7252000MACHB ESE004 D03 E7 Um 03 Pararaios Estação 725 kV 10 kA ET155 E8 Um 03 TC Ext 725 kV C1 200120055A ESE005 TC Ext 725 kV C3 20006005A ESE005 NOTA Esta seccionadora poderá ser de 1250 A ou 2000 A Manual ou motorizada a critério do projetista Vão Bar2 C2 RELAÇÃO DE EQUIPAMENTOS Ref Unid Quant Descrição do Material E6 Um 03 PT Ext C4 69173 2 x 115115173 ESE005 RELAÇÃO GERAL DE MATERIAL Ref Unid Quant Descrição do Material C12 kg 09 Cabo NU 315A620137 315 mm2 37F ELT001 C18 Um 12 Cabo Aterr AçoCU 7X 6AWG D80502 D1 Um 01 Eletroduto PVC Ríg 2 3 m D65101 D2 Um 04 Eletroduto PVC Ríg 1 12 3 m D65101 D5 Uma 02 Curva 90 Eletr PVC Ríg 2 D65103 D6 Uma 03 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 12 D65103 D9 Uma 04 Luva Eletr PVC Ríg 2 D65102 D10 Uma 06 Luva Eletr PVC Ríg 1 12 D65102 D16 Uma 01 Caixa Lig Retang Al Fund TPTC D64105 D18 Uma 02 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 1 12 D64125 D19 Uma 02 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 2 D64125 Vão DJT Ref Unid Quant Descrição do Material E2 Um 01 Disjuntor 725 kV25 kA 1250 A ESE002 Disjuntor 725 kV315 kA 2000 A ESE002 E4 Uma 01 SEC TRIP 7251250MACVA ESE004 002 SEC TRIP 7252000MACVA ESE004 002 E5 Uma 01 SEC TRIP 7251250MACHB ESE004 003 SEC TRIP 7252000MACHB ESE004 003 NOTA Esta seccionadora poderá ser de 1250 A ou 2000 A Manual ou motorizada a critério do projetista RELAÇÃO GERAL DE MATERIAL Ref Unid Quant Descrição do Material C7 kg 550 Cabo CU NU 300 mm2 37F MD D21001 C12 kg 103 Cabo NU 315A620137 315 mm2 37F ELT001 C15 m 10 Cabo CU Isol XLPE 061 kV 240 mm2 D20403 C16 m 33 Cabo CU Isol XLPE 061 kV 70 mm2 D20403 C18 Um 46 Cabo Aterr AçoCU 7X 6AWG D80502 D1 Um 03 Eletroduto PVC Ríg 2 3 m D65101 D2 Um 13 Eletroduto PVC Ríg 1 12 3 m D65101 D3 Um 08 Eletroduto PVC Ríg 1 3 m D65101 D5 Uma 05 Curva 90 Eletr PVC Ríg 2 D65103 D6 Uma 12 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 12 D65103 D7 Uma 08 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 D65103 D9 Uma 10 Luva Eletr PVC Ríg 2 D65102 D10 Uma 24 Luva Eletr PVC Ríg 1 12 D65102 D11 Uma 17 Luva Eletr PVC Ríg 1 D65102 D14 Uma 01 Caixa Lig Ret Al Tipo LL 1 12 D64102 D15 Uma 02 Caixa Lig Ret Al Tipo T 1 12 D64102 D16 Uma 02 Caixa Lig Ret Al Fund TPTC D64105 D17 Uma 02 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 1 D64125 D18 Uma 09 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 1 12 D64125 D19 Uma 03 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 2 D64125 D20 Uma 02 Arruela Sext FE NOD Eletr 1 D64120 D21 Uma 09 Arruela Sext FE NOD Eletr 1 12 D64120 D22 Uma 03 Arruela Sext FE NOD Eletr 2 D64120 D23 Uma 06 União MachoFêmea Aço ZN Eletr 2 D24 Uma 09 União MachoFêmea Aço ZN Eletr 1 12 D25 Uma 07 União MachoFêmea Aço ZN Eletr 1 D27 m 03 Eletroduto Met Flex PVC 2 D64150 D28 m 05 Eletroduto Met Flex PVC 1 12 D64150 D29 Um 10 Conector MachoFixo Latão Eletr 2 D30 Um 09 Conector MachoFixo Latão Eletr 1 12 D36 Uma 26 Abraçadeira UNH 20 12 D7 D65520 D37 Um 01 Cabeçote Baq EletrCx Med 1 D43510 D41 Uma 02 Luva Redução Eletr PVC 2 x 1 12 D42 Uma 01 Caixa Deriv Liga Al T Eletr 2 D64102 F1 Uma 18 Arruela Quad AZ 38 x 3 x 14 mm D41003 F2 Uma 102 Arruela Quad AZ 50 x 3 x 18 mm D41003 F3 Uma 10 Arruela Quad AZ 50 x 3 x 22 mm D41003 F5 Uma 34 Arruela Quad AZ 28 x 3 x 14 mm D41001 F6 Uma 150 Arruela Red AZ 36 x 3 x 18 mm D41001 F7 Uma 110 Arruela Pressão AZ 24 x 4 x 175 mm D41002 F10 Uma 08 Cantoneira AZU50 x 38 x 5 x 310 x 430 mm D43531 F12 Uma 10 Cantoneira CAZ L40 x 5 x 250 mm D43521 F18 Um 03 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 350 D41009 F19 Um 03 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 400 D41009 F20 Um 02 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 450 D41009 F21 Um 02 Parafuso Cab Quad AZ 20 x 500 D41009 F22 Um 03 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 200 D41010 F23 Um 07 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 300 D41010 F24 Um 65 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 300 D41010 F26 Um 12 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 400 D41010 F29 Um 08 Parafuso Cab Quad AZ 12 x 250 D41011 F30 Um 06 Parafuso Cab Quad AZ 12 x 300 D41011 F31 Um 06 Parafuso Cab Quad AZ 12 x 350 D41011 F34 Um 38 Parafuso Autoatar Cab Cil 48 x 50 D41032 F40 Um 06 Parafuso Rosca Dup AZ 12 x 400 D41029 F41 Um 24 Parafuso Rosca Dup AZ 16 x 300 D41028 F45 Uma 06 Arruela Red AZ 44 x 22 mm D41001 F46 Um 16 Parafuso Cab Quad AZ 16 x 450 D41010 F47 Um 08 Parafuso Cab Quad AZ 10 x 50 D41012 F48 Uma 111 Porca Quad CAZ M16 x 2 D41004 F49 Uma 26 Porca Quad CAZ M12 x 150 D41004 F55 Uma 09 Arruela Pressão AZ 18 x 13 x 135 mm D41002 F56 Uma 16 Arruela Red AZ 22 x 2 x 12 mm D41001 F57 Uma 06 Arruela Pressão AZ 28 x 4 x 22 mm D41002 F63 Uma 06 Cantoneira CAZ L75 x 10 x 450 mm D43525 I1 Um 36 Isol C 8 DISC VD D255 P146 E280 CB ET500 I2 Um 18 Isol C 6 DISC VP D175 P140 E180 GO ET500 I3 Um 12 Isol C 11 PED Porc 345 kV D355 H368 ET500 I4 Um 06 GanchoBola Aço ZN 12000 DAN D51019 I6 Um 06 Olhal Paraf M20 Aço ZN 12000 DAN D41005 I6 Um 06 Olhal Paraf M20 Aço ZN 12000 DAN D41005 I8 Um 06 Olhal Paraf M16 Aço ZN 5000 DAN D41005 I10 Uma 12 Manilha Aço ZN 16 mm 12000 DAN D51011 I12 Um 03 Isol C10 PED Porc 15 kV D203 H254 ET500 I13 Um 06 Cavalete Aço ZC 12000 DAN D51030 I14 Um 06 ConchaGarfo Aço Zinc 12000 DAN 510130 L1 Uma 04 Abraçadeira UNH 60 2 D 105 D65520 L12 Uma 04 Régua Bornes Term Baq 12 Polos 600 V 15 A L15 Uma 08 Abraçadeira UNH 50 1 12 D 105 D65520 N1 Uma 38 Bucha Náilon N8 Paraf Rosc Sob 48 x 50 mm N6 Uma 03 Cobertura 15 kV 50185 mm2 MVLC18 Raychem N7 Um 03 Protetor Fibra Vidro Terminal ReligDisj N9 Uma 03 Protetor Fibra Vidro Terminal Trafo 1 O5 Um 06 Conector Sup CAA 266 Tubo 381 12 71008 O10 Um 12 Conector Paral CU 2 x 300 mm2 TRDR D710260 O14 Um 12 Conector Paral CACU 556 TRDR D71027 O15 Um 03 Conector T CA 556CAA 477 TRDR D71014 O20 Um 06 Conector Sup CAA 477 CA 556 TB Al 34 D71008 O23 Um 18 Conector T CU 240300 TRDR D71015 O26 Um 03 Conector Sup CU 2 x 300 mm2 D71057 O28 Um 09 Conector Espaçador CU 2 x 300 mm2 D71058 O30 Um 54 Conector Term Reto 4F AlCU 6750 D71018 O31 Um 06 Conector Term Reto 2F AlCU 6750 D71017 O35 Um 45 Conector Fend CU 50185 25185 71035 FP O36 Um 35 Conector Aterr CU 70120 D71025 P1 Um 02 Poste Conc DT 12 m 1000 DAN B15 ET300 P3 Um 03 Poste Conc DT 45 m 600 DAN B ET300 P8 Um 02 Anel Conc Triplo B3 D31021 P9 Um 02 Anel Conc Triplo B6 D31021 P11 Uma 02 Viga Conc HI 230 x 310 x 7100 D31005 P16 Um 03 Suporte Capitel B1 TCTP 725 kV D31030 R9 Um 06 Grampo Anc Term CA 3364795 MCM D71031 R10 Um 12 Grampo Anc Term CU 240500 D71030 T1 Uma 06 Chapa Curva Aterr CAZ D 22 mm D80020 T2 Uma 06 Chapa Curva Aterr CAZ D 22 mm D80020 T3 Uma 11 Chapa Curva Aterr CAZ D 14 mm D80020 T4 Uma 02 Haste Pararaios L50 x 6 x 4500 mm D15710 T7 Um 30 PO Solda Cartucho 90 D820400 Vão TR com Disjuntor RELAÇÃO DE EQUIPAMENTOS Ref Unid Quantidade Descrição do Material Trafo Pot C3 1012 515 MVA CC ESE001 E1 Um 01 Trafo Pot C4 2026 6332 MVA CC ESE001 Disjuntor 725 kV25 kA 1250 A ESE002 E2 Um 01 Disjuntor 725 kV315 kA 2000 A ESE002 SEC TRIP 7251250MACVA ESE004 D02 E4 Uma 01 SEC TRIP 7252000MACVA ESE004 D02 SEC TRIP 7251250MACHB ESE004 D03 E5 Uma 01 SEC TRIP 7252000MACHB ESE004 003 E7 Um 03 Pararaios Estação 725 kV 10 kA ET155 TC Ext 725 kV C1 200120055A ESE005 E8 Um 03 TC Ext 725 kV C3 20006005A ESE005 E18 Um 03 TC Ext 15 kV CA 800200055A ESE007 SEC TRIP 7252000MACHA ESE004 D01 E26 Uma 01 SEC TRIP 7252000EACHA ESE004 D01 Disjuntor 15 kV C2 1250 A 16 kA SR ESE003 E28 Um 01 Disjuntor 15 kV C2 1250 A 16 kA CR ESE003 SEC TRIP 15 kV C 4A 2000 A HLMASLT ESE006 E29 Uma 01 SEC TRIP 15 kV C 5A 2000 A HLMOSLT ESE006 E30 Uma 06 SEC UNIP 15 kV C 9V 2000 A WMASLT ESE006 NOTA Esta seccionadora poderá ser de 1250 A ou 2000 A Manual ou motorizada a critério do projetista RELAÇÃO DE EQUIPAMENTOS Ref Unid Quant Descrição do Material C12 kg 26 Cabo NU 315A620137 315 mm2 37F ELT001 C18 Um 25 Cabo Aterr AçoCU 7X 6AWG D80502 D1 Um 01 Eletroduto PVC Ríg 2 3 m D65101 D2 Um 02 Eletroduto PVC Ríg 1 12 3 m D65101 D3 Um 02 Eletroduto PVC Ríg 1 3 m D65101 D5 Uma 01 Curva 90 Eletr PVC Ríg 2 D65103 D6 Uma 06 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 12 D65103 D7 Uma 03 Curva 90 Eletr PVC Ríg 1 D65103 D9 Uma 01 Luva Eletr PVC Ríg 2 D65102 D10 Uma 06 Luva Eletr PVC Ríg 1 12 D65102 D11 Uma 05 Luva Eletr PVC Ríg 1 D65102 D18 Uma 03 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 1 12 D64125 D19 Uma 01 Bucha Baquel Sext Fix Eletr 2 D64125 D21 Uma 03 Arruela Sext FE NOD Eletr 1 12 D64120 D22 Uma 01 Arruela Sext FE NOD Eletr 2 D64120 D25 Uma 04 União MachoFêmea Aço ZN Eletr 1 F1 Uma 06 Arruela Quad AZ 38 3 3 3 14 mm D41003 F2 Uma 34 Arruela Quad AZ 50 3 3 3 18 mm D41003 F5 Uma 30 Arruela Quad AZ 28 3 3 3 14 mm D41001 F6 Uma 34 Arruela Red AZ 36 3 3 3 18 mm D41001 F7 Uma 34 Arruela Pressão AZ 24 3 4 3 175 mm D41002 F23 Um 06 Parafuso Cab Quad AZ 20 3 250 D41010 F24 Um 17 Parafuso Cab Quad AZ 16 3 300 D41010 F26 Um 12 Parafuso Cab Quad AZ 16 3 400 D41010 F27 Um 24 Parafuso Cab Quad AZ 12 3 50 D41011 F30 Um 06 Parafuso Cab Quad AZ 12 3 300 D41011 F31 Um 06 Parafuso Cab Quad AZ12 3 350 D41011 F48 Uma 06 Porca Quad CAZ M16 3 2 D41004 F49 Uma 06 Porca Quad CAZ M12 3 150 D41004 F55 Uma 03 Arruela Pressão AZ 18 3 3 3 135 mm D41002 I3 Um 06 Isol C11 PED Porc 345 kV D355 H368 ET500 I9 Um 03 Distanciador Isol 220 3 120 mm CAZ D51040 O7 Um 03 Conector Sup TB Al 1 14 D71006 O20 Um 03 Conector Sup CAA 477 CA 556 TB AL34 D71008 O29 Um 03 Conector Emenda Al 14 CA 5565 D71005 O30 Um 18 Conector Term Reto 4F AlCU 6750 D71018 O35 Um 12 Conector Fend CU 50185 25185 71035 FP O36 Um 08 Conector Aterr CU 70120 D71025 T2 Uma 03 Chapa Curva Aterr CAZ D 18 mm D80020 T3 Uma 03 Chapa Curva Aterr CAZ D 14 mm D80020 T7 Um 08 PO Solda Cartucho 90 D820400 131 Introdução As descargas atmosféricas causam sérias perturbações nas redes aéreas de transmissão e distribuição de energia elétrica além de provocarem danos materiais nas construções atingidas por elas sem contar os riscos de morte a que as pessoas e os animais ficam submetidos As descargas atmosféricas induzem surtos de tensão que chegam a centenas de kV nas redes aéreas de transmissão e distribuição das concessionárias de energia elétrica obrigando a utilização de cabosguarda ao longo das linhas de tensão mais elevada e pararaios a resistor não linear para a proteção de equipamentos elétricos instalados nesses sistemas Quando as descargas elétricas entram em contato direto com quaisquer tipos de construção tais como edificações tanques metálicos de armazenamento de líquidos não convenientemente aterrados nas partes estruturais ou não de subestações etc são registrados grandes danos materiais que poderiam ser evitados caso essas construções estivessem protegidas adequadamente por Sistema de Proteção Contra Descargas Atmosféricas SPDA O presente capítulo estudará somente a proteção contra descargas atmosféricas que incidam sobre as construções anteriormente mencionadas fugindo ao escopo deste livro a abordagem da proteção contra as sobretensões resultantes nas redes urbanas e rurais o que pode ser visto no livro do autor Manual de Equipamentos Elétricos LTC 2013 132 Considerações sobre a origem dos raios ao longo dos anos várias teorias foram desenvolvidas para explicar o fenômeno dos raios Atualmente temse como certa que a fricção entre as partículas de água que formam as nuvens provocada pelos ventos ascendentes de forte intensidade dá origem a uma grande quantidade de cargas elétricas Verificase experimentalmente na maioria dos fenômenos atmosféricos 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 na Figura 131 Dessa forma as nuvens adquirem uma característica bipolar Como se pode deduzir pela Figura 131 a concentração de cargas elétricas positivas e negativas em determinada região faz surgir uma diferença de potencial entre a Terra e a nuvem No entanto o ar apresenta determinada rigidez dielétrica normalmente elevada que depende de certas condições ambientais 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 migrem na direção da Terra em um trajeto tortuoso e normalmente cheio de ramificações cujo fenômeno é conhecido como descargas atmosféricas descendentes caracterizadas por um líder descendente da nuvem para a Terra É de aproximadamente 1 kVmm o valor do gradiente de tensão para o qual a rigidez dielétrica do ar é rompida Figura 131 Distribuição das cargas elétricas das nuvens e do solo A ionização do caminho seguida pela descarga descendente que mais se aproxima do solo também conhecida como 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 em uma das ramificações da descarga piloto uma descarga ascendente constituída de cargas elétricas positivas denominada descarga ascendente de retorno da Terra para a nuvem originandose em seguida a descarga principal no sentido da nuvem para a Terra de grande intensidade responsável pelo fenômeno conhecido como trovão que é o deslocamento da massa de ar circundante ao caminhamento do raio em função da elevação de temperatura e consequentemente do aumento repentino de seu volume Se as nuvens acumulam uma grande quantidade de cargas elétricas que não foram neutralizadas pela descarga principal iniciamse as chamadas descargas reflexas ou múltiplas cujas características são semelhantes à descarga principal A Figura 132 mostra a fotografia de uma descarga atmosférica As descargas reflexas podem acontecer por várias vezes após cessada a descarga principal Já a Figura 133 ilustra graficamente a formação das descargas atmosféricas conforme o fenômeno foi descrito anteriormente O leitor poderá complementar a descrição sumária da formação das descargas atmosféricas consultando o site do Grupo de Eletricidade Atmosférica ELAT ligado ao Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais INPE do Ministério da Ciência e Tecnologia As probabilidades de ocorrência de valores de pico das descargas atmosféricas segundo a NBR 54192015 são 95 5 kA 80 20 kA 60 30 kA 20 60 kA 10 80 kA Também ficou comprovado que a corrente de descarga tem uma única polaridade isto é uma só direção Uma onda típica de descarga atmosférica foi determinada para efeito de estudos específicos A Figura 134 mostra a conformação dessa onda em função do tempo Figura 132 Descargas atmosféricas múltiplas A onda atinge seu valor máximo de tensão V2 em um tempo T2 compreendido entre 1 e 10 μs Já o valor médio V1 correspondente ao valor médio da cauda da onda é atingido em um intervalo de tempo T1 de 20 a 50 μs caindo para V 0 ao final de T0 no intervalo de 100 a 200 μs A onda de tensão característica foi normalizada para valores de T1 50 μs e T2 15 μs normalmente conhecida como onda de 12 50 μs Já a onda característica da corrente de descarga foi normalizada para T1 20 μs e T2 8 μs também conhecida como onda de 8 20 μs O conhecimento da forma da onda e de seus valores típicos de tensão e tempo além dos percentuais de sua ocorrência possibilita a realização de estudos destinados ao dimensionamento dos pararaios de proteção contra sobretensões nas linhas e redes elétricas e dos pararaios de haste destinados à proteção de construções prediais e instalações em geral 133 Orientações para proteção do indivíduo Durante as tempestades na maioria das vezes as pessoas se tomam de pavor na presença das descargas atmosféricas procurando proteção em locais muitas vezes impróprios sob o ponto de vista da segurança A seguir será resumidamente analisada a segurança das pessoas em diferentes situações em que podem encontrarse durante as tempestades As pessoas devem retirarse da água seja praia seja barragens pois as descargas atmosféricas podem provocar no espelho dágua quedas de tensão acentuadas capazes de acidentar o indivíduo notadamente se este estiver em posição de nado Ao sair da água não se deve ficar andando ou deitado na praia procurar sempre um abrigo que possa oferecer a melhor segurança Se o indivíduo estiver no interior de um pequeno barco ou jangada por exemplo praticando pescaria deve recolher a vara de pesca colocandoa no interior do barco e procurar deitarse ou abaixarse se for possível desembarcar com segurança identificando logo um local mais seguro Durante as partidas de futebol de várzea o chamado futebol de poeira é conveniente interromper o espetáculo e procurar abrigo Nas quadras de esporte abertas ou campos de futebol em que não há nenhuma forma de proteção contra descargas atmosféricas as pessoas devem se proteger sob as arquibancadas inclusive os atletas de quando em vez a imprensa televisiva registra e relata ocorrências de raios atingindo atletas em pleno jogo Evitar permanecer em lugares altos dos morros Figura 133 Figura 134 Formação de uma descarga atmosférica Formato característico de uma onda de descarga atmosférica Evitar locais abertos como estacionamento e área rural Os operários devem abandonar o topo das construções durante as tempestades Evitar permanecer debaixo de árvores isoladas é preferível procurar locais com maior número de árvores quando não se encontrar abrigo mais seguro Nunca se deitar debaixo de uma árvore principalmente com o corpo na posição radial no caso de uma descarga atingir a árvore a corrente é injetada no solo no sentido radial podendo o indivíduo ficar submetido à elevada queda de tensão entre as pontas dos pés e os braços Os melhores abrigos que as pessoas normalmente podem encontrar em situações de tempestades são Qualquer estrutura que possua uma proteção contra descargas atmosféricas Grandes estruturas de concreto mesmo que não possuam proteção contra descargas atmosféricas Túneis estações de metrô passarelas subterrâneas ou quaisquer estruturas subterrâneas Automóveis caminhões carrocerias e congêneres desde que devidamente fechados e dotados de superfícies metálicas Vias públicas nas quais haja edificações elevadas Interior de lanchas ou de navios metálicos 134 Análise de componentes de risco O risco é um valor a partir do qual se estabelece uma provável perda anual média de vidas bens etc quando se projeta um sistema de descarga atmosférica para proteção de determinada estrutura a b c Quando falamos em risco nesse contexto referimonos aos danos e perdas resultados de uma descarga atmosférica que atinge uma estrutura edificação torre tanques etc ou uma linha de energia ou de sinal ou ainda áreas próximas à estrutura A NBR 541922015 codifica as fontes os tipos de danos e perdas facilitando sua identificação ao longo do processo de cálculo para a definição da necessidade ou não de implementação de medidas de proteção da estrutura Fontes de danos A principal fonte de danos tem origem na corrente gerada por uma descarga atmosférica e a severidade do dano está associada ao ponto de impacto da descarga S1 descarga atmosférica que atinge a estrutura S2 descarga atmosférica que atinge áreas próximas à estrutura S3 descarga atmosférica que atinge a linha de energia elétrica linha telefônica e cabo de internet S4 descarga atmosférica que atinge as proximidades da linha de energia elétrica linha telefônica e cabo de internet Tipos de danos Os danos causados por uma descarga atmosférica estão associados notadamente ao tipo de construção edificação em concreto armado edificação em estrutura de aço etc ao tipo de serviço executado no seu interior e às medidas de proteção existentes DPS coordenados Os riscos a serem considerados são D1 ferimentos a seres vivos por choque elétrico D2 danos físicos D3 falhas de sistemas eletroeletrônicos Tipos de perdas Os tipos de perdas a serem considerados são L1 ferimentos a seres vivos por choque elétrico L2 perda de serviço público L3 perda de patrimônio cultural L4 perdas de valores econômicos estrutura os bens nela contidos e perda de atividade desenvolvida na edificação Para avaliação dos riscos a que ficam submetidas as estruturas diante de eventos decorrentes de descargas atmosféricas temos as seguintes questões a considerar R1 risco de perda de vida humana incluindo ferimentos R2 risco de perda de serviço público R3 risco de perda de patrimônio cultural museus monumentos históricos etc R4 risco de perda de valores econômicos A expressão básica que avalia o nível de risco pode ser dada pela Equação 131 Rx componente de risco devido a um evento perigoso causado por uma descarga atmosférica Nx número de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas ocorridas no intervalo de um ano o valor de Nx será determinado na Seção 1341 Px probabilidade de ocorrência de dano à estrutura o valor de Px será determinado na Seção 1342 Lx perda consequente de um evento perigoso causado por uma descarga atmosférica o valor de Lx será determinado na Seção 1343 Em consonância com o objetivo deste livro trataremos com maior atenção apenas o componente de risco R1 envolvendo i as fontes de danos D1 D2 e D3 e ii o tipo de perda L1 Se o valor de R1 encontrado no final do cálculo de avaliação do risco for superior a Rt 105 deve ser considerada a proteção contra descargas atmosféricas por meio de um projeto de SPDA definindo sua classe que vai de I a IV a b conforme o nível de proteção requerido assunto este que estudaremos na Seção 135 sendo que a proteção de nível I pode ser aplicada para todos os casos Se o conteúdo no interior da edificação ou na área do entorno da mesma tratarse de materiais sensíveis aos efeitos das descargas atmosféricas por exemplo materiais explosivos ou de fácil combustão devese adotar um nível de proteção I SPDA classe I podendose até decidirse por um nível de proteção II conforme a análise do projetista ou as posturas legais da região Se a região em que está localizada a estrutura tem baixo índice ceráunico associado a um conteúdo de baixa sensibilidade às descargas atmosféricas por exemplo depósitos de materiais cerâmicos peças metálicas e afins podese adotar um nível de proteção III O nível de proteção IV somente deve ser aplicado em situações de muito baixo risco de perda de vida humana ou ferimentos com sequelas A identificação das classes dos SPDA corresponde ao mesmo número do nível de proteção Assim um SPDA classe I atende ao nível de proteção I Da mesma forma um SPDA classe III atende ao nível de proteção III 1341 Avaliação do número anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas Nx As descargas atmosféricas podem causar muitos danos às estruturas e risco de morte às pessoas e animais sendo considerados perigosos os seguintes eventos Descargas atmosféricas atingindo a estrutura Descargas atmosféricas atingindo um ponto próximo à estrutura Descargas atmosféricas atingindo a linha de energia ou de sinal conectada à estrutura Descargas atmosféricas atingindo um ponto próximo à linha de energia ou de sinal que está conectada à estrutura O número de descargas atmosféricas pode ser avaliado a partir de sua densidade que é uma característica da região onde está localizada a edificação ou estrutura bem como de suas características físicas ou seja edifício torres tanques de aço etc Para se obter seu valor podese consultar o site do INPE Na ausência dessa informação utilizar a Equação 132 simplificada Ddat densidade das descargas atmosféricas para a Terra por km² por ano Ndta número de dias de tempestades anuais cujo valor pode ser obtido no mapa isoceráunico nacional mostrado na Figura 135 13411 Avaliação do número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas Serão consideradas as descargas atmosféricas que atingem tanto a estrutura como a estrutura adjacente 134111 Determinação da área de exposição equivalente da estrutura Seqr e Seqc Devem ser considerados dois tipos de edificações Estruturas retangulares O valor da área de exposição equivalente para áreas retangulares pode ser determinado pela Equação 133 Para melhor esclarecimento considerar a ilustração da Figura 136 Seqr área da estrutura equivalente para áreas planas e retangulares em m² Le comprimento da estrutura a ser protegida em m We largura da estrutura a ser protegida em m He altura da estrutura a ser protegida em m Estruturas de formas complexas O valor da área de exposição equivalente pode ser determinado pela Equação 34 para as estruturas com saliências no plano de cobertura tais como chaminés caixadágua etc Para melhor esclarecimento considerar a ilustração da Figura Figura 135 137 Outras características de estruturas podem ser avaliadas na NBR 54192 Seqc área da estrutura equivalente para estruturas complexas atribuída à saliência construída sobre a estrutura Hep altura da saliência construída sobre a estrutura Curvas isoceráunicas do território brasileiro Figura 136 Ilustração de uma estrutura isolada localizada em solo plano O valor da área de exposição equivalente deve ser atribuído ao maior valor calculado de Seqr considerando Hep e Hmín altura mínima da estrutura e a área de exposição equivalente obtida Seqc 134112 Localização relativa da estrutura Determinada estrutura pode ser avaliada nas situações em que sua localização fica exposta isoladamente ou compensada por estruturas circunvizinhas tais como edificações morros etc Para cada condição de sua posição em relação aos obstáculos nas proximidades devese considerar o fator de localização dado pela Tabela 131 134113 Determinação do número de eventos perigosos para a estrutura decorrentes de uma descarga atmosférica Pode ser obtida pela Equação 135 Nate número de eventos perigosos para a estrutura devido a descargas atmosféricasano Ddat densidade das descargas atmosféricas para a Terra em 1km2ano Pode ser obtido no site do INPE ou simplificadamente utilizando a Equação 132 Seqr área de exposição equivalente da estrutura em m² ilustrada na Figura 138 Fle fator de localização da estrutura obtido na Tabela 131 Figura 137 Tabela 131 Ilustração de uma área de estrutura complexa Fator de localização da estrutura NBR 541922015 Localização relativa Fle ou Flea Estrutura cercada por objetos mais altos 025 Estrutura cercada por objetos da mesma altura ou mais baixos 05 Estrutura isolada nenhum outro objeto nas vizinhanças 1 Estrutura isolada no topo de uma colina ou monte 2 134114 Determinação do número de eventos perigosos para uma estrutura adjacente decorrentes de descargas atmosféricas Pode ser obtida pela Equação 136 Natea número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas diretamente a uma estrutura adjacente conectada na extremidade da linha Ddat densidade das descargas atmosféricas para a Terra em 1km2ano Seqra área de exposição equivalente da estrutura adjacente em m² ilustrada na Figura 138 na qual estão definidas suas dimensões que permitem a determinação de seu valor numérico Flea fator de localização da estrutura adjacente obtido na Tabela 131 Ftl fator do tipo de linha obtido na Tabela 132 Tabela 132 13412 Avaliação do número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas próximas à estrutura Pode ser determinada pela Equação 137 Natpe número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas próximas à estrutura por ano Ddat densidade das descargas atmosféricas para a Terra em 1km2ano Seqpm área de exposição equivalente de descarga atmosférica que atinge um local próximo à estrutura em m² ilustrada na Figura 138 A área de exposição equivalente Seqpm que se estende a uma distância de 500 m do perímetro da estrutura a ser protegida cuja notação é Seqpm500 pode ser determinada pela Equação 138 e ilustrada na Figura 138 13413 Avaliação do número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas que atingem a linha de energia elétrica Seqle ou de sinal Seqls que alimenta a estrutura Pode ser determinada pela Equação 139 Nsl número de sobretensões de amplitude igual ou superior a 1 kV por ano na seção da linha de energia Nsle ou de sinal Nsls Ddat densidade das descargas atmosféricas para a Terra em 1km2 ano Fil fator de instalação da linha de distribuição dado na Tabela 133 Famb fator ambiental dado na Tabela 134 Ftl fator do tipo de linha obtido na Tabela 132 Seql área de exposição equivalente de descargas atmosféricas que atingem a linha de energia elétrica Seqle ou sinal Seqls em m² veja os limites da área na Figura 138 e que pode ser determinada pela Equação 1310 Ll comprimento da seção da linha de distribuição Lle ou de sinal Lls em m Se não for identificado o comprimento da linha de distribuição podese assumir que Ll 1000 m Fator do tipo de linha NBR 541922015 Instalação Ftl Linha de energia ou sinal 1 Linha de energia em AT com transformador ATBT 02 13414 Avaliação do número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas que atingem áreas próximas à linha de energia elétrica Nslep ou de sinal Nslsp que alimenta a estrutura Pode ser determinada pela Equação 1311 Nslp número de sobretensões de amplitude igual ou superior a 1 kV por ano na seção da linha por ano Figura 138 Tabela 133 Tabela 134 Ddat densidade das descargas atmosféricas para a Terra em 1km2 ano Ilustração de áreas de exposição equivalente Fator de instalação de linha NBR 541922015 Roteamento Fil Aéreo 1 Enterrado 05 Cabos enterrados instalados completamente dentro de uma malha de aterramento ABNT NBR 541942015 52 001 Seqlp área de exposição equivalente de descargas atmosféricas para a Terra que atingem área próxima à linha de distribuição de energia Seqlep ou de energia Seqlsp em m² ilustrada na Figura 138 seu valor é dado pela Equação 1312 Ll comprimento da seção da linha de distribuição de energia Llep ou de sinal Llsp em m identificado na Figura 138 Se não for possível conhecer o comprimento da linha de distribuição podese assumir Ll 1000 m Fil fator de instalação da linha de distribuição dado na Tabela 133 Ftl fator do tipo de linha obtido na Tabela 132 Famb fator ambiental dado na Tabela 134 Fator ambiental de linha NBR 541922015 Ambiente Famb Rural 1 Suburbano 05 Urbano 01 Urbano com edifícios mais altos que 20 m 001 1342 Avaliação da probabilidade de danos Px Tabela 135 Tabela 136 13421 Probabilidade Pa de uma descarga atmosférica atingir uma estrutura e causar ferimentos a seres vivos por meio de choque elétrico As tensões de toque e de passo provocadas nos seres vivos devido a descargas atmosféricas ocorridas em uma estrutura é função das medidas de proteção adotadas e do nível de proteção determinado no projeto de SPDA A probabilidade que essas tensões possam causar choques elétricos pode ser obtida a partir da Equação 1313 Pta a probabilidade de uma pessoa ficar submetida a tensões de passo e de toque provocadas por descargas atmosféricas em uma estrutura é função das medidas de proteção adicionais adotadas cujos valores podem ser conhecidos na Tabela 135 Pb seu valor depende da classe do SPDA projetado para determinado nível de proteção cujos valores podem ser conhecidos na Tabela 136 Valores de probabilidade Pta de uma descarga atmosférica atingir uma estrutura e causar choque a seres vivos devidos a tensões de passo e de toque NBR 541922015 Valores de propabilidade Pta Medida de proteção adicional Pta Nenhuma medida de proteção 1 Avisos de alerta 101 Isolação elétrica por exemplo de pelo menos 3 mm de polietileno reticulado das partes expostas por exemplo condutores de descidas 102 Equipotencialização efetiva do solo 102 Restrições físicas ou estrutura do edifício utilizada como subsistema de descida 0 13422 Probabilidade Pb de uma descarga atmosférica atingir uma estrutura e causar danos físicos Como medida adequada para reduzir a probabilidade de ocorrência de danos físicos devido a descargas atmosféricas deve se aplicar um nível de proteção cujos valores são dados na Tabela 36 13423 Probabilidade Pc de uma descarga atmosférica atingir uma estrutura e causar falhas a sistemas internos Como medida adequada para reduzir a probabilidade de ocorrência de falhas em sistemas internos tais como os circuitos elétricos da instalação aos quais estão ligados por exemplo os equipamentos de tecnologia da informação pode ser utilizado o sistema DPS dispositivo de proteção contra sobretensão aplicado em cascata devendo haver coordenação entre seus elementos cujos valores podem ser obtidos por meio da Equação 1314 O valor de Pspd depende do sistema de coordenação dos DPS e do nível de proteção contra descargas atmosféricas obtido e para o qual os DPS foram projetados Seu valor pode ser obtido na Tabela 137 em função do nível de proteção Já o valor de Fiba depende do nível de isolamento da linha de fornecimento de energia elétrica à estrutura da blindagem aplicada à linha e do projeto de aterramento desenvolvido para protegêla Seu valor pode ser obtido na Tabela 138 em função dos diferentes tipos de linha elétrica ou de sinal conectados à estrutura Valores de probabilidade Pb em função das medidas de proteção para reduzir danos físicos NBR 541922015 Tabela 1312 Tabela 1313 13427 Probabilidade de uma descarga atmosférica atingir uma linha e causar falhas nos sistemas internos à estrutura Pw É dada pela Equação 1319 sendo que o valor de Pspd depende do sistema coordenado de DPS e do nível de proteção contra descargas atmosféricas obtido e para o qual os DPS foram projetados Seu valor pode ser definido a partir da Tabela 137 em função do nível de proteção Os valores de Pspd e Fiba foram definidos em 13423 O valor de Pld foi definido em 13425 13428 Probabilidade Pz de uma descarga atmosférica ocorrida nas proximidades de uma linha que adentre a estrutura causar falhas nos sistemas internos É dada pela Equação 1320 Pli probabilidade de falhas de sistemas internos à estrutura em função de uma descarga atmosférica nas proximidades de uma linha conectada à essa estrutura e que depende das características da blindagem da linha e da sua tensão suportável de impulso seu valor é fornecido na Tabela 1313 Valores de probabilidade Pld dependendo da resistência da blindagem do cabo e da tensão suportável de impulso Vtsi NBR 541922015 Tipo da linha Condições do roteamento blindagem e interligação Tensão suportável Vtsi em kV 1 15 25 4 6 Linha aérea ou enterrada não blindada ou com a blindagem não interligada ao mesmo barramento de equipotencialização do equipamento 1 1 1 1 1 Linhas de energia ou sinal 1 Blindada aérea ou enterrada cuja blindagem está interligada ao mesmo barramento de equipotencialização do equipamento 5 Ωkm RSb 20 Ωkm 1 1 095 09 08 1Ωkm RSb 5 Ωkm 09 08 06 03 01 Rsb 1 Ωkm 06 04 02 004 002 1 Para rede de distribuição de energia subterrânea de média tensão o valor de Rsb varia entre 1 e 5 Ωkm 2 Nas linhas de sinal em cabos subterrâneos de 20 condutores o valor de Rsb é de aproximadamente 20 Ωkm Valores de probabilidade Pli dependendo do tipo de linha e da tensão suportável de impulso Vtsi dos equipamentos NBR 541922015 Tipo da linha Tensão suportável Vtsi em kV 1 15 25 4 6 Linhas de energia 1 06 03 016 01 Linhas de sinais 1 05 02 008 004 Fba fator que depende das condições da blindagem do aterramento e das condições da linha O valor de Pspd já foi definido em 13423 e na Tabela 138 1343 Análise da quantidade de perda Lx 13431 Perdas de vida humana L1 Podem ser dadas pelas Equações 1321 a 1323 Para o tipo de dano D1 ferimentos a seres vivos por choque elétrico A expressão é denominada fator para pessoas na zona Para o tipo de dano D2 danos físicos Para tipo de dano D3 falhas em sistemas eletroeletrônicos Lt número médio relativo típico de vítimas feridas por choque elétrico D1 devido a um evento perigoso decorrente de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1314 Lf número médio relativo típico de vítimas por danos físicos D2 devido a um evento perigoso decorrente de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1314 Lo número relativo médio típico de vítimas por falha de sistemas internos D3 em função de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1314 Ft fator de redução de perda de vidas humanas em função do tipo da superfície do solo ou piso da estrutura devido a um evento perigoso decorrente de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1315 Fp fator de redução de perda devido a danos físicos em função de determinadas providências de segurança tais como a instalação de extintores de incêndio placas de aviso etc de acordo com a Tabela 1316 no caso de estrutura com risco de explosão Fp 1 se forem tomadas mais de uma providência de segurança podese atribuir a Fp o menor dos valores relevantes Ff fator de redução das perdas em função dos danos físicos dependendo do risco de explosões ou incêndios da estrutura de acordo com a Tabela 1317 Fz fator de aumento das perdas em função dos danos físicos quando um perigo especial estiver presente de acordo com a Tabela 1318 Nz número de pessoas na zona Nt número total de pessoas na estrutura Tz tempo durante o qual as pessoas estão presentes na zona em horasano Se as descargas atmosféricas envolverem estruturas nas proximidades ou o meio ambiente tais como emissões de particulados químicos ou radioativas podem ser consideradas perdas adicionais Le com a finalidade de determinar a perda total Lft Lfe perdas por danos físicos fora da estrutura Tabela 1318 Explosão Zonas 1 21 101 Zonas 2 22 103 Alto 101 Incêndio Normal 102 Baixo 103 Explosão ou incêndio Nenhum 0 Zona 0 local no qual uma atmosfera explosiva consistindo em uma mistura de ar e substâncias inflamáveis em forma de gás vapor ou névoa está presente continuamente ou por longos períodos ou frequentemente ABNT NBR IEC60050426 Zona 1 local no qual uma atmosfera explosiva consistindo em uma mistura de ar e substâncias inflamáveis em forma de gás vapor ou névoa pode ocorrer em operação normal ocasionalmente ABNT NBR IEC60050426 Zona 2 local no qual uma atmosfera explosiva consistindo em uma mistura de ar e substâncias inflamáveis em forma de gás vapor ou névoa não é provável de ocorrer em operação normal mas se isto acontecer irá persistir somente por períodos curtos Zona 20 local no qual uma atmosfera explosiva na forma de nuvem de poeira combustível no ar está presente continuamente ou por longos períodos ou frequentemente ABNT NBR IEC60079102 Zona 21 local no qual uma atmosfera explosiva na forma de nuvem de poeira combustível no ar pode ocorrer em operação normal ocasionalmente ABNT NBR IEC60079102 Zona 22 local no qual uma atmosfera explosiva na forma de nuvem de poeira combustível no ar não é provável de ocorrer em operação normal mas se isto ocorrer irá persistir somente por um período curto ABNT NBR IEC60079102 Te tempo da presença de pessoas nos locais perigosos fora da estrutura Se não for possível avaliar os valores de Lfe e Te podese admitir 13432 Perdas inaceitáveis em serviço ao público L2 As perdas inaceitáveis podem ser determinadas a partir das Equações 1326 e 1327 Para tipo de dano D2 danos físicos Para tipo de dano D3 falhas em sistemas eletroeletrônicos Lf número médio relativo típico de usuários não servidos resultante do dano físico D2 devido a um evento perigoso decorrente de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1319 Lo número médio relativo típico de usuários não servidos resultante da falha de sistemas internos D3 em função de ferimentos danos físicos e falhas no sistema interno devido aos efeitos de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1319 Fator Fz NBR 541922015 Tipo de perigo especial Fz Sem perigo especial 1 Baixo nível de pânico por exemplo uma estrutura limitada a dois andares e número de pessoas não superior a 100 2 Nível médio de pânico por exemplo uma estrutura designada para eventos culturais ou esportivos com um número de participantes entre 100 e 1000 pessoas 5 Tabela 1321 Lf número relativo médio típico de todos os valores atingidos pelos danos físicos D2 resultantes dos efeitos de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1321 Lo número relativo médio típico de todos os valores danificados em função da falha de sistemas internos D3 devido a um evento perigoso decorrente de uma descarga atmosférica de acordo com a Tabela 1321 Ft fator de redução de perda de animais em função do tipo da superfície do solo ou piso da estrutura de acordo com a Tabela 1315 Fp fator de redução de perda devido a danos físicos em função das providências tomadas para reduzir as consequências de incêndio de acordo com a Tabela 1316 Ff fator de redução das perdas em função dos danos físicos dependendo do risco de explosões e incêndios na estrutura de acordo com a Tabela 1317 Ca valor dos animais na zona Cb valor da edificação relevante na zona Cc valor dos bens contidos na zona Tipo de perda L4 valor médio típico de Lf Lf e Lo NBR 541922015 Tipo de dano Valor da perda típico Tipo da estrutura D1 ferimentos devido ao choque Lt 102 Todos os tipos onde somente animais estão presentes D2 danos físicos Lf 100 Risco de explosão 050 Hospital indústria museus agricultura 020 Hotel escola escritórios igreja entretenimento público comércio 101 Outros D3 fahas em sistemas internos LO 101 Risco de explosão 102 Hospital indústria escritório hotel comercial 103 Museus agricultura escola igreja entretenimento público 104 Outros Cs valor dos sistemas internos incluindo suas atividades na zona Ct valor total da estrutura somandose todas as zonas para animais edificação bens e sistemas internos incluindo suas atividades As relações e somente devem ser consideradas nas Equações 1329 a 1331 se a análise de risco for realizada a partir de uma análise de custobenefício para perda econômica L4 prevista no item 610 da NBR 541922015 associada ao Anexo D da mesma norma No caso de se utilizar um valor representativo para o risco tolerável R4 de acordo com a Tabela 4 da norma mencionada as relações não podem ser levadas em consideração sendo as mesmas substituídas pela unidade 1 O autor não tratou do desenvolvimento dessas relações devido às dificuldades para a obtenção das variáveis Ca Cb Cc e Cs deixando para o leitor que tenha necessidade dessa aplicação fazer sua avaliação de acordo com a norma a b c a Se as descargas atmosféricas envolverem estruturas nas proximidades ou o meio ambiente tais como emissões químicas ou radioativas podem ser consideradas perdas adicionais Le com a finalidade de determinar a perda total Lfe perda devida a danos físicos fora da estrutura se o valor de Lfe considerar Lfe 1 Ce valor total em perigo fora da estrutura 1344 Análise dos componentes de risco A NBR 54192 distribui os riscos em quatro fontes de danos cada uma delas associada a até três tipos de danos As Equações 1334 a 1341 têm sua origem na Equação 131 13441 Fonte de danos S1 descarga atmosférica na estrutura D1 ferimentos a seres vivos devidos a choque elétrico Pode ser determinado pela Equação 1334 Ra componente relativo a ferimentos a seres vivos decorrentes de choques elétricos devido à tensão de passo e de choque na parte interna e externa da estrutura nas zonas em torno dos condutores de descida Nate Equação 135 Pa Equação 1313 La Equação 1321 D2 danos físicos Pode ser determinado pela Equação 1335 Rb componente relativo a danos físicos causados por centelhamentos perigosos na parte interna da estrutura ocasionando incêndio ou explosão Pb Tabela 136 Lb Equação 1322 D3 falhas em sistemas eletroeletrônicos Pode ser determinado pela Equação 1336 Rc componente relativo a falhas de sistemas internos causados por LEMP lightning electromagnetic pulse podendo ocorrer perdas do tipo L2 e L4 em todos os casos juntamente com L1 nos casos de estruturas com risco de explosão Pc Equação 1314 Lc Equação 1323 13442 Fonte de danos S2 descarga atmosférica próxima à estrutura D3 falhas em sistemas eletroeletrônicos a b c Pode ser determinado pela Equação 1337 Rm componente relativo a falhas de sistemas internos causados por LEMP podendo ocorrer perdas do tipo L2 e L4 em todos os casos juntamente com o tipo L1 nos casos de estruturas com risco de explosão Natpe Equação 137 Pm Equação 1315 Lm Equação 1323 13443 Fonte de danos S3 descarga atmosférica na linha de fornecimento de energia e de comunicação conectada à estrutura D1 ferimentos a seres vivos devido a choque elétrico Pode ser determinado pela Equação 1338 Ru componente relativo a ferimentos a seres vivos causados por choque elétrico devido às tensões de toque e de passo na parte interna da estrutura Nsl Equação 139 Natea Equação 136 Pu Equação 1317 Lu Equação 1329 D2 danos físicos Pode ser determinado pela Equação 1339 Rv componente relativo a danos físicos decorrentes de incêndio ou explosão iniciado por centelhamento perigoso entre instalações externas e partes metálicas geralmente no ponto de entrada da linha na estrutura tendo como origem a corrente de descarga atmosférica transmitida ao longo das linhas Nsl Equação 139 Natea Equação 136 Pv Equação 1318 Lv Equação 1322 D3 falhas em sistemas eletroeletrônicos Pode ser determinado pela Equação 1340 Rw componente relativo a falhas de sistemas internos causadas por sobretensões induzidas nas linhas que entram na estrutura e transmitidas pelas mesmas Nsl Equação 139 Natea Equação 136 Pw Equação 1319 Lw Equação 1323 Seqlsp 0 Equação 1312 Seqlsp 4000 Ll Seqrsa 1 0 Equação 133 Seqrsa La Wa 2 3 Ha La Wa π 3 Ha2 1 Como não existe estrutura nas proximidades da fábrica os valores de Seqrea e Seqrsa serão nulos Fle 1 Tabela 1323 Nate Ddat Seqr Fle 106 3 28027 1 106 00841 1km² ano Determinação do número de eventos perigosos para uma estrutura adjacente devido a descargas atmosféricas Pode ser obtida a partir da Equação 136 Fle 1 Tabela 1323 Ftl 020 Tabela 1323 Seqra 0 não há estrutura adjacente Natea Ddat Flea Ftl 106 Como não há estrutura adjacente à fábrica o valor de Natea deve ser desconsiderado Determinação do número de eventos perigosos próximo à estrutura devido a descargas atmosféricas Pode ser obtida pela Equação 137 Natpe Ddat Seqpm500 106 3 1005398 106 30162ano Localização relativa à linha de energia elétrica Avaliação do número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas que atingem a linha de distribuição de energia elétrica De acordo com a Equação 139 o número de sobretensões de amplitude igual ou superior a 1 kV vale Nsle Ddat Seqle Fil Famb Ftl 106 3 102400 1 05 02 106 00307ano Fil 1 Tabela 1324 Famb 050 Tabela 1324 Ftl 020 Tabela 1324 Avaliação do número médio anual de descargas atmosféricas perigosas que atingem um ponto próximo à linha de distribuição de energia Logo o número de sobretensões de amplitude igual ou superior a 1 kVano de acordo com a Equação 1311 vale Nslep Ddat Seqlep Fil Famb Ftl 106 3 10240000 1 05 02 106 30720ano Número de eventos perigosos que atingem uma estrutura adjacente conectada à extremidade da linha de distribuição de energia De acordo com a Equação 136 temos Natea Ddat Seqra Flea Ftl 106 este valor deve ser desconsiderado pois não existe estrutura adjacente Localização relativa à linha de sinal Avaliação do número médio anual de eventos perigosos decorrentes de descargas atmosféricas na linha de sinal De acordo com a Equação 139 o número de sobretensões de amplitude igual ou superior a 1 kVano vale Pta 1 Tabela 1326 Pb 1 Tabela 1323 De acordo com a Equação 1321 temse Logo Ra vale Ra Nate Pa La 00841 1 0084 106 00071 106 Obs os valores de Ra bem como os demais valores que constarão da Tabela 1332 serão divididos pela constante 105 para melhor visualização desses valores Durante a análise de risco os valores da Tabela 1332 serão multiplicados pela mesma constante Riscos relativos à zona Z2 Dano D1 ferimentos a seres vivos devido a choque elétrico Cálculo de Ra Equação 1334 Ra Nate Pa La Nate 00841ano Tabela 1331 Pa Pta Pb 1 1 1 Pta 1 Tabela 1327 Pb 1 Tabela 1323 De acordo com a Equação 1321 temos Logo Ra vale Riscos relativos à zona Z3 Dano D1 ferimentos a seres vivos devido a choque elétrico Cálculo de Ra Equação 1334 Ra Nate Pa La Nate 00841ano Tabela 1331 Pa Pta Pb 1 1 1 Pta 1 Tabela 1328 Pb 1 Tabela 1323 De acordo com a Equação 1321 temse Logo Ra vale Cálculo de Ra Equação 1338 Ru Rule Ruls Para a linha de energia Rule vale Rule Nsle Natea Pu Lu Nsle 00307 Tabela 1331 Natea 0 De acordo com a Equação 1317 temos Pu Ptu Peb Pld Plba 1 1 1 1 1 Ptu 1 Tabela 1328 Peb 1 Tabela 1323 Pld 1 Tabela 1324 Fiba 1 Tabela 1324 De acordo com a Equação 1321 temos Logo Rule vale Rule Nsle Natea Pu Lu 00307 0 1 05856 104 01807 105 Para a linha de sinal Ruls vale Ruls Nsls Natea Pu Lu Nsls 0 Natea 0 Logo Ruls 0 Assim o valor de Ru vale Ru Rule Ruls 01807 0 01807 Dano D2 danos físicos Cálculo de Rb Equação 1335 Rb Nate Pb Lb Nate 00841ano Tabela 1331 Pb 1 Tabela 1323 De acordo com a Equação 1330 temos Logo Rb vale Cálculo de Rv Equação 1339 Rv Rvle Rvls Para a linha elétrica Rvle vale Rvle Nsle Natea Pv Lv Nsle 00307 Tabela 1331 Natea 0 Tabela 1331 De acordo com a Equação 1318 temse Pv Peb Plb Piba 1 1 1 Peb 1 Tabela 1323 Pld 1 Tabela 1324 Fiba 1 Tabela 1324 De acordo com a Equação 1322 temos Logo Rvle vale Para a linha de sinal Rvls vale Rvls Nsls Natea Pv Lv Nsls 0 Tabela 1331 Natea 0 Logo Rvls 0 Dessa forma o valor de Rv vale Rv Rvle Rvls 00897 0 00897 Riscos relativos à zona Z4 Dano D1 ferimentos a seres vivos devido a choque elétrico Cálculo de Ra Equação 1334 Ra Nate Pa La Nate 00841ano Tabela 1331 Pta 1 Tabela 1329 Pb 1 Tabela 1323 De acordo com a Equação 1321 temse Logo Ra vale Cálculo de Ru Equação 1338 Ru Rule Ruls Para a linha de energia Rule vale Rule Nsle Natea Pu Lu Nsle 00307 Tabela 1331 Natea 0 Tabela 1331 De acordo com a Equação 1317 temos Pu Ptu Peb Pld Fiba 1 1 1 1 1 Ptu 1 Tabela 1329 Peb 1 Tabela 1323 Pld 1 Tabela 1324 Fiba 1 Tabela 1324 De acordo com a Equação 1321 temos Logo Rule vale Para a linha de sinal Ruls vale Ruls Nsls Natea Pu Lu Nsls 0 Tabela 1331 Natea 0 Tabela 1331 Ruls Nsls Natea Pu Lu 0 0 Pu Lu 0 Logo Ru vale Ru Rule Ruls 000154 00 000154 Dano D2 danos físicos Cálculo de Rb Equação 1335 Rb Nate Pb Lb Nate 00841ano Tabela 1331 Pb 1 Tabela 1323 De acordo com a Equação 1322 Logo Rb vale Cálculo de Rv Equação 1339 Rv Rvle Rvls Para a linha elétrica Rvle vale Rvle Nsle Natea Pv Lv Nsle 00307 Tabela 1331 Natea 0 Tabela 1331 Rvle Rvle Rvls 00307 0 00307 De acordo com a Equação 1318 temse Pv Peb Plb Fiba 1 1 1 1 Peb 1 Tabela 1323 Pld 1 Tabela 1324 Fiba 1 Tabela 1324 De acordo com a Equação 1322 temos Logo Rvle vale Para a linha de sinal Rvls vale De acordo com a Equação 1339 temse Rvls Nsls Natea Pv Lv De acordo com a Equação 1318 temse a b c 135 Sistemas de proteção contra descargas atmosféricas SPDA São projetados com a finalidade de interceptar as descargas atmosféricas que atingem diretamente a parte superior da estrutura ou suas laterais permitindo que a corrente elétrica decorrente flua para a terra sem ocasionar transitórios perigosos à vida e ao patrimônio centelhamento e efeitos térmicos e mecânicos danosos à estrutura Os SPDA podem ser projetados e construídos utilizando materiais condutores naturais isto é partes integrantes da estrutura que não podem ser alteradas como armaduras de pilares e fundação ou materiais condutores não naturais isto é aqueles que não integram a estrutura como cabos de cobre alumínio aço aço cobreado etc e que foram ali instalados com a finalidade única de proteger a estrutura contra descargas atmosféricas Os sistemas de proteção contra descargas atmosféricas de forma geral são constituídos de três subsistemas bem definidos porém intimamente interligados Subsistemas de captação São os elementos condutores normalmente expostos localizados na parte mais elevada da edificação e responsáveis pelo contato direto com as descargas atmosféricas Os captores podem ser classificados segundo sua natureza construtiva Captores naturais São constituídos de elementos condutores expostos normalmente partes integrantes da edificação que se quer proteger As coberturas metálicas das estruturas mastros ou quaisquer elementos condutores integrados à edificação expostos acima das coberturas como tubos e tanques metálicos etc são exemplos de captores naturais Captores não naturais São constituídos de elementos condutores expostos normalmente instalados sobre a cobertura e a lateral das edificações cuja finalidade é estabelecer o contato direto com as descargas atmosféricas São exemplos de captores não naturais os condutores de cobre nus expostos em forma de malha e os captores de haste Subsistemas de descida São elementos condutores expostos ou não que permitem a continuidade elétrica entre os captores e o subsistema de aterramento Os subsistemas de descida podem ser classificados segundo sua natureza construtiva Subsistemas de descida naturais São elementos condutores normalmente partes integrantes da edificação que por sua natureza condutiva permitem escoar para o subsistema de aterramento as correntes elétricas resultantes das descargas atmosféricas São exemplos de subsistemas de descida naturais os postes metálicos as torres metálicas de comunicação rádio e TV as armaduras de aço interligadas dos pilares das estruturas devidamente in terligadas para permitir a equipotencialização além de outros meios compatíveis Subsistemas de descida não naturais São constituídos de elementos condutores expostos ou não dedicados exclusivamente à condução ao subsistema de aterramento da edificação das correntes elétricas dos raios que atingem os captores São exemplos de subsistemas de descida não naturais os condutores de cobre nus instalados sobre as laterais das edificações ou nelas embutidos barras de ferro de construção ou similar instaladas no interior dos pilares das edificações para uso exclusivo do sistema de proteção contra descargas atmosféricas etc Subsistemas de aterramento São constituídos de elementos condutores enterrados ou embutidos nas fundações das edificações e responsáveis pela dispersão das correntes elétricas no solo Os subsistemas de aterramento podem ser classificados segundo sua natureza construtiva Subsistemas de aterramento naturais As armações de aço interligadas das estruturas de concreto armado dos pilares das edificações podem ser utilizadas como condutores de descida desde que pelo menos 50 dos cruzamentos das barras verticais com as horizontais sejam firmemente amarradas com arame torcido e as barras verticais sejam soldadas ou sobrepostas por no mínimo 20 vezes seu diâmetro e firmemente amarradas com arame torcido devendo haver continuidade elétrica comprovada Neste caso não há necessidade da utilização de anéis condutores intermediários As tubulações contendo misturas inflamáveis ou explosivas podem ser utilizadas como condutores de descida naturais desde que as gaxetas de acoplamento dos flanges sejam metálicas apropriadamente conectadas se comprove a continuidade elétrica da mesma e as posturas locais permitam seu uso como tal Podem ser embutidos em cada pilar da estrutura da edificação condutores de descida específicos cabo de aço galvanizado barra chata ou redonda de aço instalados paralelamente às barras redondas estruturais dos pilares com continuidade elétrica assegurada por solda ou por conexão mecânica do tipo aparafusado ou à compressão O condutor de descida deve fazer contato direto com a armadura da base de concreto através de uma conexão que assegure a continuidade do sistema de descarga atmosférica Podese utilizar também a armação de aço embutida em concreto armado préfabricado desde que se assegure a continuidade da conexão e a resistência elétrica medida no valor inferior a 1Ω Não pode ser utilizada como condutor de descida armação de aço de concreto protendido a não ser que sejam atendidas algumas condições normativas e haja concordância do construtor Podem ser utilizadas chapas de alumínio algumas vezes empregadas na cobertura das laterais de galpões industriais desde que sua espessura atenda a Tabela 1334 13513 Subsistema de aterramento natural É constituído de elementos metálicos instalados vertical ou horizontalmente e responsáveis pela dispersão da corrente elétrica de descarga atmosférica no solo Podem ser utilizadas como eletrodos de aterramento naturais as armações de aço das fundações O dimensionamento e a instalação dos eletrodos constituídos pelas armaduras de aço embutidas nas fundações das estruturas devem atender às seguintes prescrições As armações de aço embutidas nas fundações das estruturas de concreto armado podem ser utilizadas como eletrodo de aterramento desde que sejam amarradas com arame torcido em cerca de 50 de seus cruzamentos ou simplesmente soldadas e se assegure a continuidade elétrica As barras horizontais das armações de aço das fundações utilizadas como condutor de aterramento devem ser soldadas ou sobrepostas por no mínimo 20 vezes seu diâmetro e firmemente amarradas com arame torcido e apresentem comprovada continuidade elétrica Estruturas metálicas subterrâneas contidas na área da edificação podem ser utilizadas como condutor de aterramento desde que apresentem continuidade elétrica As armaduras de aço das fundações devem ser interligadas com as armaduras de aço dos pilares da estrutura utilizadas como condutores de descida naturais devendose assegurar continuidade elétrica entre as referidas armaduras A camada de concreto que envolve os eletrodos anteriormente referidos deve ter no mínimo 5 cm de espessura 1352 Estruturas protegidas por elementos não naturais Podem ser assim denominadas as estruturas que utilizam como proteção contra descargas atmosféricas elementos condutores específicos na função de captação dos raios descida das correntes de descarga e aterramento para a dissipação dessas correntes Os materiais utilizados nas estruturas protegidas por elementos não naturais devem satisfazer às seguintes condições Suportar os efeitos térmicos e eletrodinâmicos resultantes das correntes de descarga atmosféricas Devem ser condutores de cobre alumínio aço cobreado IACS 30 aço galvanizado a quente e aço inoxidável 13521 Subsistema de captação não natural O subsistema de captação não natural é constituído dos seguintes elementos metálicos Captores de haste Figura 139 Os captores de haste são elementos metálicos especialmente construídos para receber o impacto das descargas atmosféricas São normalmente instalados na parte superior das edificações nos projetos de SPDA que utilizam o método do ângulo de proteção ou de Franklin A Figura 139 mostra dois captores de haste simples empregados muito frequentemente na proteção contra de descargas atmosféricas de subestações ao tempo Já os captores do tipo Franklin são constituídos em geral de quatro elementos em forma de ponta conforme mostrado na Figura 1310 Captor de haste de ponta O captor de haste necessita de um suporte metálico ou não denominado mastro ao qual é fixado na extremidade superior O suporte metálico pode ser constituído de um tubo de cobre de comprimento entre 3 e 5 m e 55 mm de diâmetro Deve ser fixado firmemente a uma base metálica plana fixada no topo da estrutura a proteger Além de suportar o captor neste caso a função do mastro é servir de condutor metálico Também poderá ser utilizada como suporte uma haste vertical não metálica Neste caso devese conectar a parte superior do subsistema de descida diretamente ao captor Minicaptores de haste São elementos metálicos em forma de haste de pequeno comprimento entre 20 e 30 cm conectados às malhas captoras instaladas na parte superior das edificações dimensionados nos projetos de SPDA Essas hastes são utilizadas para evitar que o centelhamento devido ao impacto das descargas atmosféricas sobre o sistema de condutores horizontais produza danos no material de cobertura da edificação a ser protegida Subsistema de captação de condutores em malha É constituído de cabos condutores de cobre nus alumínio aço cobreado IACS 30 aço galvanizado a quente e aço inoxidável conectados em forma de malha e instalados na parte superior das edificações A seção dos condutores horizontais que formam a malha captora é dada na Tabela 1333 Se a cobertura da edificação for constituída de material não combustível os condutores de captação podem ser fixados diretamente na estrutura da cobertura Entretanto no caso de a cobertura ser constituída de material combustível devemse fixar os condutores a uma distância de 15 cm acima da cobertura Se forem utilizados captores de condutores de cobre encordoados a seção mínima deverá ser de 35 mm² de acordo com a Tabela 1333 Figura 1310 Tabela 1335 Captor do tipo Franklin Quando o subsistema captor for constituído de chapas metálicas sua espessura não poderá ser inferior aos valores indicados na Tabela 1334 Quando o subsistema captor é constituído de uma ou mais hastes fixadas em mastros separados não metálicos sem conexão com a armadura da cobertura SPDA isolado devese utilizar um condutor de descida para cada haste Se o mastro é metálico e está interligado à armadura da edificação não há necessidade de se utilizar condutor de descida Espaçamentos típicos entre os condutores de descida e entre os anéis condutores de acordo com a classe do SPDA NBR 541932015 Classe do SPDA Espaçamento em m I 10 II 15 III 15 IV 20 13522 Subsistema de descida não natural O sistema de descida não natural é constituído de condutores de cobre nus alumínio aço cobreado IACS 30 aço galvanizado a quente e aço inoxidável cujas seções são dadas na Tabela 1333 Deve atender às seguintes condições Se forem utilizados condutores de cobre encordoados a seção mínima deverá ser de 35 mm² de acordo com a Tabela 1333 Os condutores de descida não naturais devem ser distribuídos ao longo do perímetro do volume a proteger obedecendo aos afastamentos máximos previstos na Tabela 1335 devendose adotar no mínimo dois condutores de descida Os condutores de descida devem ser instalados a uma distância mínima de 50 cm de portas janelas e outras aberturas Figura 1311 Elementos de um SPDA em estruturas que utilizam materiais não combustíveis Os condutores de descida podem ser instalados na superfície para SPDA não isolado conforme a Figura 1311 ou no interior de parede se não for constituída de material inflamável e a elevação de temperatura decorrente da passagem da corrente elétrica não resultar em risco para o material da referida parede Os suportes metálicos dos condutores de descida do SPDA isolado não devem estar em contato com a parede de material inflamável cuja elevação de temperatura decorrente da passagem da corrente elétrica resultar em risco para o material da referida parede devendose utilizar um suporte metálico para manter uma distância de 10 cm entre o condutor de descida e o volume a proteger conforme mostrado na Figura 1312 Sempre que possível devese instalar um condutor de descida em cada canto saliente da estrutura excluso da quantidade de descidas determinada pelas distâncias indicadas na Tabela 1335 Recomendase que os usuários das edificações evitem utilizar equipamentos de tecnologia da informação próximos aos condutores de descida Os condutores de descida não devem ser instalados em princípio no interior de calhas ou tubos de águas pluviais a fim de evitar corrosão mesmo que o condutor seja isolado Os condutores de descida externos devem ser protegidos contra danos mecânicos até no mínimo 25 m acima do nível do solo conforme as Figuras 1311 e 1312 A proteção deve ser feita por eletroduto rígido de PVC ou eletroduto rígido metálico Quando a proteção mecânica for metálica o condutor de descida deve ser conectado em ambas as extremidades do eletroduto Os condutores de descida devem ser retilíneos e verticais de modo a tornar o trajeto o mais curto possível Os condutores de descida de preferência não devem conter emendas Quando necessárias deve ser utilizada solda exotérmica ou elétrica Para se obter uma melhor uniformidade na distribuição das correntes de descarga atmosférica devemse interligar horizontalmente os diversos condutores de descida a intervalos de 10 a 20 m de altura e ao nível do solo de acordo com os espaçamentos dados na Tabela 1335 Se forem adotados captores de haste fixados em mastros separados não metálicos e não interligados às armaduras para cada condutor de descida deve ser conectado no mínimo um eletrodo de aterramento distinto radial ou vertical devendose utilizar no mínimo dois eletrodos Figura 1312 No caso de captores de SPDA isolado constituídos de condutores suspensos deve ser utilizado um condutor de descida para cada suporte Para o caso de captores de SPDA isolado constituindo uma rede de condutores deve ser utilizado no mínimo um condutor de descida em cada suporte de terminação dos condutores Elementos de um SPDA em estruturas que utilizam materiais combustíveis nas paredes O número dos condutores de descida não pode ser inferior a dois quando o SPDA não for isolado cujas distâncias entre os condutores estão indicadas na Tabela 1335 devendose sempre buscar um espaçamento o mais uniforme possível Existe baixa probabilidade de ocorrerem descargas atmosféricas nas laterais de estruturas com altura inferior a 60 m Nas estruturas com altura superior a 60 m apesar de o risco de impacto lateral das descargas atmosféricas ainda ser baixo e de efeitos muito inferiores aos impactos diretos na parte superior da estrutura devemse tomar precauções quando há saliências nas paredes externas como por exemplo antenas para captação de sinal de satélite pois estas podem ser danificadas mesmo com baixos valores de pico de corrente de impacto Quando há necessidade de se utilizarem captores externos laterais devese optar por condutores de descida em cobre aço etc localizados nas arestas verticais das estruturas desde que não existam condutores metálicos naturais externos como parte integrante da arquitetura da edificação A fixação dos condutores de descida deve obedecer às seguintes distâncias máximas Condutores flexíveis cabos e cordoalhas posicionados horizontalmente igual ou inferior a 10 m Condutores flexíveis cabos e cordoalhas posicionados verticalmente igual ou inferior a 15 m Condutores rígidos fitas e barras posicionados horizontalmente igual ou inferior a 10 m Condutores rígidos fitas e barras posicionados verticalmente igual ou inferior a 15 m 13523 Subsistema de aterramento não natural O subsistema de aterramento não natural é constituído pelos seguintes elementos metálicos Eletrodos verticais hastes de aterramento que são elementos metálicos especialmente fabricados para utilização em aterramento de sistemas elétricos incluindose os SPDA Os aspectos construtivos das hastes de aterramento foram estudados no Capítulo 11 deste livro Tabela 1336 Os eletrodos horizontais devem ser constituídos de condutores metálicos cuja seção é dada na Tabela 1336 Para condutores de cobre a seção mínima do cabo é de 50 mm² Os eletrodos de aterramento não naturais devem ser instalados a uma distância aproximada de 10 m das paredes externas e enterrados no mínimo a 50 cm de profundidade O condutor de aterramento deve ser formado por um anel em torno da estrutura tendo pelo menos 80 de contato com o solo Os eletrodos verticais devem ser distribuídos uniformemente no perímetro da estrutura O raio médio da área Rma abrangido pelos condutores de aterramento em anel não pode ser inferior a L1 cujos valores estão contidos no gráfico da Figura 1313 Também podem ser calculados pela Equação 1342 para SPDA da classe I e pela Equação 1343 para SPDA da classe II ρ resistividade do solo em Ω m Os subsistemas de aterramento naturais e não naturais devem atender às seguintes prescrições gerais O subsistema de aterramento deve ser único para os sistemas de proteção contra descargas atmosféricas sistema de potência e sistema de tecnologia da informação Para assegurar a dispersão das correntes elétricas devido às descargas atmosféricas sem causar sobretensões que possam trazer perigo às pessoas e danos materiais é mais importante o arranjo e as dimensões da malha de aterramento do que o valor de sua resistência considerada Devese perseguir uma resistência de aterramento igual ou inferior a 10 Ω com a finalidade de reduzir o processo de centelhamento entre elementos da estrutura a ser protegida e diminuir os valores dos potenciais elétricos produzidos no solo Quando em uma mesma área existirem dois ou mais subsistemas de aterramento devemse interligar todos eles por meio de uma ligação equipotencial realizada pela fita trançada de cobre ou mais comumente cabo de cobre De preferência os condutores não devem conter emendas Quando necessário deve ser utilizada solda exotérmica Se se utilizarem conexões mecânicas de pressão as mesmas devem estar contidas no interior de caixas de inspeção 1353 Ligações equipotenciais Para evitar riscos de choques elétricos incêndios e explosão no interior da estrutura a ser protegida devemse equalizar os potenciais elétricos interligando todos os elementos condutivos existentes na estrutura e no seu interior O SPDA deve ser conectado com os demais sistemas de aterramento ou seja com as massas do sistema elétrico com a armadura metálica das estruturas com as instalações metálicas e com as massas dos equipamentos de tecnologia da informação devendo obedecer às seguintes prescrições básicas A equipotencialização dos SPDA externos isolados deve ser realizada ao nível do solo A equipotencialização dos SPDA externos não isolados deve ser realizada na base da estrutura ao nível do solo Os condutores de ligação equipotencial devem ser conectados a uma barra de ligação equipotencial instalada no subsolo ou próxima ao nível do solo ou ainda próximo ao Quadro Geral de BT de forma a proporcionar fácil acesso Os condutores de equipotencialização devem ser retilíneos e de menor comprimento possível Em grandes estruturas deve ser instalada mais de uma barra de ligação equipotencial devidamente interligada A cada intervalo não superior a 20 m deve existir uma ligação equipotencial BEL para estruturas com mais de 20 m de altura As barras de ligação equipotencial local BEL barramento de equipotencialização local devem ser conectadas ao anel horizontal que interligam os condutores de descida O barramento de equipotencialização principal BEP barramento de equipotencialização deve ser ligado ao subsistema de aterramento Dimensões mínimas dos eletrodos de aterramento reprodução parcial da NBR 541932015 Tabela 1337 Tabela 1338 Todos os condutores não vivos dos sistemas elétricos e equipamentos de tecnologia da informação devem ser direta ou indiretamente conectados à ligação equipotencial As luvas isolantes inseridas nas canalizações de gás ou de água devem ser curtocircuitadas As seções mínimas dos condutores utilizados na equalização dos potenciais podem ser conhecidas na Tabela 1337 para condutores que interligam diferentes barramentos BEP e BEL e na Tabela 1338 para condutores de ligação equipotencial que conectam diferentes instalações metálicas internas aos barramentos BEP e BEL A seção do condutor em aço inoxidável como condutor equipotencial deve ser igual à do aço galvanizado a fogo Em uma mesma edificação devese projetar um só sistema de aterramento no qual por meio de ligações equipotenciais se conectariam todas as partes da instalação que obrigatoriamente devessem ser conectados à terra A Figura 1314 mostra a forma pela qual são interconectadas todas as partes não condutivas da instalação tais como tubulação metálica de água condutor de aterramento armações metálicas diversas como bandejas prateleira painéis etc A conexão da tubulação metálica de gás com o sistema de aterramento deve ser definida pelas normas da concessionária de gás local Seção mínima dos condutores para ligação equipotencial que interligam diferentes barramentos BEP e BEL ou que ligam barras ao sistema de aterramento classes do SPDA de I a IV NBR 541932015 Modo de instalação Material Seção emmm2 Não enterrado Cobre 16 Alumínio 25 Aço galvanizado a fogo 50 Enterrado Cobre 50 Aço galvanizado a fogo 80 Seção mínima dos condutores para ligação equipotencial que conectam diferentes instalações metálicas internas aos barramentos BEP e BEL classes do SPDA de I a IV NBR 541932015 Material Seção em mm2 Cobre 6 Alumínio 10 Aço galvanizado a fogo 16 As interligações equipotenciais podem ser realizadas pelos seguintes meios Direto utilizar condutores de ligação não naturais em que a continuidade elétrica não pode ser garantida pelas ligações naturais Indireto utilizar dispositivos de proteção contra surtos DPS quando não for possível executar a ligação direta por meio de condutores não naturais ou utilizar centelhadores quando a ligação direta não for permitida Quando não for possível ou aceitável uma ligação direta de equipotencialização devese utilizar um DPS que apresente as seguintes características técnicas Figura 1314 Tabela 1339 Ligações equipotenciais ao barramento de equipotencialização principal BEP A corrente de impulso deve ser igual ou superior à corrente de descarga atmosférica que flui do SPDA externo para os elementos metálicos interligados A tensão de impulso disruptiva nominal deve ser inferior ao nível de impulso suportável entre as partes Os condutores vivos dos sistemas internos que não sejam blindados nem estejam instalados no interior de eletrodutos devem possuir equipotencialização ao BEP por meio de um DPS Os condutores vivos devem ser ligados ao BEP ou BEL somente pelo DPS Os condutores PE e PEN de um sistema TN devem ser conectados diretamente ao BEP ou ao BEL A união dos segmentos das tubulações metálicas de água gás ar comprimido e óleo que contenham anéis isolantes intercalados deve ser interligada por condutores ou DPS dedicados a essa utilização 1354 Proximidades do SPDA com outras estruturas Se um SPDA qualquer está adjacente a uma estrutura constituída de massas condutores de um sistema elétrico e instalações metálicas entre as quais o SPDA e não for possível estabelecer uma ligação equipotencial para evitar um centelhamento perigoso devese assegurar uma distância de segurança igual ou superior ao valor dado pela Equação 1344 Ki depende do nível de proteção admitido e seu valor é dado na Tabela 1339 Lcd comprimento ao longo do subsistema de captação ou do subsistema de descida desde o ponto onde a distância de segurança deve ser considerada até a equipotencialização mais próxima em m Km depende do material de construção e seu valor é encontrado na Tabela 1339 Valores de Ki e Km NBR 541932015 Nível de proteção do SPDA Ki Material Km I 0080 Ar 100 II 0060 Sólido 050 III 0040 IV 0040 Kc 1 para um condutor de descida SPDA externo isolado Kc 066 para duas descidas SPDA externo isolado Kc 044 para três ou mais descidas SPDA externo isolado O valor de Kc pode ser determinado pela Equação 1345 se o sistema captor for constituído de malha e possuir um número de descidas igual ou superior a quatro conectadas por condutores horizontais em anel Os valores de H e C podem ser identificados por meio da Figura 1315 sendo N o número de condutores de descida Exemplo de aplicação 132 Determinar a distância de segurança do galpão industrial ilustrado na Figura 1315 sabendose que H 10 m e C 12 m O subsistema captor é constituído de malha de cabo de cobre e existem 12 condutores de descida O comprimento ao longo do subsistema de descida desde o ponto onde a distância de segurança deve ser considerada até a equipotencialização mais próxima vale 56 m O SPDA deve ser da classe I Logo a distância de segurança vale Figura 1315 Sistema captor em malha 1355 Aterramento de tanques e tubulações metálicas para uso de produtos inflamáveis Os tanques e tubulações metálicas que armazenam e transportam respectivamente produtos inflamáveis devem atender aos seguintes requisitos quanto ao aterramento Os tanques metálicos de armazenamento de líquidos que podem produzir vapor inflamável por exemplo tanque de armazenamento de gasolina ou de armazenamento de gases são normalmente autoprotegidos desde que a espessura da chapa em aço seja igual ou superior a 5 mm e se em alumínio a espessura da chapa seja igual ou superior a 7 mm Tanques metálicos de armazenamento de líquidos nas condições anteriores em contato direto com o solo ao qual estão conectadas as linhas de tubulação metálica não necessitam de subsistema de captação Tanques ou contêineres individuais metálicos devem ser conectados a eletrodos de aterramento nas seguintes condições Tanques com dimensões horizontais ou diâmetros de até 20 m devem ser ligados no mínimo a dois eletrodos de aterramento equidistantes ao longo do perímetro Em tanques com dimensões superiores a 20 m devem ser utilizadas duas interligações à terra adicionandose a cada 10 m de perímetro mais uma interligação complementar à terra Linhas de tubulações metálicas externas ao processo industrial devem ser ligadas a eletrodos de aterramento verticais ou horizontais a cada 30 m ou ligados ao nível do solo a elementos já aterrados Os tanques agrupados em pátios tal como ocorre na área de armazenamento de combustível de usinas termelétricas que utilizam óleo diesel ou óleo combustível devem ter cada tanque aterrado pelo menos em um ponto e interligado entre si formando um sistema equalizado As estações de bombeamento e suas correspondentes tubulações metálicas longas destinadas ao transporte de líquidos inflamáveis devem ser interligadas por condutores de seção igual ou superior a 50 mm² incluindose as respectivas blindagens metálicas Peças metálicas isoladas que são partes de tubulações longas que transportam líquidos inflamáveis devem ser interligadas a fim de evitar centelhamento 136 Métodos de proteção contra descargas atmosféricas Tabela 1340 Existem três métodos de proteção contra descargas atmosféricas definidos pela NBR 541932015 i método do ângulo de proteção ii método das malhas e iii método da esfera rolante O gráfico da Figura 1316 mostra os valores do ângulo de proteção em função da altura da estrutura e da classe do SPDA enquanto a Tabela 1340 indica o tamanho da malha captora e o raio da esfera rolante em função da classe do SPDA 1361 Método do ângulo de proteção Também conhecido como Método de Franklin consiste em se determinar o volume de proteção propiciado por um cone cujo ângulo da geratriz com a vertical varia segundo o nível de proteção desejado e para determinada altura da construção Hc De acordo com a Figura 1317 o ângulo máximo de proteção é uma função da altura do captor para diferentes classes de SPDA Utilizando a propriedade das pontas metálicas de propiciar o escoamento das cargas elétricas para a atmosfera chamado poder das pontas Franklin concebeu e instalou um dispositivo que desempenha esta função denominado para raios Fica claro que as descargas elétricas dentro de determinada zona são mais facilmente escoadas pelo para raios do que por uma estrutura de concreto por exemplo A Figura 1318 mostra o princípio fundamental da atuação de um pararaios As cargas elétricas em vez de irromperem de um ponto qualquer do solo são conduzidas até as pontas do pararaios captor por meio de um cabo de boa condutividade elétrica permitindo que as correntes decorrentes sejam conduzidas à terra e propiciando assim a proteção da construção dentro de determinado raio de atuação 13611 Volume de proteção formado por hastes O pararaios deve oferecer uma proteção dada por um cone cujo vértice corresponde à extremidade superior do captor e cuja geratriz faz um ângulo de α com a vertical propiciando um raio de base do cone de valor dado pela Equação 1346 conforme se observa na Figura 1319 Rp raio da base do cone de proteção em m Hc altura da extremidade do captor em relação à base em m α ângulo de proteção com a vertical conforme mostra a Figura 1319 Devese estabelecer uma proteção de borda da parte superior da edificação através de um condutor compondo a malha de interligação dos captores Um único mastro pode oferecer dois volumes de proteção para dois planos de referência e consequentemente dois ângulos também diferentes Este é o caso do exemplo da Figura 1320 em que o mastro forma dois cones de proteção O cone de proteção dado pelo ângulo α1 e altura H1 do mastro tem como referência o plano formado pela área superior da estrutura enquanto o ângulo α2 e altura H2 He H1 tem como referência o plano do solo 13612 Número de condutores de descida Deve ser função do nível de proteção desejado e do afastamento entre os condutores de descida de acordo com a Tabela 1335 Valores máximos do ângulo de proteção a de dimensão da malha de terra e do raio da esfera rolante NBR 541932015 Classe do SPDA Métodos de proteção Ângulo de proteção α Máximo afastamento dos condutores da malha Raio da esfera rolante 1 2 3 Figura 1316 I Ver Figura 1317 5 5 20 II 10 10 30 III 15 15 45 IV 20 20 60 Ângulo de proteção correspondente à classe do SPDA Ncd número dos condutores de descida Pco perímetro da construção em m Dcd espaçamento entre os condutores de descida dado na Tabela 1335 Os condutores de descida devem ser distribuídos ao longo de todo o perímetro da construção podendose admitir um espaçamento dos condutores 20 maior do que o registrado na Tabela 1335 não se admitindo entretanto um número de descidas inferior a dois A Figura 1324 mostra esquematicamente os condutores de descida de uma construção fabril relativa ao Exemplo da aplicação 133 Figura 1317 Figura 1318 Volume de proteção provido pelo mastro do pararaios Ilustração da concentração de cargas elétricas no captor 13613 Seção do condutor De preferência devem ser utilizados condutores de cobre nus principalmente em zonas industriais de elevada poluição ou próximas à orla marítima A seção mínima dos condutores é dada em função do tipo do material e da altura da edificação conforme a Tabela 1333 Figura 1319 Figura 1320 Ângulo de proteção do pararaios 13614 Resistência da malha de terra A resistência da malha de terra não deve ser superior a 10 Ω em qualquer época do ano 13615 Volume de proteção formado por cabos suspensos O método do ângulo de proteção também pode ser aplicado utilizandose um cabo condutor fixado em duas ou mais estruturas com altura elevada mastros torres metálicas ou não em conformidade com a Figura 1321 Podese observar que a proteção é delimitada por um volume prismático irregular que forma um ângulo máximo nas extremidades e ângulo inferior no ponto de flecha máxima do cabo condutor em suspensão Ressaltase que para qualquer objeto estar protegido seu volume deve ficar contido no interior do volume prismático irregular Isto é importante na proteção de subestações de médio e grande porte normalmente projetadas nas tensões iguais ou superiores a 69 kV em que os equipamentos apresentam grandes volumes e alturas Volume de proteção provido pelo mastro do pararaios para duas alturas d Figura 1323 Na parte frontal e dos fundos da estrutura Nas partes laterais da estrutura Para se adequar à dimensão frontal da estrutura e atender ao afastamento de 1 m entre o cabo que circunda a estrutura e sua base adotaremos a distância entre as hastes de terra com os seguintes valores 145 15 15 15 145 74 m Seção do condutor de descida A seção mínima do condutor deve ser de Scd 35 mm2 em cabo de cobre segundo a Tabela 1333 Vista superior da edificação da Figura 1324 a b Também conhecido como Método de Faraday consiste em envolver a parte superior da construção com uma malha captora de condutores elétricos nus cuja distância entre eles é função do nível de proteção desejado dado pela Tabela 1340 que estabelece as dimensões do módulo da malha de proteção Amc área mínima do módulo da malha captora em m² de acordo com a Tabela 1340 coluna 2 Armc área do módulo da malha captora obtida a partir da área de cobertura da edificação em m² O método das malhas ao contrário do método do ângulo de proteção é indicado na prática para edificações com uma grande área horizontal nas quais seria necessária uma grande quantidade de captores do tipo haste tornando o projeto muito oneroso O método das malhas é fundamentado na teoria pela qual o campo eletromagnético é nulo no interior de uma estrutura metálica ou envolvida por uma superfície metálica ou por uma malha metálica quando são percorridas por uma corrente elétrica de qualquer intensidade A maior proteção que se pode obter utilizando o método das malhas é construir uma estrutura e envolvêla completamente com uma superfície metálica o que obviamente não é uma solução aplicável Para se fazer uso do método das malhas é necessário conhecer as seguintes prescrições O método das malhas é indicado para telhados horizontais planos sem curvaturas Pode também ser utilizado nas superfícies laterais planas da estrutura como captor para descargas laterais A malha captora deve ser instalada na parte superior da estrutura e nas saliências porventura existentes A malha captora deve envolver a cumeeira dos telhados se o declive do mesmo for superior a 110 A abertura da malha é função do nível de proteção calculado para uma particular estrutura conforme a Tabela 1340 Quanto menor for a abertura da malha protetora maior será a proteção oferecida à estrutura Recomendase a instalação de minicaptores verticais com comprimento 20 a 30 cm ao longo dos condutores que compõem a malha protetora Isso evita que o centelhamento devido ao impacto da descarga atmosférica danifique o material da cobertura O número de descidas pode ser determinado pela Tabela 1335 Quando existir qualquer estrutura na cobertura que se projete a mais de 30 cm do plano da malha captora e constituída de materiais não condutores tais como chaminés sistema de exaustão de ar etc esta deve ser protegida por um dispositivo de captação conectado à malha captora Quando existir uma estrutura metálica que não possa assumir a função de captor deve estar contida no volume de proteção da malha captora Exemplo de aplicação 134 Considerar a estrutura da Figura 1325 e dimensionar um sistema de proteção contra descargas atmosféricas com base no método das malhas considerando um nível de proteção II A Figura 1326 mostra a área superior da estrutura da Figura 1325 Dimensões da malha captora Construção com nível de proteção II De acordo com a Tabela 1340 as dimensões máximas do módulo da malha captora de proteção são de 10 10 m A área da construção vale Scond 40 72 2880 m Número de condutores da malha captora Na direção da maior dimensão da construção o número de condutores da malha captora vale c Na direção da menor dimensão da construção o número de condutores da malha captora vale Logo o arranjo da malha captora foi concebido de acordo com a Figura 1325 em que os afastamentos dos condutores das diversas malhas são inferiores a 10 10 m Amc 10 10 100 m2 Armc 9 10 90 m2 veja malha captora na Figura 1325 Armc Amc condição satisfeita Número de condutores de descida Da Tabela 1335 temos Dcd 15 m Tabela 1335 nível de proteção II O comprimento do perímetro da construção vale Figura 1325 d e Figura 1326 Estrutura envolvida pelo SPDA Seção dos condutores da malha captora e de descida Sc 35 mm2 condutor de cobre conforme a Tabela 1333 A Figura 1325 mostra o SPDA envolvendo a estrutura através da malha captora e dos condutores de descida A vista superior da malha é dada na Figura 1326 Seção do condutor equipotencial ou condutor de aterramento A seção do condutor equipotencial deve ser de 50 mm² de cobre nu encordoado de acordo com a Tabela 1336 Malha captora 1363 Método da esfera rolante Também conhecido como método eletrogeométrico se baseia na delimitação do volume de proteção dos captores de um Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas podendo ser utilizados hastes cabos ou mesmo uma combinação de ambos É empregado com muita eficiência em estruturas de formas arquitetônicas complexas Em função dessa característica o método da esfera rolante tem bastante aplicação em subestação de potência de instalação exterior Com base na conceituação da formação de uma descarga atmosférica vista na Seção 132 o método da esfera rolante se fundamenta na premissa de uma esfera de raio Re com o centro localizado na extremidade do líder antes de seu último salto conforme visto na Figura 1327 Os pontos da superfície da referida esfera são o lugar geométrico que deve ser atingido por uma descarga atmosférica Ao rolar a esfera fictícia sobre o solo e sobre o sistema de proteção delimitase a região em que ela não toca formando assim a zona protegida Ou melhor a zona protegida pode ser definida como a região em que a esfera rolante não consegue tocar exceto nos captores Figura 1327 Figura 1328 A aplicação do método da esfera rolante envolve dois diferentes casos Determinação da distância do raio da esfera do modelo eletrogeométrico 13631 Volume de proteção de um captor vertical quando a altura do captor Hc é inferior a Re Tomandose o raio da esfera rolante Re traçamse uma reta horizontal paralela ao plano do solo e um segmento de círculo com o centro no topo do captor Com o centro no ponto de interseção P e o raio Re traçase um segmento de círculo que tangencie o topo do captor e o plano do solo conforme pode ser observado na Figura 1328 O volume formado pela rotação da área hachurada em torno do captor representa o volume de proteção oferecido pelo SPDA 13632 Volume de proteção de um captor vertical quando a altura Hc é superior a Re Com base no mesmo procedimento anterior podese determinar o volume de proteção conforme a Figura 1329 Devese observar que a estrutura excedente ao volume de proteção pode ser atingida por descargas atmosféricas laterais Volume de proteção para H Re À medida que a altura da haste captora aumenta a partir do valor Hc Re verificase que o SPDA perde eficiência isto é o volume de proteção não cresce com o aumento do comprimento da haste captora O modelo da esfera rolante é aplicado com sucesso em edificações de geometria muito irregular tanto na parte superior como na parte perimétrica Já em estruturas simples como por exemplo a estrutura da Figura 1330 e edificações Figura 1331Aplicação do método da esfera rolante numa superfície irregular 1364 Proteção de subestações de energia elétrica As subestações podem ser protegidas utilizandose quaisquer dos três métodos anteriormente estudados A seleção do método de proteção de SPDA da subestação depende da forma como a mesma está instalada 13641 Subestações abrigadas São aquelas instaladas no interior de uma edificação construída geralmente com paredes de alvenaria pilares e lajes de concreto armado Esse tipo de subestação foi amplamente estudado no Capítulo 12 Tratandose de uma subestação de energia elétrica normalmente o risco tende a levar a classe do SPDA para o nível de proteção I ou II a depender da importância que se dê na análise de risco R1 O mais comum é utilizar o método das malhas devido ao baixo custo que representa esse tipo de construção pois a superfície superior da edificação é plana e com baixa inclinação Os procedimentos de cálculo são os mesmos adotados para a determinação do volume de proteção de edificações conforme a Seção 1362 13642 Subestações exteriores São aquelas em que parte ou todos os seus equipamentos elétricos são instalados ao tempo O método de proteção contra descargas atmosféricas a ser utilizado depende das dimensões da subestação e do arranjo dos barramentos Para subestações de 69 kV por exemplo com arranjo de barra dupla com disjuntor de transferência e barramentos superpostos o método do ângulo de proteção normalmente é adotado por sua simplicidade e custo Para subestações de 69 kV e acima em que o arranjo é de barra principal e disjuntor de transferência ou de barra dupla com disjuntor a quatro chaves e os barramentos dispostos no mesmo nível e fisicamente paralelos devese aplicar o método da esfera rolante utilizandose cabosguarda já que o método do ângulo de proteção poderia requerer mastros de grandes dimensões Para subestações de 138 kV e acima devese empregar exclusivamente o método da esfera rolante utilizandose cabos guarda e hastes captoras para proteção da parte superior das estruturas de concreto armado Figura 1332 Raio de proteção de uma estrutura de subestação de instalação exterior Exemplo de aplicação 137 Dimensionar um sistema SPDA para uma subestação de alta tensão como mostra a Figura 1333 utilizando o método da esfera rolante Sabese que para a subestação de alta tensão o SPDA deve ser de classe I Determinação do raio da esfera rolante Figura 1333Sistema de captação de uma subestação de alta tensão pelo método da esfera girante Com base na Tabela 1340 observase que para o nível de proteção I o raio da esfera rolante é de Re 20 m Observar na Figura 1333 que os cabosguarda ou simplesmente os cabos pararaios estão instalados tanto longitudinal como transversalmente ao comprimento da subestação No caso mostramos a aplicação do método da esfera rolante considerando os cabosguarda instalados transversalmente ao comprimento da subestação O mesmo procedimento deve ser realizado para os cabosguarda instalados longitudinalmente à largura da subestação Como observamos a esfera rolante forma um volume de proteção sobre todos os elementos da subestação Como o topo das estruturas de concreto armado está fora desse volume de proteção instalamos os pararaios de haste no topo dessas estruturas que além de protegêlas fornecem uma proteção adicional à subestação 137 Acessórios e detalhes construtivos de um SPDA a construção de um SPDA requer certa quantidade de peças acessórias disponibilizadas no mercado por fabricantes dedicados a essa atividade A seguir serão mostrados vários desenhos de peças mais utilizadas nos projetos de SPDA abrangendo diferentes situações práticas Esses conjuntos são fornecidos por diferentes fabricantes sendo a Termotec a mais tradicional empresa do mercado nacional na fabricação e fornecimento de conjuntos completos de SPDA 1 141 Introdução Certa ocasião presente a um seminário sobre automação industrial um palestrante iniciou sua apresentação profetizando no futuro as fábricas só terão dois seres vivos um homem e um cão de guarda Como era de se esperar alguém da plateia indagou ao palestrante Para que serve o homem A resposta foi enfática Para cuidar do cão Essa é a sensação que se tem com o avanço da tecnologia O tema sob o ponto de vista social é polêmico mas o processo é irreversível Do ponto de vista puramente econômicofinanceiro os sistemas automáticos apresentam vantagens incomensuráveis sobre o custo da mão de obra Cabe ressaltar por exemplo que um posto de serviço em uma subestação de potência considerando os turnos a serem cumpridos os custos decorrentes da legislação brasileira e um salário médio de US 600000mês vale cerca de US 260000000 em um período de 30 anos o que é muito superior ao custo médio de automação de uma subestação Até o fim do século XIX a produção de bens utilizava exclusivamente a força muscular Com o advento da Revolução Industrial a força muscular cedeu lugar às máquinas cujo processo foi denominado produção mecanizada Nessa situação o homem ainda era parte ativa não como executor da tarefa produtiva mas como controlador do processo Mas as máquinas foram gradativamente evoluindo tornandose cada vez mais independentes do controle do homem assumindo tarefas e tomando decisões Esta evolução se deveu inicialmente a dispositivos mecânicos hidráulicos e pneumáticos Com o advento da eletrônica esses dispositivos foram sendo substituídos e hoje a microinformática assumiu o papel da produção automatizada em que o homem utilizando técnicas de inteligência artificial materializadas pelos sistemas computadorizados instrui um processador de informações a desenvolver tarefas complexas e tomar decisões rápidas para controle do processo Todo sistema de automação segue um princípio comum em que o gerenciador do processo é realimentado de informações resultantes da conclusão de cada tarefa de forma a redimensionar ou reorientar a etapa seguinte com o objetivo de alcançar o resultado final mais próximo possível daquele a que o dispositivo foi instruído a executar a partir de informações codificadas O grau de complexidade de um sistema de automação pode variar enormemente Os sistemas mais simples mantêm ainda uma forte participação do homem no processo Os sistemas mais sofisticados basicamente dispensam a interferência do homem a não ser como gerenciador do processo A seguir será descrito um sistema de automação rudimentar que utiliza sensores e controladores distribuídos ao longo do sistema de produção por meio dos quais um gerenciador de processo no presente caso o homem regula as funções básicas do sistema Esses sensores e controladores são constituídos de termômetros e válvulas de vazão podendo ser ainda empregados medidores resistores elétricos etc Na Figura 141 podese observar que no ponto A é fornecido ao sistema de produção certo volume V de água à temperatura variável a ser aquecida por determinada quantidade de gás Qg a uma dada pressão P fornecida pelo ponto B O gerenciador do processo no presente caso o homem é instruído a manter constante o volume de saída de água quente a uma temperatura Tf no ponto C Ao perceber que a temperatura da água diminuiu sensor ótico tem essa informação enviada ao seu cérebro que toma a decisão de fazer sua mão aumentar a quantidade de gás Qg na medida exata para manter constante a temperatura Tf Podese concluir que o gerenciador do processo por meio de sua visão sensor ótico Figura 141 a b c está constantemente recebendo informação do termômetro T sensor de temperatura para comparação A essa forma de aquisição de dados dáse o nome de realimentação ou feedback Em um processo de automação mais evoluído o homem é substituído por uma máquina computador dotada de inteligência artificial software que além de aquisitar os dados online de temperatura T e quantidade de gás Qg envia sinais digitais que são convertidos em sinais analógicos para um servomecanismo operar as válvulas reguladoras de forma a manter a temperatura no valor instruído Exemplo de automação de um processo rudimentar A automação tem invadido os ambientes industriais tornandose cada vez mais complexa à medida que procura substituir o homem em todas as tarefas que era de seu domínio na produção principalmente tarefas repetitivas lógicas e sistemáticas Para facilitar o entendimento o assunto foi dividido em três partes Na primeira se estudará a automação em subestações industriais Em seguida serão estudados os procedimentos da automação dos processos industriais E finalmente serão discutidos os procedimentos utilizados em um sistema de gerenciamento de energia No entanto na concepção de um projeto integrado de automação industrial os três módulos aqui mencionados são parte integrante de um único projeto que pode envolver as áreas administrativas financeiras e de recursos humanos ao qual pode ser atribuído à denominação Sistema Corporativo ou de Sistema de Gestão Antes de iniciar o estudo dos processos de automação será fornecida uma série de informações preliminares a fim de facilitar a compreensão do leitor 142 Definições Ao longo do texto serão usadas algumas palavras termos ou siglas em português ou inglês que são comuns na linguagem de informática notadamente na leitura de textos dedicados à automação Memória RAM Random Access Memory São memórias que armazenam os dados variáveis e temporários como correntes tensão alarmes etc que podem ser eliminados quando da perda da fonte de tensão auxiliar sem que isto venha a comprometer o desempenho da máquina Memória ROM Read Only Memory São memórias cujo processador só consegue ler seus dados quando introduzidos pelo próprio fabricante do chip Memória PROM d e f g h i j k l m n o É uma memória ROM programável eletricamente Memória EPROM É uma memória ROM que pode ser programável eletricamente diversas vezes e seu conteúdo pode ser apagado usando raios ultravioletas porém os dados permanecem gravados quando há perda da fonte auxiliar de alimentação Entrada e saída serial São componentes de entrada e saída por meio dos quais os dados do sistema tanto escritos como em forma de comando podem ser recebidos ou transmitidos para uso ou leitura remotos São conhecidas as unidades RS232 RS422 e RS485 Isolamento galvânico É o isolamento entre o circuito elétrico em geral a alimentação de energia do equipamento e o circuito eletrônico geralmente a saída do mesmo agregado a uma proteção contra interferências e transientes da rede Conversão analógicadigital É o processo de conversão em que após o condicionamento do sinal este deve ser tratado eletronicamente para ser convertido da forma analógica para a forma digital Condicionamento de sinal Consiste na interface entre o processo elétrico e o ambiente eletrônico em ambientes galvanicamente isolados sendo que os sinais devem ser reduzidos a valores compatíveis com os circuitos eletrônicos na faixa de 5 V a 15 V Multiplexador É um componente que possui vários canais de entrada de sinais e conecta ordenadamente cada um desses canais a um conversor analógicodigital Conversor analógicodigital É um componente que processa a conversão de uma grandeza analógica em uma sequência numérica e é conectado diretamente a um microprocessador Protocolo TPCIP Transmission Protocol ControlInternet Protocol Significa um protocolo de comunicação de dados Não é um software O software de comunicação é que implementa o protocolo como por exemplo o TCPIP LAN Local Area Network É uma rede de comunicação de dados em tempo real obedecendo a um padrão internacional IEEE 8023 ou ISOIEC 88023 dotada de uma velocidade de transmissão elevada e constituída de um meio físico de trans missão por meio de cabos coaxiais par telefônico fibra ótica etc e com as seguintes características Velocidade de transmissão valor desejado Modelo de transmissão bit serial Meio de transporte padrão Ethernet Protocolo de transporte TPCIP Interface homemmáquina IHM É o enlace entre o usuário e os programas de supervisão e controle que compõem o sistema de automação A IHM é caracterizada pelos monitores de vídeo painéis numéricos teclados impressoras e todo periférico que permita uma interação entre o operador e o sistema SCADA Supervisory Control and Data Aquisition É um software para tratamento de dados em tempo real Bit Binary Digit p q a É a menor unidade na notação numérica binária que pode ter o valor de 0 ou 1 Byte É o grupo de bits ou dígitos binários geralmente oito que o computador opera como uma unidade simples Gateway É um dispositivo de tradução de protocolo em hardware ou software que permite que os usuários que trabalham em uma rede possam acessar outra rede 143 Unidade de aquisição de dados UAD São equipamentos e dispositivos que interligados ao processo recebem informações do mesmo e as enviam para um sistema de supervisão e controle hierarquicamente superior onde são tratadas e disponibilizadas por meio de monitores papel etc Dependendo da decisão da unidade de supervisão e controle uma mensagem retornará à unidade de aquisição de dados que desenvolverá uma ou mais ações sobre o processo As unidades de aquisição de dados compreendem dois diferentes módulos em uma estrutura de automação Unidades de aquisição de dados e controle UADC Unidades dedicadas UD As primeiras são constituídas pelos controladores lógicos programáveis CLPs e pelas unidades terminais remotas UTRs Já as unidades dedicadas são constituídas pelos relés digitais unidades de intertravamento unidades de oscilografia etc As UADCs exercem as funções de aquisitar dados e comandar a manobra de máquinas e equipamentos usando para isso os seguintes meios Entrada de dados analógicos São variáveis presentes no processo e caracterizadas por tensão corrente frequência vazão pressão etc Saída de dados analógicos São variáveis fornecidas aos componentes do sistema para ajuste de sua lógica como sinais para medidores de energia controladores de velocidade etc Entrada de dados digitais São informações aquisitadas junto aos equipamentos sobre seu estado operacional aberto ou fechado tais como disjuntores chaves seccionadoras etc Saída de dados digitais São ocorrências desejadas de mudança de estado de equipamentos aberto ou fechado de forma que se possa atuar a distância sobre os mesmos 1431 Unidades de aquisição de dados e controle De forma geral as unidades de aquisição de dados e controle na sua concepção mais completa são compostas por um conjunto de cartões eletrônicos cada um deles acompanhado de funções específicas além de outras unidades de lógica e memorização que podem ser visualizadas pelo diagrama de bloco da Figura 142 sendo que Fonte F A alimentação externa de uma UADC pode ser feita por uma fonte de corrente alternada de 110220 V ou uma fonte de corrente contínua de 1248110220 V correspondendo uma alimentação interna de 5 a 15 V Figura 142 b c d e f g h Diagrama de bloco de uma UADC Unidade central de processamento CPU Compreende o microprocessador que trabalha os dados aquisitados e a partir de programas dedicados define a lógica do processo Memória MEM É a unidade de armazenamento das informações e dos programas Comunicação COM É a unidade responsável pela transmissão e recepção de informações junto ao sistema hierarquicamente superior podendo esta comunicação ser feita por cabos convencionais fibra ótica rádio etc Entrada analógica É a unidade que recebe a informação do processo em forma de corrente contínua de valor padronizado na faixa de 4 a 20 mA ou na forma de tensão contínua de 1 a 10 V em decorrência de uma conversão interna realizada por um conversor digitalanalógico Como a base do sistema de automação é digital necessário se faz converter internamente toda informação analógica para sinais digitais o que é feito por um conversor analógicodigital Saída analógica Sempre que esta unidade é ativada por estímulo da CPU aparecerá nos seus terminais uma corrente contínua na faixa de 4 a 20 mA ou uma tensão contínua de 1 a 10 V cujo sinal digital foi convertido por um conversor digitalanalógico Entrada digital Essa unidade é ativada por um estímulo externo por exemplo o contato auxiliar do disjuntor que possibilita a ligação de uma fonte de tensão interna ou externa à UADC cujo valor da grandeza elétrica dessa fonte é comparado com dois valores de referência pelo circuito eletrônico da unidade de entrada digital correspondendo à posição de contato aberto ou fechado que será interpretada como 0 ou 1 A Figura 143 ilustra o reconhecimento pela unidade de entrada digital de um sinal de estado gerado por um equipamento Saída digital Essa unidade é ativada por um estímulo interno da CPU que resultará uma corrente nos terminais de saída da unidade de saída digital os quais são conectados normalmente a um relé auxiliar do equipamento que executará a manobra devida A Figura 144 ilustra a geração de um sinal digital e sua forma de atuação 14311 Controladores lógicos programáveis CLPs São dispositivos que permitem o comando de máquinas e equipamentos de maneira simples e flexível de forma a possibilitar alterações rápidas no modo de operálos por meio da aplicação de programas dedicados armazenados em memória EPROM Figura 143 Figura 144 Figura 145 a Os CLPs podem substituir com grandes vantagens os tradicionais comandos de máquinas e equipamentos como botoeiras chaves comutadoras contatores e relés Existe no mercado uma grande diversidade de CLPs destinados a diferentes níveis de automação em conformidade com a complexidade de cada aplicação A Figura 145 como ilustração mostra o frontal de um CLP Os CLPs são constituídos por um gabinete contendo determinado número de cartões cada um deles desempenhando funções específicas Ilustração da geração de um sinal digital pelo equipamento de campo Ilustração da geração de um sinal digital pela UADC Frontal de um CLP Fontes de alimentação Os CLPs podem ser alimentados em 110220 V em corrente alternada ou em 24 V em corrente contínua dependendo da seleção feita pelo cliente Somente a unidade básica necessita de alimentação Todas as expansões são supridas pela unidade básica Nos bornes de conexão com a rede externa existe um fusível de característica rápida com corrente nominal entre 125 e 2 A dependendo do tipo de CLP Em geral os CLPs de 110220 V são alimentados por um circuito monofásico a três b c d condutores fase neutro e condutor de proteção associado à proteção do terra do sinal eletrônico sendo que essa conexão é feita internamente ao equipamento Entradas e saídas Os cartões de entrada e saída constituem a interface entre o processador lógico e os equipamentos periféricos sendo que o cartão do circuito de entrada prepara os sinais das fontes externas e os envia para a unidade de processamento A saída é composta de amplificadores de chaveamento para controle dos equipamentos periféricos que podem ser constituídos por contatores bobinas lâmpadas de sinalização etc Cada tipo de CLP tem determinada quantidade de terminais de entrada e saída dependendo da capacidade que se deseja em função da aplicação sendo associado a cada terminal um LED normalmente vermelho para monitoração do sinal de lógica Todos os sinais de saída destinados à comutação de cargas indutivas dispõem de um dispositivo contra surtos de tensão podendo ser varistor diodo etc protegidos por fusíveis de corrente nominal apropriada Em geral os módulos de entrada e saída dispõem de cartões de expansão apropriados A cada terminal de entrada e saída está associado um endereço utilizado na programação Para exemplificar considerar um módulo de entrada e saída com três cartões sendo que cada cartão dispõe de 32 terminais de entrada e 16 terminais de saída totalizando 9648 terminais O endereço atribuído a cada terminal é 1º cartão unidade básica Entrada E11 a E132 Saída A11 a A116 2º cartão unidade de expansão 1 Entrada E21 a E232 Saída A21 a A216 3º cartão unidade de expansão 2 Entrada E31 a E332 Saída A31 a A316 Um endereço representado por A212 significa o terminal de saída A de número 12 pertencente ao cartão 2 Temporizadores e contadores São cartões contendo circuitos elétricos dedicados cujos ajustes são efetuados por hardware O número de temporizadores e contadores varia em função da capacidade do cartão Os temporizadores podem ser ajustados desde 10 ms até 1020 s sendo os ajustes efetuados por chaves binárias ou potenciômetros externos Um programa dedicado gerencia a capacidade do tempo A seleção do temporizador é feita a partir de códigos com base na codificação dos terminais anteriormente mencionados Os contadores permitem a contagem de eventos entre 0 e 999 e o ajuste é feito por três chaves cada uma delas com indicadores numéricos de 0 a 9 Memórias Os CLPs são dotados de cartões de memórias utilizadas pelos processadores lógicos para processar os sinais e pelo sistema operacional e também utilizadas para armazenamento dos programas dedicados Essas memórias podem ser do tipo EPROM ou RAM protegidas contra ausência de tensão por meios de baterias específicas com longa vida útil Em geral as memórias podem ser assim classificadas Memória de trabalho É destinada ao armazenamento do programa aplicativo do processador lógico e em geral é do tipo RAM com capacidade e velocidade dependente do CLP desejado Memória de programa É destinada ao armazenamento dos programas em linguagem lógica LPWL e em geral é do tipo EPROM com capacidade e velocidade dependentes do CLP desejado a b c A memória de programa é composta por um cartão de circuito impresso provido de conector específico Para efetuar sua gravação é utilizado um gravador de EPROM No apagamento da memória EPROM devese usar lâmpadas ultravioletas de comprimento de onda de 254 μm a uma distância inferior a 25 mm do cartão de memória O tempo de exposição ao feixe de luz ultravioleta é de 40 minutos para uma intensidade de 12000 μWcm2 e até 120 minutos para uma intensidade de 4000 μWcm2 As memórias EPROM suportam um número máximo de 50 apagamentos além do qual não são mais ativadas Memória de sinal Esta memória é destinada ao sistema operacional e ao armazenamento das informações dos temporizadores e contadores entradas e saídas e marcadores intermediários Em geral é do tipo RAM sendo protegida contra a ausência de energia por meio de baterias de longa vida útil 143111 Recursos dos CLPs Os controladores lógicos programáveis podem ser empregados para diferentes tipos de aplicação na indústria É possível utilizálos sozinhos ou acoplados a outras unidades Em projetos que ocupam extensas áreas como por exemplo esteiras rolantes para transporte de minério associado ao processo de descarga do material torna se imperativo o uso de vários CLPs operando acoplados para desempenhar sincronizadamente todo o controle do processo Neste caso a automação assume uma arquitetura descentralizada dividindose a responsabilidade do processo por várias unidades de CLPs localizadas em diferentes pontos estratégicos da instalação A esta capacidade de comunicação entre CLPs dividindo tarefas dáse o nome de acoplamento O processo de acoplamento obedece a uma hierarquia gerenciada por um software dedicado atribuindo se aos CLPs de processo a função de escravo que se acoplam a um CLP de mesma capacidade ou em geral de maior capacidade denominado mestre Assim se um CLP de processo necessita comunicarse com outro CLP de processo a via de comunicação passa pelo CLP mestre conforme esquematicamente mostrado na Figura 146 É possível implementar outras configurações de acoplamento de CLPs que dependem da solução que se deseja para o processo Dadas as facilidades obtidas com a função de acoplamento podemse utilizar estações remotas a uma distância de até 1000 m sem empregar qualquer tipo de modem Com o uso do modem não há limite de distância Além disso o acoplamento permite implementar uma arquitetura de sistema funcional e fisicamente distribuída A seguir serão descritas algumas facilidades obtidas com o uso dos CLPs Microprocessamento Corresponde à função de que os CLPs são dotados e destinados a realizar operações aritméticas comuns transmitir e armazenar informações Compreendese por operações aritméticas comuns os processos de soma subtração multiplicação divisão comparação e totalização Já o processo de transmissão e armazenamento de informações tornase um recurso poderoso na automação de sistemas industriais Sinalização A função de sinalização permite o CLP monitorar determinada quantidade de eventos a depender do tipo utilizado Por meio de programas dedicados a função de sinalização está associada a um anunciador de alarmes com retenção de eventos que permite identificar a origem de uma sequência de eventos facilitando as correções necessárias para as ocorrências Controle de malha Existem dois tipos de controle de malha nos processos de produção Controle de malha aberta É empregado nos processos de produção nos quais não se faz necessário comparar a variável controlada com um valor de referência préajustado Como exemplo desejase identificar em um processo de verificação automática de engarrafamento de bebida a presença de alguma garrafa vazia após o processo de enchimento A condição assumida é sim Figura 146 d e ou não É uma variável do tipo digital Neste caso a verificação da qualidade de enchimento da garrafa isto é se ela está com 50 60 ou 100 completa é feita em outra etapa da linha de produção Configuração de acoplamento de CLPs Controle de malha fechada É empregado nos processos de produção nos quais a variável de controle é constantemente comparada com um valor de referência préajustado Neste caso há uma correspondência biunívoca entre a variável controlada e o sistema de controle Retornando ao exemplo anterior podese concluir que o processo de verificação da porcentagem de enchimento da garrafa caracterizase como um processo de controle de malha fechada O controle de malha fechada implica a utilização de interfaces de sinais analógicos ou conversores analógicosdigitais e digitaisanalógicos Para caracterizar melhor esse processo podese dividilo em dois tipos básicos Controle de malha fechada em máquinas operatrizes Certas máquinas operatrizes são dotadas de dispositivos de alta sensibilidade para controle dimensional do produto fazendo as correções necessárias de forma a manter dentro de uma faixa de precisão predefinida as dimensões do produto final Como exemplo podese citar o caso de máquinas retificadoras Controle de malha fechada em processo É de largo uso nos sistemas de automação industrial integrado em que certo número de sensores posicionados ao longo do processo realimenta o sistema de controle por meio de sinais analógicos transformados em variáveis controladas sendo que esses sinais são permanentemente comparados com um padrão de referência gerando um sinal de desvio que atua sobre os dispositivos de controle do processo reconduzindo as variáveis controladas aos valores predefinidos estabelecendose assim um controle em malha fechada Aquisição e processamento dos valores medidos Em diferentes etapas de um processo de produção é necessário aquisitar valores de temperatura pressão vazão ruído vibração umidade nível tensão corrente etc Por meio de programas dedicados e utilizandose de interfaces seriais analógicas podem ser aquisitadas todas as grandezas mencionadas após o que são processadas e comparadas com valores de referência gerando sinais de comando intertravamento contagem temporização sinalização etc A aquisição dessas grandezas é feita por sensores específicos como termômetros pressostatos etc Sincronização Dois ou mais CLPs podem ser conectados por meio de suas entradas e saídas e sob a gerência de um programa dedicado sincronizados por software f Relatórios Sempre que há um evento no processo resulta em uma mensagem armazenada em memória permanente tendo cada mensagem um número definido de caracteres Para se obter as informações desejadas relativas aos eventos podese fazer uso de um programa dedicado que emite um relatório das mensagens gravadas Essas mensagens podem ser transmitidas por uma interface serial RS232 a um periférico qualquer que pode ser uma impressora um gravador de CD etc 143112 Interface homemmáquina IHM Quando da instalação de controladores lógicos programáveis em processos industriais necessitase de um equipamento que possa interpretar os dados coletados dos diferentes CLPs escravos instalados na linha de produção de modo a fornecer de forma visível e prática as informações das quais os supervisores necessitam por meio de um display alfanumérico de cristal líquido e por outro lado permitir que o mesmo supervisor possa fornecer aos CLPs as instruções necessárias ao desenvolvimento do processo por um teclado configurável Tanto o display como o teclado são posicionados na parte frontal do equipamento conforme mostrado na Figura 147 A IHM é um CLP ao qual foram incorporadas as funções características de interfaceamento entre o supervisor e o processo usando os programas residentes como veículo de interpretação A IHM permite que se faça conexão com chaves seccionadoras disjuntores botoeiras painéis mímicos dinâmicos consoles impressores gravadores etc Para isso possuem canais de entrada e saída analógicas e digitais e comunicação serial A IHM pode ser ligada a um único CLP ou a um conjunto de CLPs operando em rede bem como pode ser conectada à outra IHM Neste caso é dotada de um microprocessador que atua como interface entre o supervisor e os CLPs escravos 143113 Programação dos CLPs Também chamada de linguagem industrial os CLPs de geração anterior se caracterizavam por serem gerenciados por uma linguagem de operação cíclica sem controle de tempo para execução das tarefas Porém modernamente foram desenvolvidos programas que contemplam escalonamento de tarefas e tratamento de interrupções embora os programas mantenham as características de linguagem de diagrama de relés Devido às diferenças de tecnologia de fabricantes e às peculiaridades dos processos industriais a IEC 11213 estabelece como padrão pelo menos cinco linguagens de programação Structured Text ST Ladder Diagram LD Instruction List IL Sequential Function Chart SFC Function Block Diagram FBD Figura 147 a b Frontal de uma IHM 14312 Unidades terminais remotas UTRs São unidades independentes com a função de coletar dados e executar comandos dos equipamentos do processo Os dados coletados podem ser digitais ligadodesligado fechadoaberto pulsos acumuladores etc ou analógicos medida de tensão corrente frequência ângulo de fase etc Os controles emitidos pela UTR poderão ser digitais por meio de relés ou analógicos na forma de um valor de tensão variável disponível nos terminais da UTR As UTRs deverão ter capacidade de executar programas de controle local independentemente da ativação do centro de supervisão e controle CSC mas com possibilidade de intervenção do mesmo bloqueio ou ativação a partir de modificação de pontos definidos na base de dados da UTR Esses controles locais devem ser executados de maneira similar aos que ocorrem nos CLPs com os programas sendo gravados de maneira não volátil em memória própria da UTR Estes programas poderão ser modificados e recarregados na memória da UTR utilizandose as ferramentas normais de configuração da mesma Os programas deverão ser escritos e compilados em microcomputadores pessoais e transferidos pelo canal de comunicação sem interrupção das funções de supervisão As UTRs devem ser montadas em painéis em gabinetes metálicos ou em fibra de vidro 1432 Unidades dedicadas São equipamentos que desempenham funções específicas junto ao processo e guardam as mesmas características funcionais da UADC Essas unidades aquisitam informações via entrada analógica como tensão corrente ângulo de fase etc disponibilizando o resultado do seu processamento em uma saída digital conectada a um circuito de comando de um equipamento São conhecidos como unidades dedicadas os seguintes dispositivos Relés digitais Relés de sobrecorrente Relés diferenciais Relés de distância Relés multifunção etc Oscilógrafos São equipamentos destinados a registrar as anormalidades ocorridas nos sistemas elétricos de força como sobre e subtensão sobrecorrente sobre e subfrequência etc Esses equipamentos são dotados de unidades digitais e analógicas para aquisição de informações disponibilizando o resultado do seu processamento em tela de monitor papel etc c a b Unidades de intertravamento São unidades que contêm determinada quantidade de entradas digitais que recebem informações de estado dos equipamentos aberto ou fechado e de acordo com a lógica do processo para a qual foram programadas disponibilizam o resultado dessa lógica em determinado número de saídas digitais de tal forma a inibir ou liberar certas funções de comando de um equipamento 144 Interface com o processo Para que as unidades de aquisição de dados UADs possam receber as informações do processo e atuar nele é necessário utilizar alguns dispositivos de relativa simplicidade 1441 Transformadores de medida Normalmente as grandezas elétricas envolvidas no processo são a tensão e a corrente cujos valores em geral muito elevados inviabilizam o uso dos equipamentos de tecnologia da informação ligados diretamente à rede elétrica de alta corrente eou de alta tensão Em virtude disso são usados os transformadores de medida Transformador de corrente TC Sua descrição e aplicação estão contidas nos Capítulos 9 e 10 Transformadores de potencial TP Da mesma forma que os TCs os transformadores de potencial foram estudados no Capítulo 9 Aconselhamos o leitor a rever esses assuntos 1442 Transdutores São equipamentos capazes de converter medidas elétricas em valores proporcionais de tensão e corrente Os transdutores exercem um papel imprescindível no campo da medição e controle São usados em conjunto com instrumentos convencionais de bobina de ferro móvel e registradores e permitem fornecer dados local ou remotamente Os transdutores podem ser dotados de saídas de tensão corrente e alternativamente de saídas seriais Os transdutores de saída de tensão possibilitam algumas aplicações em que os dispositivos de recepção necessitam de uma entrada de tensão real porém desvantajosamente requerem determinado consumo de corrente o que pode introduzir alguma imprecisão na medida Já os transdutores de saída de corrente compensam automaticamente as variações da resistência dos condutores que conduzem o sinal eliminando basicamente a imprecisão da medida o que resulta a maior aplicação desses equipamentos Os transdutores de saída serial podem ser conectados diretamente a um microprocessador que irá trabalhar os dados e fornecêlos da forma desejada Os transdutores fornecem um sinal analógico em corrente contínua proporcional à função de entrada que está sendo medida Devem ser instalados próximo ao instrumento cuja grandeza elétrica se quer medir Depois da conversão dessa grandeza elétrica o sinal é enviado por condutores de cobre apropriados a um ponto remoto para fins de medição eou de processamento A Figura 148a e b mostra respectivamente um transdutor e sua inserção em um diagrama de aplicação A aplicação de um transdutor deve considerar a resistência dos condutores que podem ser cabos usados em telefonia convencional e a do equipamento receptor O total das resistências deve estar compatível com o valor da resistência do transdutor Os transdutores com saída serial permitem que todos os dados aquisitados em sistemas monofásicos e trifásicos sejam enviados simultaneamente São inteiramente programáveis para uso com TCs de qualquer relação podendo alternativamente serem usados em TPs A saída serial de dados usando um protocolo adequado dependendo do fabricante faz desses equipamentos uma escolha ideal para aplicação em sistemas de automação de subestação e gerenciamento de energia com o tratamento de dados aquisitados feito pelo sistema SCADA sendo que um único fio de par trançado permite comunicação com vários receptores a longas distâncias aproximadamente a 1000 m sem nenhuma amplificação intermediária O uso de amplificadores amplia a capacidade de utilização dos transdutores conforme esquematicamente se mostra na Figura 149 Figura 148 Figura 149 a Os transdutores podem ser ligados tanto a controladores lógicos programáveis PLCs como a computadores pessoais PCs Os transdutores com saída serial podem ser programados remotamente por um PC Os transdutores podem medir converter e enviar sinais aos seus respectivos receptores correspondentes às seguintes medidas elétricas tensão em valor eficaz corrente em valor eficaz potência ativa potência reativa potência aparente potência ativa média potência média aparente consumo de energia ativa consumo de energia reativa temperatura rotação resistência elétrica Os dados básicos dos transdutores com saídas serial e analógica são fornecidos a seguir Transdutor Ligação de transdutores de saídas seriais a longas distâncias Transdutores com saída serial Entrada de tensão máximo de 500 V20800 Hz b a b Entrada de corrente máximo de 5 A20800 Hz Saída serial RS485 Alimentação 110240 V Consumo 3 VA Transdutores em saída analógica Entrada de tensão máximo de 500 V20800 Hz Entrada de corrente máximo de 5 A20800 Hz Saída 420 mA isolada galvanicamente Alimentação 110240 V Consumo 3 VA Normalmente os fabricantes disponibilizam a seus clientes programas capacitados a dialogar com determinado número de transdutores ligados em rede com protocolo de comunicação serial Esses programas em geral operam em ambiente Windows São dotados de várias funções que facilitam a operacionalidade do sistema Funções de configuração Permite configurar uma programação remotamente a partir de um PC para determinado número de transdutores ligados em rede Pode ser executada nesta configuração a relação de TPs e TCs fixação de endereços tempo de integração etc A partir de funções avançadas é possível configurar alarmes relés de saídas contadores de energia para diferentes tarifações etc Transferência de medição Permite que se transfira para a tela do PC as medições disponíveis em cada um dos transdutores ligados em rede Essas medições podem constar de valores de corrente tensão energia demanda máxima quando o transdutor portar memória RAM fator de potência etc Como os transdutores trabalham normalmente em ambientes magnéticos e eletricamente hostis são dotados de uma proteção contra essas interferências Os transdutores podem ser ligados ao sistema elétrico de várias formas a depender de sua tensão contínua ou alternada e de sua função de medição medição de tensão corrente frequência etc A Figura 1410 ilustra a forma de conexão de um transdutor de potência ativa ou reativa a dois elementos três fios 1443 Sensores e controladores Sensores são dispositivos destinados à detecção de grandezas como presença temperatura velocidade pressão etc Outro dispositivo denominado controlador ao qual o sensor está conectado sentindo a presença da grandeza detectada faz atuar um terceiro dispositivo denominado atuador que pode ser um seccionador um alarme sonoro ou visual ou qualquer outro dispositivo do sistema Esta descrição é típica de controles automáticos convencionais No entanto dentro de um projeto de automação usando técnicas digitais o sensor ao detectar a grandeza sensibiliza o controlador que por meio de um contato seco que corresponde a um sinal digital disponibiliza na rede de comunicação essa informação utilizada para os mais diversos fins Como o sensor utiliza técnicas eletrônicas não dispõe de contatos mecânicos sujeitos a desgaste contínuo e vida útil reduzida Operam silenciosamente sem choques ou vibração sendo insensível a oscilações violentas Existe uma grande variedade de sensores no mercado de automação industrial Serão descritos para efeito de compreensão do processo de automação industrial aqueles mais comumente utilizados 14431 Sensor de nível É constituído por um dispositivo imerso em líquido cujos eletrodos conduzem uma pequena corrente elétrica conforme mostrado na Figura 1411 Quando o líquido deixa de fazer contato com o eletrodo do par sensor interrompese a corrente elétrica fazendo operar um solenoide sobre os contatos secos de uma chave de comando 14432 Sensor de presença a Figura 1410 b c Também conhecido como sensores de proximidade estão disponíveis no mercado em três versões Indutivos Possuem alta frequência de chaveamento e detectam todos os metais sem contato O sensor indutivo é constituído de um oscilador que opera em conjunto com uma bobina localizada na sua extremidade frontal criando um campo magnético de elevada frequência cujas linhas de campo se projetam para fora nas proximidades do dispositivo Quando um material condutor metal se aproxima da extremidade frontal do sensor é enlaçado pelas linhas de campo provocando uma dispersão magnética que retira energia do circuito oscilante LC reduzindo a amplitude de oscilação o que é percebido pelo circuito eletrônico gerando um impulso elétrico de comando Quando o material condutor se afasta da extremidade frontal do sensor ficam restabelecidas as condições de funcionamento desse dispositivo Forma de ligação de um transdutor de potências ativa e reativa Há dois tipos de sensor de presença indutivo corrente contínua e corrente alternada A Figura 1412a mostra um sensor de presença do tipo indutivo Capacitivos Operam sem contato e detectam materiais não metálicos Magnéticos Permitem a detecção de materiais a maior distância 14433 Sensor ótico É um dispositivo que opera com feixe de luz infravermelho sendo constituído por um emissor e um receptor Quando se interrompe o feixe de luz é ativado um solenoide que atua sobre um contato seco conforme pode ser mostrado na Figura 1412b Há duas versões relé ligado na focalização e relé desligado na focalização 14434 Sensor de fim de curso Figura 1411 Figura 1412 a É formado por um dispositivo de contatos secos que são acionados por um solenoide quando uma parte qualquer do processo atinge o fim de uma trajetória definida O fechamento ou abertura do contato gera um sinal digital A Figura 1412c mostra um sensor fim de curso O sensor fim de curso pode ser substituído por um sensor ótico 145 Programas e protocolos O mercado nacional dispõe de muitas alternativas de sistemas de interface homemmáquina destinados à automação de subestações de potência Dependendo do porte da subestação e das facilidades que se deseja implantar podemse adquirir programas de diferentes potencialidades e preços Sensor de nível Tipos de sensor Mas antes da escolha de um sistema completo ou pacote devemse analisar duas características típicas de sistemas Sistemas proprietários É um conjunto de programas desenhados e desenvolvidos por determinado provedor normalmente um fornecedor de hardware que tem a propriedade e os direitos de comercializar implantar e alterar Em geral o provedor fornece a solução completa isto é hardware e software Vantagens Compatibilidade entre software e hardware Um único responsável pela solução b Redução do tempo de implantação do projeto Desvantagens Dificuldade de se implementar alterações junto ao provedor da solução Dificuldades de agregar novas facilidades utilizando outro provedor Dificuldade de o provedor abrir o sistema para o cliente Contrato de manutenção cativo com o provedor da solução Sistemas abertos São sistemas comerciais desenhados e desenvolvidos por empresas da área de informática os quais são negociados com o cliente independentemente da origem do hardware Vantagens Possibilidade de adaptação do software a qualquer solução de hardware Possibilidade de conhecimento do software por parte da equipe técnica do cliente Vantagens de preço de aquisição pela competitividade Facilidades de agregar novas facilidades com outros provedores Desvantagens Possibilidade de incompatibilidade entre o software e parte do hardware Responsabilidade de implementação do projeto distribuída entre diferentes provedores 1451 Estrutura de base de dados Existem três tipos de arquitetura de banco de dados Na arquitetura mais simples os dados são armazenados em forma de lista Os dados podem também ser armazenados obedecendo a uma ordem hierárquica em forma de árvore Finalmente nos bancos de dados de melhor performance as informações são armazenadas de forma a guardarem uma relação entre si São os chamados bancos de dados relacionais As informações aquisitadas do sistema elétrico bem como aquelas fornecidas pelo teclado ou por arquivo devem ser estruturadas adequadamente para serem acessadas pelos programas Há três diferentes tipos de base de dados 14511 Base de dados em tempo real online Constituem os dados dinâmicos da base de dados aquisitados do sistema elétrico formado pelos dados de natureza analógica e digital A base de dados em tempo real deve ter prioridade de acesso e estar residente na memória principal devendose minimizar o acesso a disco 14512 Base de dados de cadastro offline Constituem os dados definidos pelo usuário como diagramas limites de variáveis etc A base de dados de cadastro pode residir em disco rígido e ter tempo de acesso superior ao tempo de acesso definido para a base de dados em tempo real 14513 Base de dados históricos Todos os dados do sistema elétrico podem ser armazenados em arquivos históricos que constituem um arquivo em disco que contém dados armazenados ao longo de um intervalo de tempo selecionável Todo dado digital deve ser armazenado a cada variação de estado do mesmo e todo dado de medida analógica deve ser armazenado seguindo uma periodicidade ajustável Os arquivos históricos devem ser armazenados de maneira circular em uma base horária diária semanal mensal e anual O tamanho médio em bytes dos registros de dados e a periodicidade média do armazenamento dos registros têm influência direta na dimensão do arquivo histórico 1452 Características básicas de interface homemmáquina Quanto mais amigável é o relacionamento entre os usuários e o sistema maior é seu valor agregado Podemse citar algumas caraterísticas fundamentais do sistema Facilidade de acesso a uma sequência de informações em múltiplas telas Intercambialidade de telas Uso de ferramentas de toque para ativar as funções do sistema Facilidade de identificação dos objetos de tela 1453 Sistema operacional É o software debaixo do qual devem operar todos os aplicativos do sistema Deve ter características de plataforma multitarefa a tempo real entendendose por multitarefa a propriedade de que o sistema é dotado para executar diferentes tarefas simultaneamente Podemse citar como exemplo a capacidade de o sistema gerar alarmes interpretar os comandos do operador em determinada situação operativa visualizar dados aquisitados online junto ao diagrama unifilar e outras tarefas similares todas realizadas simultaneamente A característica de tempo real referese à capacidade de receber do sistema elétrico certo número de informações como tensão corrente disparo do disjuntor etc e tratar essas informações e respondêlas em tempo extremamente curto em frações de milissegundos Como ilustração podem ser mencionados os sistemas operacionais UnixPosix e ONX para sistemas de automação mais complexos normalmente instalados nas estações de trabalho workstations de alto desempenho o XWindows utilizado nas estações de trabalho secundárias por exemplo estudo e o MSWindows de utilização generalizada nos microcomputadores PCs 1454 Sistema de gerência de bancos de dados Os sistemas elétricos geram grandes massas de dados que devem ser arquivadas para fins de estudos de operação e manutenção além de subsidiar o sistema corporativo da indústria caso haja como módulo financeiro administrativo etc Em função disso são utilizados gerenciadores de bancos de dados com capacidade adequada aos requisitos do projeto 14541 Gerência de banco de dados em tempo real Os dados digitais são aquisitados do sistema elétrico na sua forma digital como ocorre com o estado operacional do equipamento e na forma analógica como os valores obtidos de corrente tensão frequência etc O provedor do sistema de automação é o responsável pelo desenvolvimento do software de acesso ao banco de dados e por sua disponibilização ao uso de qualquer aplicativo 14542 Gerência do banco de dados de cadastro O banco de dados de cadastro deve ser gerenciado por um programa comercial de base de dados relacional de largo uso em sistemas de automação São conhecidos os gerenciadores Oracle Sydbase Informix e DB2 14543 Gerência do banco de dados históricos É usado o mesmo gerenciador do banco de dados de cadastro 1455 Software SCADA É o programa responsável pela aquisição de dados analógicos e digitais do sistema elétrico em tempo real acumulando as seguintes e principais funções Processador de totalizadores medição de energia Processador de dados calculados Processador de sequência de eventos Processador de medidas analógicas Processador de estados digitais Processador de controle supervisório comando a b 1456 Software de comunicação O serviço provido pela rede local LAN baseado no padrão Ethernet por exemplo é definido pelo protocolo sendo comumente utilizado o protocolo TPCIP Transmission Protocol ControlInternet Protocol Cabe salientar que o TPCIP é um protocolo de comunicação e não um software O software de comunicação é que implementa o protocolo TPCIP Além disso o software de comunicação da rede local deve estar integrado ao sistema operacional 146 Automação de subestações de potência Como já foi explicado no Capítulo 10 no jargão dos profissionais de automação existe uma diferença clássica entre automatizar e digitalizar uma subestação de potência Dessa forma automatizar uma subestação significa dotála de recursos de inteligência artificial utilizando os relés existentes normalmente eletromecânicos ou eletrônicos relés burros Digitalizar uma subestação significa aplicar o mesmo princípio anterior porém utilizando relés digitais No primeiro caso os resultados obtidos são muito limitados No segundo caso podemse obter facilidades extraordinárias desde que se empreguem equipamentos de potência chaves disjuntores etc compatíveis com os resultados pretendidos Porém neste capítulo não está sendo considerada esta diferença e se empregará o termo automação para ambas as situações É bom lembrar que a entrada da microinformática na operação e no comando das subestações não agregou novas funções apenas substituiu as tarefas muitas vezes monótonas dos operadores No entanto a automação das subestações modificou as práticas operacionais e isto fez a diferença Normalmente as subestações automatizadas não necessitam de operadores presentes à sala de operação Apenas empregam operadores mais qualificados gerenciandoas remotamente A Figura 1413 mostra a topologia geral de um sistema de automação simplificado Cada um dos PCs indicados na figura desempenha uma função O PC A é responsável pela interface entre os equipamentos de aquisição de dados com os PCs no nível hierárquico imediatamente superior além de tratar adequadamente dos protocolos de comunicação O PC B é responsável pelo arquivamento da massa de informações geradas ou simplesmente arquivo histórico e das variáveis do sistema Finalmente o PC C serve de interface homemmáquina entre o operador e o sistema de automação 1461 Funções de um sistema de automação As principais funções de um sistema de automação de subestação são Monitoração Possibilita ao operador do sistema ter uma representação gráfica na tela do monitor de todos os esquemáticos da instalação notadamente o diagrama unifilar mímico indicando os valores de tensão corrente potência ativa reativa e aparente correspondentes a cada circuito As telas devem ser organizadas de acordo com o nível de informação desejado pelo cliente devendo disponibilizálas na forma mais geral e sucessivamente detalhandoas até serem reveladas na sua forma mais analítica Proteção Os relés utilizados podem ser do tipo analógico relés eletromecânicos e estáticos ou digital A monitoração com relés analógicos é feita somente por contatos auxiliares nas posições aberta ou fechada Já os relés digitais adicionam um maior número de recursos como transferência de informações de estado ou de valores de corrente tensão e potência para um centro de supervisão e controle CSC via sistema de comunicação de dados Os relés de proteção digitais cuja comunicação é feita pela interface serial são conectados por meio de cabos de cobre concêntricos ou cabos de fibra ótica permitindo que seus parâmetros sejam ajustados para obter registros durante os distúrbios além de leituras de valores de medição Se houver recursos no sistema de automação é possível o ajuste remoto dos parâmetros do relé digital decorrentes de manobras ou de mudança na configuração da subestação Os relés eletromecânicos ou estáticos atualmente obsoletos necessitam ser ligados a dispositivos auxiliares chamados de transdutores veja Seção 1442 que transformam toda e qualquer informação analógica em sinal digital Figura 1413 c d Exemplo de topologia de uma subestação automatizada Alarme A função alarme possibilita ao operador tomar conhecimento de quaisquer disfunções do sistema elétrico como alterações intempestivas da configuração na rede elétrica transgressão dos limites de operação dos equipamentos ou qualquer irregularidade funcional Deve existir uma lista de alarmes e eventos com a indicação precisa do nível de urgência para tomada de providências Essa indicação deve ser representada por diferentes cores Os alarmes em geral são gerados em três diferentes níveis No pátio da subestação incluindo o cubículo dos disjuntores e o QGF na casa de comando Nas unidades digitais do sistema de automação autossupervisionadas No processador do sistema se algum valor limite for ultrapassado Os equipamentos tanto podem ser manobrados localmente ou pelo centro de supervisão e controle por meio de interface gráfica no console representado pelo diagrama unifilar atuando com a seta do mouse sobre o símbolo gráfico correspondente ao equipamento que se deseja comandar Intertravamento Possibilita o bloqueio ou liberação das ações de comando em chaves seccionadoras motorizadas ou disjuntores de forma a prover segurança na operação desses equipamentos em função de sua posição elétrica no sistema O intertravamento se baseia em um conjunto de regras que são aplicadas com base no diagrama unifilar da subestação Essas regras podem ser divididas em três diferentes classes Sequência de chaveamento Possibilita a sequência correta durante a operação das chaves seccionadoras e disjuntores Segurança durante a operação Inibe e cancela a tentativa de energizar partes condutoras do sistema à terra e também a operação de chaves seccionadoras em condição de carga do sistema Segurança em condição de serviço Tem a finalidade de prover intertravamento entre chaves seccionadoras e disjuntores com as chaves de aterramento O intertravamento pode ser realizado por um processador dedicado supervisionado continuamente por meio de um programa específico denominado wathdog e f g h i j k l m n o Religamento Esta função faz registrar ordenadamente a atuação dos relés de proteção abertura e fechamento de chaves seccionadoras motorizadas e disjuntores além de outras indicações de estado dos equipamentos envolvidos no evento de forma que se possa conhecer a sequência correta desses eventos Armazenamento de informações históricas As medições de tensão corrente frequência etc e as indicações de estado dos equipamentos no estágio préoperacional são armazenadas em meio magnético apropriado para permitir uma análise pósoperacional Gráficos de tendência É a função que permite ao operador observar a evolução de certos valores como corrente tensão e potência em determinado período de tempo Osciloperturbografia É a função que permite a aquisição de dados elétricos durante um evento perturbador que normalmente resulta em sobretensões sobrecorrentes sub e sobrefrequência possibilitando sua representação gráfica na forma de onda a fim de identificar e diagnosticar o evento de modo a implementar ações corretivas como a alteração de ajuste dos relés e esquema de coordenação Desligamento seletivo de carga Nas instalações industriais facilmente são identificadas as cargas prioritárias e não prioritárias As cargas prioritárias são definidas como aquelas essenciais à produção eou segurança das pessoas ou do patrimônio e que devem permanecer em operação após um evento que ocasione uma redução de oferta de energia à instalação A partir dessa informação as cargas serão desligadas na ordem de prioridade de forma a se manter o sistema operativo nos limites de sua capacidade reduzida Controle de demanda máxima A fim de evitar que se pague pela ultrapassagem da demanda contratada na hora de ponta esta função seleciona as cargas prioritárias desligandoas sucessivamente de forma a manter a demanda naquele intervalo no limite inferior dos valores contratados Despacho de geração Quando a indústria é dotada de geração própria alternativa para suprimento da carga em hora de ponta o operador dispõe da função despacho para acionar o gerador ou geradores a fim de eliminar a demanda de ultrapassagem sem reduzir a produção Controle de tensão Esta função faz acionar o comutador de tapes sob carga do transformador nos dois sentidos O sistema de ventilação forçada também controlado pela função de sobrecarga pode ser acionado compatibilizando a potência disponível do transformador com a demanda da carga Controle de frequência Esta função somente tem aplicação quando a indústria possui geração própria alternativa Porém pode ser utilizada para monitorar a frequência fornecida pela concessionária podendo ordenar o desligamento da carga se forem ultrapassados os limites admitidos Controle do fator de potência Consiste em comandar o banco de capacitores adequadamente dividido em blocos de potência reativa controláveis de forma que se mantenha nos limites previstos pela legislação veja Capítulo 4 o valor do fator de potência Reaceleração dos motores Quando o sistema elétrico é acometido de um processo de subtensão os motores são desconectados da rede a partir de seus respectivos sistemas de comando Com o retorno da tensão à sua condição de serviço o sistema de supervisão de p q r a b controle SSC inicia o processo de religamento dos motores de forma a não permitir a reaceleração de um número de motores que provoque uma queda de tensão superior a um valor predefinido O SSC é informado do limite de cada centro de controle de motores CCM com referência à quantidade de potência aparente que pode ser drenada sem afetar o nível tolerável de tensão Também o SSC tem informações do tipo de acionamento de cada unidade motriz relevante e o ajuste da tensão de partida como por exemplo o tape ajustado da chave compensadora ou a tensão de pedestal das chaves de partida estáticas além do número de partidas horárias tolerável para cada motor e o tempo máximo de partida Medição Nas subestações digitalizadas as medições são registradas nas unidades de medida dos alimentadores e transmitidas ao CSC obedecendo à seguinte classificação As medições destinadas à apresentação no console são requisitadas somente quando a tela apropriada é chamada pelo operador As medições predefinidas para armazenamento na memória do sistema são requisitadas ciclicamente de acordo com os requisitos estabelecidos As medições supervisionadas para comparação com limites impostos são transmitidas ao CSC somente se tais limites forem transgredidos Supervisão Todas as posições de chaves e disjuntores são representadas por duas diferentes indicações binárias ligada e desligada Se não há eventos a considerar caracterizase uma situação normal e as duas indicações estão em oposição entre si Se ambas as indicações se estabelecem na posição ligada o sistema de automação emite um alarme ao passo que se as duas indicações se firmam na posição desligada caracterizase o estado de operação gerando dessa forma a ação da função de supervisão do tempo de operação cuja duração depende do tipo de elemento que está sendo operado O sistema de automação faz gerar um alarme se decorrido o tempo de operação a chave ou o disjuntor não alcançarem o estado de operação normal Comando A fim de possibilitar a flexibilidade de comando da subestação no caso de uma falha parcial ou geral do sistema de automação permitese que o comando de chaves ou disjuntores seja operado no local e em ponto remoto o que é possível pelo acionamento de uma chave localizada estrategicamente no gabinete do disjuntor Como regra a seguir antes de um comando ser executado o sistema verifica se um outro comando está sendo executado e se a função de intertravamento permite sua execução além da verificação da posição de bloqueio da chave ou disjuntor a serem operados 1462 Arquiteturas dos sistemas de automação Antes de se tomar uma decisão de automatizar determinada subestação existente devese analisar detalhadamente seus recursos operacionais dispositivos de proteção e alarmes utilizados histórico de falhas confiabilidade e layout da instalação Como resultado dessa análise devese selecionar a arquitetura adequada para aquela subestação em particular Se se está diante de um novo projeto de subestação a seleção da arquitetura do sistema fica facilitada devido à inexistência das restrições que caracterizam uma subestação em operação De qualquer forma há várias soluções a considerar destacandose no entanto dois tipos de arquiteturas clássicas sendo que a cada uma delas podemse agregar soluções derivadas Esses tipos de arquiteturas de sistemas de automação podem ser assim caracterizados Sistema de supervisão e controle centralizado Uso de relés convencionais subestações existentes Uso de relés digitais Sistema de supervisão e controle distribuído Uso de relés convencionais subestação existente Uso de relés digitais 14621 Sistema de supervisão e controle SSC centralizado Também conhecido como sistema de processamento centralizado consiste em concentrar físico e funcionalmente todo o sistema de supervisão e controle SSC em determinado local onde fica instalado todo o hardware com os respectivos programas de supervisão e controle O local escolhido é de preferência a casa de comando da subestação ou alternativamente uma construção agregada Esse sistema pode ser desenvolvido com duas diferentes arquiteturas hardware centralizado e processa mento centralizado ou hardware distribuído e proces samento centralizado 146211 Uso de relés convencionais A escolha desse tipo de arquitetura de sistema de automação é apropriada para subestações existentes em que foi instalado um QGF e no qual estão concentrados todos os relés de proteção convencionais relés de indução ou estáticos medição etc Normalmente o QGF é abrigado na casa de comando da subestação juntamente com a unidade de retificação e banco de baterias instalados em uma construção agregada específica Dessa forma no pátio de manobra estão instalados todos os equipamentos de força como disjuntores religadores chaves transformadores etc Para ilustrar essa concepção de sistema observar a Figura 1414 que caracteriza uma arquitetura de hardware centralizado e processamento centralizado Nesta configuração todos os condutores de proteção medição e controle são levados até o QGF junto ao qual devese instalar o hardware a correspondente UADC e o SSC Neste caso a UADC compreende o centro de aquisição de dados da proteção CADP e o centro de aquisição de dados analógicos CADA Podese perceber a grande utilização de condutores interligando os equipamentos localizados no pátio da subestação e o QGF tornando o sistema extremamente vulnerável e de baixa confiabilidade Esta solução permite evitar custos com a mudança da configuração do sistema elétrico Ao lado do QGF está localizado o centro de aquisição de dados analógicos conforme é mostrado na Figura 1414 No seu interior estão instalados os transdutores responsáveis pela aquisição dos dados analógicos que chegam ao QGF tais como tensão corrente e frequência e pela conversão dessas grandezas em sinais digitais que são enviados ao CSC que abriga o SSC e ao qual estão conectados os equipamentos da interface homemmáquina Ao lado do mesmo QGF está localizado ainda o centro de aquisição de dados da proteção uma unidade que aquisita e concentra as informações relativas à atuação dos relés e atuadores em geral e as envia ao mesmo CSC responsável pelo processamento dessas informações usando um sistema SCADA aderente a um sistema especialista no qual está instalado Dependendo do nível de recursos do SSC são geradas diversas e complexas funções indo desde um simples comando de um disjuntor até a recomposição da subestação após uma falha geral do sistema elétrico São também geradas telas nos monitores ou painéis mímicos dinâmicos disponibilizando funções de comando ao operador que pode utilizálas por meio de um teclado alfanumérico Se há necessidade que determinadas informações sejam registradas em papel o SSC pode gerar relatórios por uma impressora local No entanto se essas ou outras informações necessitam satisfazer às exigências de um nível hierárquico superior podem ser enviadas por meio de um gateway Como se percebe a estação central concentra todos os recursos de hardware e de software Apesar da aparente confiabilidade do sistema em virtude de estar sob condições ambientais controladas não tem sido uma solução desejada já que no presente caso qualquer falha em quaisquer centros de supervisão ou aquisição de dados imobiliza todo o sistema de automação Figura 1414Arquitetura centralizada configuração 1 Esta mesma arquitetura de sistema de automação pode ser aplicada em outra situação de layout dos equipamentos elétricos da subestação conforme pode ser observado na Figura 1415 que caracteriza uma arquitetura de hardware parcialmente distribuída e processamento centralizado Nesta configuração os relés convencionais estão instalados em cubículos metálicos junto aos equipamentos aos quais dá proteção Podese notar que o nível de confiabilidade do sistema não se alterou a não ser com a introdução de um sistema dual de supervisão e controle instalado conforme mostrado na Figura 1415 Todas as observações relativas à concepção anterior continuam válidas Observar que apesar de os equipamentos de aquisição de dados relés medidores etc apresentarem uma formação distribuída as informações do sistema elétrico continuam concentradas no QGF instalado na casa de comando guardando portanto as características de sistema centralizado 146212 Uso de relés digitais O SSC centralizado admite outra concepção quando se adota como solução uma alternativa àquela representada na Figura 1414 e que consiste na substituição dos relés convencionais instalados no QGF por relés digitais Neste caso a comunicação entre o QGF e o CSC é direta sem necessidade do uso do CADP parte integrante da UADC No entanto a conversão dos dados analógicos continua sob a responsabilidade do CADA parte integrante da UADC que exerce a mesma função anterior A Figura 1416 mostra este tipo de configuração que caracteriza um sistema de arquitetura de hardware centralizado e processamento centralizado Atualmente é o sistema mais utilizado 14622 Sistema de supervisão e controle SSC distribuído Também conhecido como sistema de processamento distribuído consiste em instalar no pátio de manobra da subestação unidades terminais remotas UTRs ou no sentido mais amplo as unidades de aquisição de dados e controle UADC que compreendem o centro de aquisição de dados analógicos e o centro de aquisição de dados de proteção com capacidade de aquisitar dados de cada ponto do sistema comumente chamado de ilha exercer funções de comando e enviar informações ao CSC montado na casa de comando da subestação 146221 Uso de relés convencionais Figura 1415 A escolha desse tipo de arquitetura de sistema de automação é apropriada para subestações existentes nas quais foram utilizados módulos de proteção comando e sinalização juntos a cada bay no pátio de manobra da subestação Neste caso são utilizadas UADCs ou simplesmente UTRs localizadas nos respectivos bays que aquisitam tanto os dados analógicos como os digitais processam essas informações tomam as decisões definidas pelo software e exercem suas funções localizadas ilhas de manobra sobre os equipamentos sob sua supervisão e controle Neste caso o CSC assume o papel de supervisor geral do sistema e de interface com sistemas hierarquicamente superiores Esse tipo de arquitetura é conhecido como hardware distribuído e processamento distribuído conforme mostrado na Figura 1417 Arquitetura centralizada configuração 2 Figura 1416Arquitetura centralizada configuração 3 A comunicação entre as UTRs e o CSC pode ser feita por cabos de cobre concêntricos e blindados ou por meio de cabos de fibra ótica utilizando acopladores óticos nas extremidades Podese observar que o número de condutores se reduz drasticamente aumentando o nível de confiabilidade do sistema particularmente do sistema de comunicação A aquisição de dados de proteção pelas UTRs é feita com a utilização de relés auxiliares nelas instalados e interligados com os respectivos relés convencionais relés de indução ou estáticos Já a aquisição de dados analógicos é feita por meio de transdutores instalados de preferência nos cubículos dos equipamentos analógicos ou no interior dos gabinetes das UTRs 146222 Uso de relés digitais O sistema de supervisão e controle distribuído com uso de relés digitais tem sido a arquitetura mais aceita e aplicada ultimamente É utilizada na maioria dos casos em subestações novas ou em subestações existentes mas que o cliente esteja preparado para arcar com os custos adicionais de substituição dos relés convencionais por unidades numéricas e com outras alterações que normalmente são necessárias em casos dessa natureza Esta solução se caracteriza pela instalação de gabinetes distribuídos em cada bay da subestação nos quais serão instalados os relés de proteção digitais os relés auxiliares para aquisição de dados digitais das chaves e disjuntores e finalmente os componentes da unidade terminal remota que assume a função da UADC centro de aquisição de dados da proteção e centro de aquisição de dados analógicos a qual por sua vez é conectada com o CSC instalado na casa de comando da subestação Tal como ocorre na configuração anterior o CSC assume o papel de supervisor geral do sistema e de interface com sistemas hierarquicamente superiores A Figura 1418 mostra esse tipo de arquitetura caracterizada como sistema de hardware distribuído e processamento distribuído Ainda a partir da Figura 1418 percebese a simplicidade do sistema de comunicação que resulta uma maior confiabilidade devido ao pequeno número de condutores utilizados Enquanto isso a Figura 1419 ilustra a posição das UADCs próximas aos equipamentos de força de uma subestação A Figura 1420 sintetiza por meio de um diagrama a interação entre as unidades de aquisição de dados e controle e o centro de supervisão e controle destacandose a facilidade de o operador obter dados do sistema junto aos bays utilizando um PC portátil conectado às UTRs Figura 1417 Figura 1418 Arquitetura distribuída configuração 1 Arquitetura distribuída configuração 2 Figura 1419 Figura 1420 Localização das UADCs em uma subestação automatizada Ilustração diagramática de uma subestação automatizada A título de ilustração podese observar na Figura 1421 um exemplo de tela de um monitor do SSC disponibilizando o diagrama unifilar da instalação de forma amigável facilitando a tomada de decisão do operador que também tem como meios auxiliares de informação uma lista de eventos aos quais tem acesso no momento que desejar 14623 Protocolo de comunicação entre relés digitais Definese como protocolo em um sistema de automação um conjunto de regras capaz de determinar e gerenciar a forma como a comunicação deve ocorrer entre dois pontos de uma rede de comunicação de dados na extremidade da qual operam Figura 1421 duas estações de trabalho O protocolo e o meio pelo qual são transmitidos os dados de um sistema de automação são de fundamental importância para o desempenho e segurança de um sistema elétrico pois um erro ou inconsistência de informação pode ocasionar uma ordem de desarme de um ou mais disjuntores levando à interrupção injustificável do fornecimento de energia de grandes áreas No caso de uma subestação industrial a falha no sistema de comunicação poderá interromper o processo produtivo de uma indústria com sérios prejuízos materiais e financeiros Enquanto o protocolo define as regras a que deve obedecer a comunicação de dados estabelecendo o início e o final de cada mensagem o meio físico é entendido como o caminho pelo qual deve ser transmitida a informação na rede de comunicação Ilustração da tela de um monitor de um sistema de automação de subestação Podem ser utilizados como meios físicos para a transmissão de informação os cabos de fibra ótica o mais utilizado fios metálicos comunicação via satélite e outros Alguns anos atrás cada fabricante utilizava em seus equipamentos de proteção e medição um protocolo dedicado o que não permitia que um relé se comunicasse com outro relé de um fabricante concorrente Isso trazia um grande transtorno para as concessionárias e indústrias que desejassem implantar um sistema de automação nas suas subestações pois em qualquer reforma ou ampliação desses empreendimentos era praticamente obrigatório continuar adquirindo os produtos daquele fabricante Por esse motivo existiam muitos protocolos de comunicação No entanto quando surgiu no mercado o protocolo Modbus desenvolvido pela Schneider de fácil implementação e principalmente por um protocolo aberto muitos fabricantes aderiram a esse protocolo No entanto no final da década de 1990 e início da década de 2000 foi desenvolvido pela IEC International Electrotechnical Commission um protocolo a ser universalizado entre os fabricantes de relés de proteção Atualmente praticamente todos os relés dos mais diferentes fabricantes utilizam esse protocolo de comunicação de dados denominado IEC 61850 1463 Meios ambientes Tratandose do uso de equipamentos de microeletrônica sensíveis aos diferentes tipos de meio ambiente serão analisadas as soluções anteriormente estudadas quanto à interferência causada pelo sistema elétrico que reduz a vida útil degrada a confiabilidade e de forma geral agride os sistemas de automação a b a São diversos os meios ambientes agressivos que prejudicam o desempenho do hardware dos sistemas de automação Sugerimos ao leitor rever o Capítulo 1 no qual foram descritos os diferentes tipos de meio ambiente reconhecidos por normas internacionais que limitam a instalação do hardware quando da implementação de uma solução em qualquer projeto de instalação industrial No entanto para os propósitos desta seção serão analisados basicamente dois tipos de meios ambientes 14631 Interferências eletromagnéticas Como se pode concluir a área de uma subestação de potência é altamente poluída de campos elétricos e magnéticos de alta intensidade que podem interferir e até mesmo destruir equipamentos de tecnologia da informação também conhecidos como equipamentos eletrônicos sensíveis O enlace desses campos sobre os mencionados equipamentos pode ser feito de diferentes formas Radiação Condução Sugerimos ao leitor que recorra ao livro Proteção de Equipamentos Eletrônicos Sensíveis do autor ou outra literatura dedicada ao assunto A aquisição do hardware deve ser precedida de uma especificação rigorosa quanto à compatibilidade desses equipamentos em ambientes eletromagneticamente hostis Existem normas que definem os parâmetros aceitos de compatibilidade eletromagnética aos quais os fabricantes deverão se submeter Do ponto de vista das quatro soluções anteriormente apresentadas podemos fazer a seguinte análise Sistemas fisicamente centralizados Como todos os equipamentos de tecnologia da informação estão contidos no interior da casa de comando as radiações eletromagnéticas geradas no pátio da subestação por transformadores abertura de disjuntores e chaves etc podem ser mais facilmente atenuadas com um projeto de blindagem da casa de comando Esta solução só é válida para interferências eletromagnéticas por radiação Neste tipo de arquitetura os condutores utilizados são em geral de cobre concêntricos interligando os equipamentos e os relés de proteção convencionais ao QGF Como se percebe pela Figura 1414 os condutores percorrem um longo caminho ao lado de equipamentos emissores de radiações eletromagnéticas de alta intensidade principalmente quando são operados além da presença de condutores elétricos do sistema de potência de instalação aérea ou subterrânea A solução para evitar que um ruído eletromagnético seja conduzido pelos condutores até penetrar nos equipamentos de tecnologia da informação consiste em instalar dispositivos supressores e filtros no ponto de conexão desses condutores no interior do QGF Outra fonte de interferência eletromagnética de relevância são as descargas atmosféricas que podem induzir tensões elevadas nos condutores do sistema de potência e que por condução são levadas aos equipamentos de tecnologia da informação Os supressores anteriormente referidos revelam ser uma proteção adequada a esse tipo de distúrbio Sistemas fisicamente distribuídos É fácil concluir que como parte do hardware está instalada no pátio da subestação junto aos equipamentos de potência está sujeita a ser atingida por radiações eletromagnéticas Neste caso os equipamentos de tecnologia da informação devem ser portadores de certificado de compatibilidade eletromagnética para operarem nestas condições Para controlar as interferências do tipo conduzido sobre os equipamentos numéricos no interior da subestação é necessário assim proceder Se forem usados cabos concêntricos de cobre devemse aplicar dispositivos supressores e filtros Se forem usados cabos de fibra ótica por natureza estes são imunes a interferências eletromagnéticas 14632 Temperatura ambiente Os equipamentos de tecnologia da informação são extremamente sensíveis às temperaturas elevadas a que são submetidos Normalmente são especificados para trabalharem na faixa de temperatura de 10 a 70 ºC Fora dessa faixa seus componentes podem ser danificados Sistemas fisicamente centralizados b Como neste caso os equipamentos de microinfromática estão instalados no interior da casa de comando devese dispor de um sistema de climatização eficiente de forma a manter esse ambiente à temperatura adequada Esta é uma grande vantagem que possuem os sistemas fisicamente centralizados Sistema fisicamente distribuído Os equipamentos de tecnologia da informação estão expostos a temperaturas elevadas durante praticamente todo o ano principalmente nas Regiões Norte e Nordeste do Brasil É importante lembrar que a temperatura no interior dos gabinetes que abrigam os relés UTRs etc é bem superior às temperaturas externas notadamente por não haver muitas aberturas de ventilação Se é especificado um gabinete com baixo grau de proteção permitese a penetração de poeira bastante nociva à integridade dos equipamentos principalmente quando se trata de subestação em área industrial de elevada poluição atmosférica Esta tem sido uma das principais desvantagens deste tipo de solução Há outros tipos de influência do meio ambiente nocivos à integridade dos equipamentos eletrônicos sensíveis mas que serão apenas citados Umidade Vibração Presença de substâncias corrosivas Radiações solares Presença de corpos sólidos Cabe alertar que a malha de terra da subestação pode exercer uma grande influência sobre o desempenho e a integridade dos equipamentos eletrônicos sensíveis Necessário se faz projetar e executar a malha de terra que atenda simultaneamente às condições exigidas pelo sistema de força e pelo sistema de automação Este assunto pode ser estudado no livro Proteção de Equipamentos Eletrônicos Sensíveis do autor 1464 Centro de supervisão e controle Há muitas possibilidades de se dimensionar os equipamentos facilidades e programas para um CSC Além disso com a rápida obsolescência dos equipamentos da tecnologia da informação criase uma dificuldade adicional para o profissional especificar esses equipamentos de sorte que possam satisfazer às necessidades do processo no maior espaço de tempo possível 14641 Hardware Como ilustração será fornecida uma lista de equipamentos e facilidades utilizados nos projetos de automação sem a preocupação de informar a quantidade apropriada pois cada solução requer um dimensionamento adequado Unidade de processamento do servidor da base de dados Arquitetura a ser definida por exemplo RISC Processador Core i7 Memória RAM em Gbytes Número de slots do tipo PCI e PCIe Memória de massa com capacidade em Gbytes e interface especificada em SCSI ou IDE Interface serial a ser definida por exemplo RS232 RS485 Porta USB Gravadora de CDROM Leitora de CDROM Placa de som Interface Ethernet com interface PCIe e capacidade adequada Placa controladora SVGA com capacidade de memória adequada e interface PCIe Terminal de vídeo LCD de 26 ou 32 Impressoras Painel mímico dinâmico Ploters Scanners Mesa digitalizadora Teclado e mouse Par de caixa de som 14642 Software Sistema operacional por exemplo sistema Unix Banco de dados relacional Oracle Informix ou SQL Protocolo de comunicação de dados TPCIP Interface homemmáquina In Touch 147 Automação de processos industriais A automação industrial vem crescendo aceleradamente na busca de maior produtividade eficiência e qualidade de produtos manufaturados O nível de automação de cada unidade industrial é função de uma série de fatores como custobenefício adaptabilidade das máquinas que participam do processo etc Há indústrias em que o nível de automação é significativamente elevado enquanto em outras a automação fica restrita apenas a alguns setores da linha de produção Porém nos projetos industriais novos a tendência é alcançar um nível de automação cada vez mais elevado Há no mercado especializado várias soluções para automação industrial Não existe um padrão internacional a seguir apesar dos esforços da indústria de equipamentos e programas mas a cada dia a intercambialidade e interoperabilidade aproximam as diferentes soluções O que se pretende neste capítulo é conceituar o assunto e os princípios fundamentais que norteiam os projetos de automação adotados basicamente por qualquer solução Para facilidade de compreensão observar a Figura 1422 que mostra uma esteira transportadora automatizada como parte de um processo mais complexo e muito comum em grande parte das indústrias de manufaturados Podese neste caso querer controlar as seguintes grandezas Velocidade da esteira Número de peças transportadastempo Desvio de peças para uma derivativa após alcançar determinado parâmetro número de peças por exemplo Dimensões etc Figura 1422 Esteira transportadora automatizada Podese observar a existência de vários tipos de sensores e atuadores ao longo da esteira transportadora que se comunicam com os dispositivos escravos que por sua vez são gerenciados por um dispositivo denominado mestre Este conceito é básico para a compreensão do processo Para que se obtenha um nível de automação cada vez mais abrangente dentro de uma instalação é necessário que a tecnologia alcance o nível mais baixo do chão de fábrica em que por meio de sensores e atuadores convencionais ou dedicados instalados junto às máquinas enviem informações e recebam comandos de níveis hierárquicos superiores de forma que todo o processo seja monitorado e controlado de um centro de comando São conhecidas várias tecnologias de redes de campo que se aproximam do nível de chão de fábrica e cada uma delas representa uma solução proprietária de um provedor sendo as mais conhecidas o Profibus da Siemens o Bitbus etc No entanto temse fortalecida uma tendência de padronizar uma solução comprometida por diversos e importantes provedores no campo da automação industrial despontando o sistema ASi Actuator Sensor Interface como uma solução com excelentes qualidades técnicas Simplicidade no uso dos cabos do sistema de comunicação Baixo custo de conexão Elevado nível de imunidade aos campos eletromagnéticos comumente presentes em instalações industriais Possibilidade de conectar sensores e atuadores de diferentes provedores em uma rede de comunicação serial Sistema aberto isto é não proprietário Os sistemas de automação industrial no nível de chão de fábrica apresentam uma configuração básica mostrada na Figura 1423 com as seguintes descrições funcionais Figura 1423 a b c O nível hierárquico superior pode ser constituído por um controlador lógico programável CLP por uma UTR ou por um microcomputador do tipo PC que é denominado mestre dentro dessa estrutura O CLP UTR ou PC pode comunicarse ainda com um nível hierárquico superior denominado centro de supervisão e controle O mestre é dotado de um acoplador responsável pela interface entre o CLP UTR ou PC e a rede de comunicação ou barramento O barramento de campo pode ser constituído por condutores bipolares convencionais não blinda dos ou condutores específicos do padrão adotado com seção de 15 a 15 mm2 dependendo da carga dos sensores e atuadores O barramento de campo é alimentado em tensão contínua de 24 V destinado ao consumo dos sensores e atuadores Aos barramentos de campo são conectados os módulos de acoplamentos dos sensores e atuadores Os sensores recebem informações do processo as quais são transferidas pelo barramento ao CLP UTR ou PC que após processadas podem resultar uma ordem do CLP UTR ou PC a qualquer atuador ligado ao processo Os módulos de acoplamento podem controlar um determinado número de sensores e de atuadores isto é determinado número de entradas e saídas Topologia de um sistema de automação industrial no nível de chão de fábrica 1471 Controle do sistema O controle do sistema pode ser resumido nas seguintes etapas Inicialização Nesta etapa são ajustadas as entradas e saídas de todos os escravos atribuindo a cada uma delas um código específico Reconhecimento e ativação Inicialmente o mestre varre todos os pontos da rede buscando reconhecer os dispositivos escravos atuadores e sensores Ao reconhecer sua presença no sistema cada dispositivo escravo será considerado identificado A partir daí o mestre iniciará o processo de ativação de cada escravo identificado Operação Inicialmente o mestre envia a cada dispositivo ativado uma mensagem relativa ao processo e busca recolher uma mensagem de retorno Caso haja falha nessa comunicação são feitas normalmente novas tentativas ao fim das quais se Figura 1424 a um ou mais dispositivos não in teragir com o mestre serão desconectados do sistema e enviada uma mensagem ao operador notificandoo que os dispositivos estão inabilitados 1472 Interface homemmáquina São constituídos de monitores teclados impressoras e gravadoras Para sistemas mais sofisticados são utilizados painéis mímicos dinâmicos As telas do sistema devem ser desenhadas de forma que o operador identifique facilmente o sistema ou parte dele por meio de sucessivas ampliações do desenho zoom Além disso as mensagens devem ser claras e sucintas A Figura 1424 mostra como ilustração uma tela de um sistema de automação industrial em que estão indicados os equipamentos do processo e suas interligações associadas a códigos de conhecimento do operador 148 Automação de gerenciamento de energia A eficiência do uso de energia no seu conceito mais geral em uma planta industrial requer o uso de ferramentas de supervisão e controle que possam ser otimizadas com o emprego de um sistema informatizado A energia consumida em uma indústria de forma geral provém de fornecimento externo como energia elétrica gás natural carvão etc e de produção interna como gases de alto forno ar comprimido etc O preço eou custo das diferentes formas de energia consumida pela indústria pode variar pela quantidade pelo período de uso no ano uso sazonal e pela hora do dia durante a qual se consome essa energia ponta e fora de ponta Mais recentemente o preço da energia vem sendo negociado entre as indústrias e as concessionárias considerando também o fator qualidade cuja forma e índices adotados fazem parte dos acordos bilaterais O uso racional dessas diferentes formas de energia pode resultar em uma redução do custo operacional da indústria não só pelo valor intrínseco da energia mas pelo valor agregado E para se atingir um sistema de supervisão e controle eficientes é necessário substituir os procedimentos manuais pelo uso dos processos automáticos que implicam os seguintes benefícios econômicos Ilustração da tela de monitor de um sistema de automação industrial Redução de mão de obra b c d a b Em qualquer processo automatizado o número de pessoas envolvidas para o acompanhamento da supervisão e controle de processo fica drasticamente reduzido necessitandose no entanto de poucas pessoas de boa qualificação técnica Aumento da segurança É comprovado que os sistemas mecanizados produzem resultados mais seguros e confiáveis que os processos manuais A fadiga resultante da repetição de uma mesma tarefa compromete a segurança do processo quando a tarefa depende da atenção e concentração da mente humana Redução dos poluentes Supervisão e controle automáticos produzem melhores resultados no controle da poluição ambiental pelo uso de diferentes técnicas notadamente daquelas que controlam os resíduos decorrentes da queima de combustível para a produção de energia elétrica Aumento da regularidade do processo É fácil entender que qualquer processo industrial necessita de regularidade no fornecimento de energia elétrica o que pode ser alcançado com equipamentos específicos como nobreak de potência associado à geração de emergência para circuitos preferenciais Em muitos casos a indústria é autoprodutora de energia elétrica Porém todo esse complexo deve ser supervisionado e controlado por sistemas inteligentes 1481 Funções de um sistema de gerência de energia Existem no mercado algumas dezenas de soluções para o gerenciamento de energia em prédios residenciais comerciais e industriais No caso de instalações industriais a complexidade desses sistemas é função dos requisitos do processo da quantidade de fontes energéticas consideradas e da natureza tecnológica dos equipamentos de produção Genericamente as principais funções que um sistema de gerência de energia pode oferecer são Administração das fontes de energia Considerando que a indústria tenha uma unidade geradora de energia elétrica própria o sistema de gerência de energia SGE deve ser alimentado de todos os parâmetros técnicos econômicos e financeiros que lhe permitam decidir quais os períodos durante o dia mês e ano em que é mais vantajoso substituir ou não a geração própria pela geração da empresa supridora já que atualmente com a desregulamentação do mercado de energia elétrica os preços tendem a variar significativamente O SGE calcula o custo da geração própria em diferentes períodos do dia mês ou ano e decide qual a fonte que produz energia mais econômica e financeiramente satisfatória A título de ilustração são listadas algumas informações necessárias a um SGE a partir das quais ele possa tomar decisão ou seja Tarifa de demanda e consumo da supridora na ponta e fora de ponta na ponta seca e na ponta úmida Condições de takeorpay do contrato de energia com a supridora e suas implicações financeiras Custo do combustível utilizado na autoprodução de energia elétrica Condições de takeorpay do combustível previsto no contrato com a empresa fornecedora e suas implicações financeiras Curva de carga esperada da indústria Valores diários e horários dos preços de energia praticados diariamente no mercado de curto pra zo mercado spot Fluxograma do processo para interação com outras formas de energia produzidas secundariamente como vapor gases de altoforno etc A Figura 1425 ilustra uma planta industrial com autoprodução de energia elétrica Já a Figura 1426 mostra o exemplo da tela de monitor de um sistema de gerência de energia Seleção de cargas elétricas prioritárias Normalmente qualquer gerente industrial conhece com detalhes o nível de comprometimento de cada máquina com o processo produtivo além das cargas cujo desligamento pode provocar acidentes pessoais Neste caso é natural que se faça uma seleção de cargas consideradas prioritárias isto é aquelas que não podem sofrer interrupção por mais que poucos Figura 1425 minutos por exemplo extrusoras para produção de materiais plásticos e de cargas consideradas de alta prioridade em que ocorrendo qualquer flutuação de tensão haja perda do processo como computadores ou máquinas de controle numérico O diagrama da Figura 1425 apresenta uma configuração básica enfocando as chaves de comando e sua interligação com o SSC sendo a seguinte a lógica de manobra Unidade de autoprodução operando em paralelo com o sistema da concessionária Chaves A B C e E na posição ligada Chave D na posição desligada Unidade de autoprodução operando sozinha por falha do sistema da concessionária Chaves A B e D na posição desligada Chaves C e E na posição ligada Diagrama simplificado de planta industrial e sua geração própria Figura 1426 c d e f g Ilustração de tela de monitor de SGE Rede da concessionária ligada e autoprodução fora de operação Chaves C e D na posição desligada Chaves A B e E na posição ligada Durante um regime transitório isto é flutuações acentuadas de tensão e frequência que provoquem interrupção das duas fontes de geração Chaves A B e C são desligadas Chaves D e E são ligadas opção 1 Chave D desligada e chave E ligada opção 2 Após o regime transitório a lógica de manobra vai depender das situações das fontes de energia Controle do fator de potência De acordo com a legislação em vigor o fator de potência tem uma avaliação horária e seu valor não deve ser inferior a 092 indutivo ou capacitivo dependendo da hora durante o período de 24 horas Ainda mais a avaliação do fator de potência é feita com base na energia e demanda reativas Se os valores avaliados estiverem fora dos limites supracitados a indústria será penalizada conforme já foi amplamente explanado no Capítulo 4 Controle de tensão A tensão pode ser controlada pelo SGE que atua nos tapes dos transformadores de potência ou no caso de autoprodução no controle de campo das unidades de geração Controle de frequência O SGE tem como função monitorar a frequência da rede durante transitórios resultantes de perda de cargas ou fenômenos equivalentes Reaceleração de motores Após os transitórios não controlados muitos motores podem ser desligados por insuficiência de tensão aplicada Normalizadas as condições operativas esses motores poderiam ser manobrados simultaneamente ocasionando uma queda de tensão acentuada e provocando um novo distúrbio na rede conforme foi explanado no Capítulo 7 O SGE tem a função de iniciar a aceleração de cada motor de forma a evitar qualquer queda de tensão prejudicial por partida simultânea de duas ou mais unidades Osciloperturbografia Essa função aquisita dados e memoriza seus valores antes durante e depois de uma perturbação qualquer do sistema registrando os valores pontuais de tensão corrente e frequência de forma a dar subsídios à equipe técnica sobre as possíveis causas da ocorrência bem como limites atingidos pelas grandezas elétricas envolvidas A título de ilustração a Figura 1427 mostra uma tela de monitor referente a um SGE As configurações de hardware e sistema de comunicação guardam as mesmas características do sistema de automação de subestação Figura 1427Ilustração de layout de tela de um SGE 151 Introdução As sucessivas crises energéticas iniciadas em 1971 denominada crise do petróleo que culminaram com a decisão dos países que compunham a Organização dos Países Exportadores de Petróleo OPEP de estabelecer que os preços do petróleo seriam fixados pela própria organização e não pelas companhias distribuidoras de petróleo fizeram seu preço saltar de US 400 o barril para cerca de US 4000 Nos dias atuais o preço do petróleo oscila entre US 4000 e US 7000 Declarada a crise os governos e as sociedades em geral foram se conscientizando de que era necessário conter os desperdícios de energia e implementar programas para alcançar esse objetivo No Brasil os Ministérios das Minas e Energia e da Indústria e Comércio tomaram para si essa tarefa em 1985 instituindo o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica Procel cuja função básica era integrar as ações de conservação de energia na época em andamento por iniciativa de várias organizações públicas e privadas Com o aumento do consumo de energia no mundo a sociedade vem a cada dia se preocupando com as medidas de uso racional das diversas formas de energia utilizadas notadamente a energia elétrica foco da análise que será desenvolvida neste capítulo Há também que se considerar que a geração de energia seja ela hidráulica a óleo a carvão e a gás natural agride de uma forma ou de outra o meio ambiente Logo é necessário preservar as fontes de energia existentes comercialmente e aumentar a eficiência dos aparelhos consumidores para evitar maior agressão ao meio ambiente Atualmente o governo brasileiro tem desenvolvido uma política moderada de conservação de energia com a finalidade de reduzir os desperdícios notadamente das áreas industrial comercial e de iluminação pública buscando melhor utilização da energia consumida No momento o Procel órgão vinculado à Eletrobras é o responsável direto pela execução das políticas de eficientização energética agindo das mais diferentes formas como na educação na promoção no financiamento no incentivo etc Os procedimentos e as ações para reduzir os desperdícios de energia elétrica descritos neste livro são resultados de práticas utilizadas nas dezenas de projetos desenvolvidos pela Consultoria e Projetos Elétricos CPE associada a uma extensa pesquisa de publicações especializadas notadamente aquelas editadas pelo Procel Para se realizar um estudo de eficiência energética em uma instalação industrial é necessário agir nos diferentes tipos de carga com a finalidade de verificar seu potencial de desperdício Além das cargas devem ser implementadas certas ações que podem resultar na racionalização do uso de energia e na consequente economia na fatura mensal de energia elétrica Essas ações devem ser implementadas nos segmentos de consumo a seguir relacionados Iluminação Condutores elétricos Fator de potência Motores elétricos Consumo de água Climatização Ventilação natural Refrigeração Aquecimento de água Elevadores e escadas rolantes Ar comprimido Carregamento de transformadores Instalação elétrica Administração do consumo de energia elétrica Controle de demanda 152 Levantamento e medições Antes de desenvolver quaisquer ações de eficiência energética que envolvam custos devese inicialmente realizar um levantamento dos aparelhos elétricos instalados nos diferentes segmentos da indústria conforme anteriormente indicado Após obtidos esses resultados é necessário realizar medições de parâmetros elétricos como energia demanda ativa e reativa corrente tensão e fator de potência Para instalações industriais com grande número de equipamentos de comutação e chaveamento como retificadores nobreaks inversores etc é necessário realizar medições de componentes harmônicos de tensão e corrente para fins de avaliação de sua contribuição no desempenho do sistema elétrico As medições devem ser realizadas com medidores digitais com memória de massa que permitam obter graficamente as curvas dos valores medidos Como exemplo podese citar o aparelho de medição SAGA 4000 mostrado na Figura 112 A seleção dos pontos de medição depende do objetivo do estudo de eficiência energética Para um estudo completo da instalação devem ser realizadas medições nos seguintes pontos Quadros de luz QL Essa medição pode ser feita por meio de uma leitura instantânea O valor da energia pode ser obtido considerando o tempo médio de funcionamento de cada setor Terminais dos motores No caso de pequenos motores as medições devem ser feitas em seus terminais por meio de uma leitura instantânea São considerados motores pequenos aqueles cuja potência nominal é igual ou inferior a 5 cv Para motores com potência superior a 5 cv mas que operam de forma contínua e com carga uniforme basta obter também uma leitura instantânea ou de pequena duração em torno de quatro horas Para motores que operam de forma não contínua e com carga não uniforme é necessário realizar uma medição que caracterize pelo menos um ciclo operacional da máquina Utilizando esses procedimentos é possível obter resultados que indiquem a substituição ou não dos motores Centros de controle dos motores CCM Essa medição tem por objetivo básico obter informações do consumo de energia níveis de tensão e de distorção harmônica Podese adotar como satisfatória uma medição por um período de 24 horas Quadro geral de força QGF Essa medição tem por objetivo principal avaliar os ganhos obtidos a partir da implementação das medidas de eficiência energética Para isso é necessário que as medições sejam realizadas durante a fase de levantamento e após a conclusão das ações desenvolvidas A diferença entre os valores de energia e demanda das duas medições mostra os ganhos obtidos com o projeto Essa medição deve ser realizada por um período mínimo de uma semana para que se possam obter resultados satisfatórios Com os resultados das demandas ativas horárias obtidas a cada dia organizase uma tabela horária média a partir da soma das demandas respectivas de cada dia em cada horário Por exemplo o valor da demanda média de 73 kW registrada no horário de 1145 horas mostrada na Tabela 151 parte da medição completa é o resultado da média dos valores de demanda dos dias da semana nesse mesmo horário Já o gráfico da Figura 151 mostra a formação das curvas registradas no período de medição Para efeito de avaliação dos resultados devem ser consideradas apenas as curvas médias das medições realizadas antes e depois das ações de eficiência energética Para se determinar o consumo médio mensal da instalação a partir dos resultados das medições podese calcular a taxa média de consumo Para melhor explanar o assunto seguir o método numérico aplicado sobre os resultados de uma medição Figura 151 Tabela 151 Curva de carga semanal Medição semanal kW Hora Segundafeira Terçafeira Quarta feira Quinta feira Sextafeira Sábado Domingo Média da semana 1045 98 87 85 90 88 12 9 67 1100 98 92 88 91 92 12 9 69 1115 101 91 91 90 95 12 9 70 1130 102 94 92 95 96 13 10 72 1145 102 97 94 102 95 12 10 73 1200 101 98 92 103 98 11 10 73 1215 97 97 89 102 97 13 9 72 1230 91 96 91 101 96 10 10 71 1245 90 99 93 106 88 10 10 71 1300 91 95 96 106 87 9 10 71 1315 93 97 89 102 83 10 11 69 1330 96 109 87 107 85 10 10 72 1345 96 111 94 110 86 10 11 74 1400 98 114 90 104 81 10 11 72 1415 99 111 85 101 76 9 11 70 1430 99 105 82 98 74 10 10 68 1445 98 100 78 95 75 9 11 67 1500 90 102 79 88 77 9 11 65 1515 85 101 76 84 76 10 10 63 1530 82 96 76 85 76 9 11 62 1545 82 95 72 87 72 9 10 61 Dados da medição realizada demanda máxima mensal 9905 kW máxima registrada durante o período de medição consumo de energia ativa 89050 kWh energia registrada no aparelho durante o período de medição data de início da medição 12112009 data do fim da medição 19112009 hora de início da medição 1215 h hora do fim da medição 1200 h tempo de duração da medição 16775 h Determinação da taxa de consumo médio Determinação do consumo médio mensal Tcm 53084 kWhh 24 h 30 dias 382204 kWhmês 153 Cálculo econômico Todo projeto de uma instalação elétrica deve buscar a eficiência operacional No entanto essa eficiência deve ser medida de forma a se encontrar justificativas econômicas para sua implementação Não é razoável adotar procedimentos para eficientizar um projeto elétrico a qualquer custo Sempre que for adotada uma ação de eficiência energética esta deve ser precedida de uma análise econômica O método de cálculo denominado valor presente líquido VPL é de fácil execução e deve ser aplicado em todas as ações de eficiência energética O valor presente líquido é a soma algébrica de todos os fluxos de caixa descontados para o instante T 0 Pode ser determinado pela Equação 151 Fac fluxos acumulados em R Fc fluxo de caixa descontado que corresponde à diferença entre as receitas e despesas realizadas a cada período considerado em R Ir taxa interna de retorno ou taxa de desconto T tempo em meses trimestre ou ano a que se refere a taxa interna de retorno N número de períodos Com esse método podese determinar o tempo de retorno do investimento observandose a planilha de cálculo da Tabela 152 ou o gráfico da Figura 152 Quando a curva dos fluxos acumulados tocar a reta representativa do investimento obtémse o tempo de retorno do investimento realizado Exemplo de aplicação 151 Figura 153 Figura 154 Tabela 153 Utilizar lâmpadas fluorescentes T8 de 16 ou 32 W em substituição às lâmpadas fluorescentes existentes comuns T10 de 20 e 40 W respectivamente as lâmpadas fluorescentes T8 são adequadas às luminárias para lâmpadas fluorescentes T10 Em instalações novas utilizar lâmpadas fluorescentes T5 de 15 ou 28 W que equivalem às lâmpadas fluorescentes T10 de 20 e 40 W respectivamente essas lâmpadas não são adequadas às luminárias para lâmpadas T8 Posição das lâmpadas halógenas embutidas no forro Posição das lâmpadas fluorescentes instaladas no teto Utilizar lâmpadas LEDs na forma de projetores em galpões industriais O custo tende aproximarse ao da solução com projetores com lâmpadas de vapor metálico Reduzir a iluminação ornamental utilizada em vitrines e placas luminosas As lâmpadas incandescentes devem ser substituídas por lâmpadas fluorescentes compactas de acordo com a Tabela 153 Equivalência de fluxo luminoso entre lâmpadas incandescentes e compactas Tensão Lampadas incandescentes Lâmpadas compactas Volts Watts 127 25 5 40 9 50 13 60 15 70 75 80 20 90 25 Tabela 154 100 220 25 5 30 9 40 50 11 60 70 15 75 80 20 90 23 100 25 Utilizar lâmpadas de maior eficiência possível e que podem ser escolhidas a partir da Tabela 154 Utilizar reatores de maior eficiência Os reatores eletrônicos são aqueles que apresentam uma eficiência energética muito superior aos reatores convencionais ou seja reatores eletromagnéticos Utilizar luminárias de maior aproveitamento ener gético A eficiência de uma luminária pode ser me dida relacionando o fluxo emitido pelas lâmpadas e o fluxo que deixa a luminária As luminárias tam bém devem ser escolhidas em função da curva de distribuição da intensidade luminosa Esse é um ponto difícil para o projetista Assim se uma luminária caracterizada por sua curva luminotécnica foca com maior intensidade o plano de trabalho e com menor intensidade as paredes apresenta uma maior eficiência energética No entanto do ponto de vista do observador o ambiente lhe parece escuro apesar de o nível de iluminamento estar adequado ao tipo de tarefa do ambiente pois a avaliação inicial dá preferência à iluminação das paredes Isto é a prática das empresas que trabalham em eficiência energética na substituição de lâmpadas e luminárias comuns por equipamentos eficientes Eficiência luminosa das lâmpadas elétricas lmW Tipo de lâmpada Valor médio Valor máximo Incandescente 13 17 Halógena 17 25 Vapor de mercúrio 50 55 Fluorescente compacta 60 87 Fluorescente tubular 80 95 Multivapor metálico 80 95 LED 80 160 Sódio de alta pressão 100 138 Sódio de baixa pressão 150 200 Tabela 155 Tabela 156 A Tabela 153 mostra a equivalência de fluxo luminoso entre lâmpadas incandescentes e compactas do tipo eletrônica com reator incorporado A Tabela 154 indica a eficiência luminosa de vários tipos de lâmpadas comerciais Já a Tabela 155 mostra a equivalência de fluxo luminoso entre alguns tipos de lâmpadas de uso comum em instalações comerciais e industriais áreas administrativas Está em ascensão o uso de LEDs nos sistemas de iluminação São aplicados especialmente em residências hotéis motéis e mais recentemente na indústria Consomem pouca energia e têm uma vida útil muito elevada 15412 Manutenção do sistema de iluminação Para que o usuário do sistema de iluminação tenha sempre as condições de iluminância na forma como foi inicialmente projetado é necessário que o profissional de manutenção execute as seguintes tarefas As paredes o forro e as janelas devem ser limpos com determinada frequência já que normal mente quando é projetado um sistema de iluminação o projetista determina o número de lâmpadas de acordo com a cor das paredes piso e teto na condição de limpos Se as paredes teto e piso ficam sujos a iluminância no recinto se torna menor prejudicando as pessoas que utilizam tal ambiente As luminárias devem ser limpas com determinada frequência Todas as instalações se tornam sujas com o tempo e reduzem a iluminância O intervalo do tempo de limpeza das luminárias e das lâmpadas depende do grau de sujeira presente no ambiente Por exemplo nos ambientes de cozinha a gordura das frituras rapidamente recobre as superfícies das luminárias e lâmpadas Nestes locais é conveniente proceder a limpeza desses aparelhos a cada dois meses Equivalência de fluxo luminoso entre lâmpadas Lâmpada Tipo Lâmpada Tipo W W 125 Vapor de mercúrio 70 Vapor de sódio de alta pressão 250 Mista 20 Fluorescente T10 100 Incandescente 40 Fluorescente T10 150 32 Fluorescente T8 40 Fluorescente T10 16 Fluorescente T8 20 Fluorescente T10 Substituir semanal ou mensalmente as lâmpadas queimadas Se não for conveniente sob o ponto de vista de trans torno na área de produção substituir as lâmpadas com mal funcionamento ou queimadas quando acumular um total de 10 Para evitar a perda de iluminância quando 10 das lâmpadas estiverem queimadas é necessário no cálculo luminotécnico acrescentar 10 de lâm padas Esse acréscimo pode ser evitado se as lâmpa das forem substituídas logo que se queimem O intervalo de tempo para limpeza das luminárias varia em conformidade com nível de poluição do ambiente industrial De outra forma devemse limpar as luminárias sempre que ocorrer a troca das lâmpadas nela instaladas Limpar ou pintar periodicamente as paredes e o teto mantendo o piso sempre limpo Para facilitar as ações de manutenção da indústria observar as Tabelas 156 157 e 158 A Tabela 159 ilustra uma sequência de cálculo para avaliar o potencial de economia que pode ser encontrado em um determinado ambiente Distúrbios no funcionamento de lâmpadas fluorescentes d Tabela 1510 Tabela 1511 Total mensal R 549873 Custo anual de manutenção do sistema existente Material Lâmpada de 40 W 3576 868 12 R 3724761 Lâmpada de 20 W 188 480 12 R 108288 Reatores de 40 W 1066 1200 12 R 1535004 Reatores de 20 W 561 1120 12 R 75398 Subtotal 1 R 5443451 Mão de obra para substituição Lâmpada de 4020 W 3576 188 280 12 R 1263660 Reator de 4020 W 1066 561 576 12 R 775595 Subtotal 2 R 2039250 Total anual 12 R 7482706 Total mensal R 623558 Custo anual da energia do sistema existente Custo anual de energia tarifa azul Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição R kW R MWh Horasmês Mês ano kW kWhmês kWh ano R mês R ano Demanda FP 7930 12 2124 168433 2021198 Demanda P 25050 12 2124 532062 6384744 Consumo FPS 21947 7 49064 343448 1076808 7537653 Consumo PS 35301 7 11682 81774 412386 2886704 Consumo FPU 21947 5 49064 245320 1076808 5384038 Consumo PU 35301 5 11682 58410 412386 2061931 Total 728952 26276269 Total mensal Rmês 2189689 Tarifa média mensal RMWh 36047 Custo anual da energia do sistema novo Custo anual de energia tarifa azul Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Tabela 1512 Descrição RkW USMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano Demanda FP 7930 12 804 63757 765086 Demanda P 25050 12 804 201402 2416824 Consumo FPS 21947 7 18572 130004 407600 2853198 Consumo PS 35301 7 4422 30954 156101 1092707 Consumo FPU 21947 5 18572 92860 407600 2037998 Consumo PU 35301 5 4422 22110 156101 780505 Total 275928 9946319 Total mensal Rmês 828860 Tarifa média mensal RMWh 36047 Valor presente líquido Cálculo do VPL anual Investimento em R 10680464 Taxas de juros mensais 10400 Mês Sistema existente Sistema novo Receitas R Fluxo atualizado R Fluxos acumulados R Energia OM Energia OM 1 2189689 623558 828860 549873 1434514 1379340 1379340 2 2189689 623558 828860 549873 1434514 1326289 2705629 3 2189689 623558 828860 549873 1434514 1275278 3980907 4 2189689 623558 828860 549873 1434514 1226229 5207136 5 2189689 623558 828860 549873 1434514 1179066 6386201 6 2189689 623558 828860 549873 1434514 1133717 7519919 7 2189689 623558 828860 549873 1434514 1090113 8610031 8 2189689 623558 828860 549873 1434514 1048185 9658217 9 2189689 623558 828860 549873 1434514 1007871 10666087 10 2189689 623558 828860 549873 1434514 969106 11635194 Tabela 1513 e Tabela 1514 Ci custo inicial de instalação do cabo Ce custo de energia desperdiçada ao longo do tempo Elevação da resistência elétrica dos condutores de cobre com a temperatura Fator de correção de temperatura Temperatura C Fator de correção 20 1 30 1039 40 1079 50 1118 60 1157 70 1197 80 1236 90 1275 Cálculo da seção econômica de um condutor Pode ser calculado de acordo com a Equação 153 Ic corrente de carga Na número de anos considerados no cálculo tempo de operação do cabo Nh número de horas por ano de funcionamento G custo médio do cabo em Rmm2 km esse valor pode ser obtido a partir do preço médio de mercado dos cabos de mesmo material condutor e isolação assim se um cabo de cobre de 120 mm2 isolação EPR 061 kV tem preço médio de mercado de R 5920m o valor de G R 49332mm2 km ou seja G 1000 Em geral o valor de G vale para os cabos das demais seções e de mesma especificação Ce custo médio da energia elétrica em RkWh Para que se possa realizar um estudo da seção econômica dos condutores de uma instalação é necessário levantar os dados de campo dos circuitos a serem trabalhados o que pode ser feito pela planilha fornecida na Tabela 1515 Temperatura de trabalho dos condutores isolados em função do carregamento Temperatura de trabalho em função do carregamento Relação IcIcabo Temperatura C Relação IcIcabo Temperatura C Cabo XLPEEPR 000 30 100 90 010 32 110 105 Tabela 1515 020 35 120 117 030 38 130 130 040 45 140 145 050 50 150 165 060 60 160 182 070 70 170 205 080 80 180 218 090 90 190 240 Cabo PVC 000 30 100 70 010 31 110 85 020 34 220 100 030 36 230 112 040 38 240 112 050 42 250 128 060 48 260 138 070 52 270 150 080 57 280 170 090 65 290 180 Avaliação do potencial de economia de energia elétrica nos condutores Exemplo de aplicação 153 a Determinar a seção econômica de um condutor isolação EPR cuja carga é de 210 A e funciona durante 13 horas ao dia durante 22 dias ao mês A tarifa média de energia elétrica da instalação é de R 32000MWh O tempo de operação considerado para o cabo é de 10 anos Exemplo de aplicação 154 Calcular a alternativa de alimentação de uma carga de 210 A utilizando inicialmente um circuito em condutor XLPE e comprimento de 175 m instalado em canaleta fechada ou adotando um condutor de PVC de capacidade equivalente A instalação opera durante 13 horas ao dia durante 22 dias ao mês A indústria é do grupo tarifário convencional Adotar uma taxa de juro de 16 ao ano Condutor de isolação PVC 70 ºC Seção Icar 210 A Snc 150 mm2 Inc 230 A Carregamento Fator de correção da resistência T 60 C Fcr 1777 valor interpolado da Tabela 1513 Perdas de potência devido à resistência do condutor Perdas de energia mensal devido à resistência do condutor E Pca T 4 13 22 1144 kWhmês Custo anual de energia tarifa convencional A4 C150 4 kW R 2451kW 1144 kWhmês 022878 12 C150 R 431717 Os valores das tarifas podem ser obtidos na Tabela 111 Figura 156 Ano Condutor XLPE Condutor PVC Receitas R Fluxos Atualizados R Fluxos Acumulados R Cabo XLPE OM Cabo PVC OM 1 744602 000 431717 000 312885 306750 306750 2 744602 000 431717 000 312885 300735 607485 3 744602 000 431717 000 312885 294839 902324 4 744602 000 431717 000 312885 289057 1191381 5 744602 000 431717 000 312885 283390 1474771 6 744602 000 431717 000 312885 277833 1752604 7 744602 000 431717 000 312885 272385 2024989 8 744602 000 431717 000 312885 267044 2292033 9 744602 000 431717 000 312885 261808 2553841 10 744602 000 431717 000 312885 256675 2810516 Tempo de retorno do investimento 1543 Correção do fator de potência Em todo estudo de eficiência energética de uma instalação é de fundamental importância o controle do fator de potência cujo assunto foi tratado no Capítulo 4 1544 Motores elétricos Os motores elétricos em uma instalação industrial consomem em média 75 da energia demandada Por isso devem ser motivo de avaliações periódicas para determinar se estão operando na faixa de melhor desempenho De forma geral na indústria mesmo aquelas instaladas em períodos recentes em que o tema eficiência energética tem tomado corpo entre os gerentes de produção e financeiros existe um considerável desperdício de energia notadamente na operação dos motores elétricos devido a algumas causas que podem ser relacionadas Substituição de motores defeituosos por motores de potência superior pelo simples fato de não haver disponibilidade de um motor de igual potência e características no setor de manutenção da indústria Instalação pelo próprio fabricante da máquina a ser acionada de um motor de capacidade desnecessariamente superior às necessidades da mesma Figura 157 Fatores de correção adotados por projetistas e profissionais de manutenção que elevam a capacidade nominal dos motores em busca de uma maior segurança e vida útil Falta de conhecimento real da carga que será acionada e de suas demais características operacionais Falta de conhecimento técnico para aplicação dos fatores de serviço de alguns motores Previsão quase sempre inatingível de aumento de produção da máquina Suposição de que motores subdimensionados têm menores desgastes mecânicos e maior vida útil Redução por tempo muito longo do ritmo de produção de determinadas máquinas Em geral para motores de potência nominal não superior a 100 cv são válidas as seguintes informações constatadas pelos catálogos dos fabricantes Quanto maior sua potência nominal mais elevado é seu rendimento máximo Os motores em geral operam com seu rendimento máximo quando carregados a 75 de sua potência nominal Os motores que operam com uma taxa de carregamento igual ou inferior a 50 de sua potência nominal apresentam um rendimento acentuadamente declinante Os motores que operam com uma taxa de carregamento igual ou superior a 65 de sua potência nominal apresentam um rendimento próximo de seu rendimento máximo A especificação a utilização e os cuidados com os motores elétricos podem resultar na eliminação ou redução dos desperdícios de energia elétrica ou seja Curva de potência ativa de uma prensa Substituir os motores elétricos que operam com carga inferior a 60 de sua capacidade nominal relação entre a potência útil e a potência nominal Instalar inversores nos motores elétricos de indução que operam por um longo período de tempo com carga de potência variável como ventiladores compressores etc Instalar inversores nos motores utilizados nas estações de tratamento de esgoto ou em emissores submarinos e cargas similares pois durante o período da madrugada há uma acentuada redução na produção de esgoto e consequentemente menor solicitação dos motores Durante a avaliação dos motores elétricos de uma instalação industrial é comum encontrar máquinas acionadas por motores cuja forma de operação é muito complexa para determinar se há potencial de economia a considerar Como exemplo podem ser indicadas as prensas hidráulicas utilizadas na fabricação de peças metálicas em alto relevo em que o comportamento da demanda solicitada da rede é muito irregular e o tempo de operação dessas máquinas também é incerto As paradas da máquina são frequentes e sua duração é variável porém necessária para a substituição do molde e ajustes Figura 158 a b decorrentes A Figura 157 mostra uma medição feita na prensa da Figura 158 na qual se observa o gráfico do tipo dente de serra Prensa Já a avaliação de potencial de economia em máquinas cujos motores operam em regime S1 dada a regulari dade de seu funcionamento é muito facilitada e se obtêm resultados muito precisos A Figura 159 mostra a característica de desempenho de um motor elétrico de indução 175 cvIV polos do tipo standard Já a Figura 1510 mostra a curva de desempenho de um motor de 60 cvIV polos do tipo alto rendimento Para se determinar o potencial de economia de energia elétrica que pode ser obtido na operação dos motores elétricos seguir a orientação Avaliação de desperdício de energia elétrica Baixa qualidade da energia fornecida Dimensionamento inadequado do motor Tensão elétrica inadequada Utilização inadequada do motor Condições operativas inadequadas Condições de manutenção inadequadas Baixo fator de potência do motor Transmissão motormáquina desajustada Temperatura ambiente elevada Dificuldades de avaliação de desperdícios Dados de catálogos incorretos Variação de rendimentos entre fabricantes Rebobinamento dos motores Figura 159 c d Curva de desempenho do motor standard de 175 cvIV polos Medidas de combate ao desperdício Seleção adequada do motor quanto a Potência nominal Regime de funcionamento Corrente de partida Queda de tensão na partida Conjugado de partida Chave de partida Temperatura ambiente Dimensionamento do circuito de alimentação Dimensionamento econômico dos condutores conforme a Seção 1542 Cuidados com a substituição dos motores Substituição sempre por motores de alto rendimento Verificação da rotação Verificação das tensões de placa comparadas com as da rede Verificação do número de partidas por hora Regime de funcionamento do motor Torque de partida Capacidade da chave de partida Capacidade do condutor de alimentação Redimensionamento da proteção Figura 1510 e a Curva de desempenho do motor alto rendimento de 60 cvIV polos Potencial de economia dos motores Para se determinar o potencial de economia dos motores elétricos de determinada instalação devem se implementar as seguintes ações Listar os motores de maior potência nominal Potência nominal Tensão de operação Conjugado de partida Regime de operação Medir a corrente nas condições normais de trabalho Analisar a curva de desempenho do motor Fator de potência Rendimento para a corrente medida O potencial de economia de energia elétrica pode ser analisado em 3 diferentes situações operacionais do motor ou seja 15441 Avaliação da substituição de motores do tipo standard em subcarga Neste caso foi constatado que o motor em operação era do tipo standard e operava com carga visivelmente inferior à sua capacidade nominal Esse motor deverá ser substituído por motor de alto rendimento com potência adequada à carga O potencial de economia pode ser obtido de acordo com o roteiro de cálculo que se segue Análise operacional do motor existente motor standard Cálculo da relação de subcarga Iop1 corrente operacional de trabalho do motor standard em A Inm1 corrente nominal do motor standard em A Com esse valor podese identificar preliminarmente a taxa de carga do motor Cálculo da potência ativa do motor standard A partir da corrente medida do motor determinase o fator de potência e o rendimento a partir dos gráficos de desempenho do motor conforme podem ser observados na Figura 159 Vop tensão de operação em V ψ ângulo de fator de potência Cálculo da energia mensal consumida pelo motor Fora do horário de ponta de carga Nhd número de horas de funcionamento por dia fora de ponta Ndm número de dias por mês de funcionamento do motor No horário de ponta de carga b Como alternativa podese determinar o custo médio mensal com base nos valores de tarifa sazonais como mostra a planilha de cálculo da Tabela 1518 Cálculo da potência útil do motor η1 rendimento do motor Relação entre a potência útil e a potência nominal Se ΔIun 060 não existe potencial de economia de energia elétrica e portanto não se deve prosseguir na análise Se ΔIun 060 existe potencial de economia de energia elétrica Seleção da potência nominal do novo motor de alto rendimento Verificação das condições de partida do novo motor A seleção do novo motor implica considerar o conjugado de partida Cálculo da relação de subcarga do motor de alto rendimento Iop2 corrente operacional do motor de alto rendimento em A o valor dessa corrente é determinado a partir do gráfico de desempenho do motor conforme exemplo da Figura 1510 Inm2 corrente nominal do motor de alto rendimento em A Cálculo da potência ativa do motor de alto rendimento Cálculo da redução da potência ativa com o novo motor ΔPa Pa1 Pa2 Cálculo da energia consumida por mês Fora do horário de ponta de carga No horário de ponta de carga Como alternativa podese determinar o custo médio mensal com base nos valores das tarifas horossazonais como mostra a planilha de cálculo da Tabela 1521 Cálculo da redução do custo da fatura mensal CE1 custo médio da energia do motor standard dado na planilha de cálculo da Tabela 1518 Bom X X X X Regular X Ruim 39 Tipo de chave de partida Contactorarelé térmico X X Disjuntor X X X Estrelatriângulo Compensadora Softstarter X 40 Proteção contra curtocircuito Fusível NHDz X X Disjuntor termomagnético X X X 41 Proteção de sobrecarga Relé térmico X Disjuntor termomagnético X X X X 42 Valores das correntes de ajuste da proteção Sobrecarga 32 58 ND ND 63 Curtocircuito ND ND ND ND ND Notas X OPÇÃO APLICÁVEL NI NÃO INFORMADO ND NÃO DISPONÍVEL NC NÃO CONFORME Exemplo de aplicação 155 Calcular o potencial de economia encontrado na operação de um motor elétrico recéminstalado do tipo standard com potência nominal de 175 cv380 VIV polos em operação em uma indústria alimentada em 1380 kV trabalhando em subcarga Simular a substituição deste motor por outro de menor potência e alto rendimento sabendose que seu regime de funcionamento é S1 O consumidor é do grupo tarifário horossazonal azul segmento A4 A indústria trabalha 24 horas durante 30 dias ao mês A curva de desempenho pode ser vista na Figura 159 Corrente medida nos terminais do motor 100 A Tarifas de energia pagas pela indústria tarifa azul Demanda fora do horário de ponta R 793MW Demanda no horário de ponta R 2505MW Consumo no horário de ponta seco R 35301MWh Consumo fora do horário de ponta seco R 21947MWh Consumo no horário de ponta úmido R 35301MWh Consumo fora do horário de ponta úmido R 21947MWh Custo motor standard R 1720000 Figura 1511 atualizados R acumulados R Custo da energia consumida R OM R Custo da energia consumida R OM R 1 5376685 000 4794414 000 582271 501958 501958 2 5376685 000 4794414 000 582271 432722 934680 3 5376685 000 4794414 000 582271 373036 1307716 4 5376685 000 4794414 000 582271 321583 1629299 5 5376685 000 4794414 000 582271 277227 1906526 Tempo de retorno do investimento 15442 Avaliação da substituição de motores standard com carga nominal por motores de alto rendimento Neste caso o motor em operação é do tipo standard e está adequadamente dimensionado para a carga acoplada ao seu eixo No entanto devese avaliar o benefício econômicofinanceiro que se obtém ao substituir o motor do tipo standard por motor de alto rendimento de mesma potência nominal Observar neste caso que o investimento já foi realizado com aquisição do motor standard Um novo investimento será realizado Para que se possa tomar uma decisão de substituir os motores do tipo standard é necessário determinar o tempo de retorno de investimento com a aquisição do motor de alto rendimento A Equação 1516 fornece o tempo de retorno de investimento em anos Car custo do motor de alto rendimento em R Pnm potência nominal do motor em cv Nha número médio de horas de operação do motor ao ano Ckwh custo médio do valor da energia consumida pela indústria em RkWh ηs rendimento do motor standard Tabela 1521 ηar rendimento do motor de alto rendimento 15443 Avaliação de aquisição de motores standard ou de motores de alto rendimento Neste caso estáse avaliando se se deve adquirir um motor do tipo standard ou um motor de alto rendimento Como se sabe o custo de aquisição dos motores de alto rendimento é significativamente superior ao custo de aquisição dos motores do tipo standard Assim devese determinar o tempo de retorno do investimento de acordo com a Equação 1517 Cms custo do motor standard em R Exemplo de aplicação 156 Uma indústria deseja adquirir dez motores de 100 cv380 V Os motores devem operar a plena carga durante 24 horas A indústria não opera aos sábados e domingos Os consumos e demandas médios dos últimos seis meses são Demanda faturada no horário fora de ponta de carga 1400 kW Demanda faturada no horário de ponta de carga 1200 kW Consumo de energia no horário fora de ponta de carga 742400 kWh Consumo de energia no horário de ponta de carga 76300 kWh Avaliar se é economicamente interessante adquirir os motores do tipo standard ou motores de alto rendimento O tempo de operação anual do motor é de 6480 horas O custo de aquisição do motor de 100 cvIV polos380 V do tipo standard é de R 1240000 Já o custo de aquisição do motor de alto rendimento equivalente é de R 1772000 Determinação da tarifa média da indústria Tarifa média Custo anual de energia tarifa azul Tarifa sem ICMS Período Demanda Consumo Demandaconsumo Descrição RkW RMWh Horasmês Mêsano kW kWhmês kWhano Rmês Rano Demanda FP 7930 12 1400 1110200 13322400 Demanda P 25050 12 1200 3006000 36072000 Consumo FPS 21947 7 742400 5196800 16293453 114054170 Consumo PS 35301 7 76300 534100 2693466 18854264 Consumo FPU 21947 5 742400 3712000 16293453 81467264 Consumo PU 35301 5 76300 381500 2693466 13467332 Total 9824400 277237429 a b Total mensal Rmês 23103119 Tarifa média mensal RMWh 28219 O custo médio da energia pode ser determinado segundo a Tabela 1521 Tr 172 ano 14 meses aproximadamente ηs 925 catálogo do fabricante WEG ηar 945 catálogo do fabricante WEG 1545 Consumo de água 15451 Desperdício de água e energia Os vazamentos de água ao longo da tubulação são responsáveis por um excessivo consumo desse líquido nas instalações industriais Como consequência o motor da bombadágua necessita trabalhar além do normal para compensar o volume de água desperdiçado no sistema hidráulico e na reservação aumentando o consumo de energia elétrica Neste caso haverá tanto desperdício de água quanto de energia elétrica onerando consequentemente os custos operacionais da instalação Quanto maior for o consumo de água na instalação consumidora maior será o volume de água nas estações de tratamento de água as chamadas ETAs e o uso de material de tratamento Assim é necessário que os responsáveis pela manutenção monitorem periodicamente toda a tubulação de água para descobrir vazamentos e façam os reparos necessários Para que os custos operacionais com o consumo de água e energia elétrica sejam racionalizados podem ser adotadas as seguintes instruções Recomendações aos responsáveis pela manutenção As áreas ajardinadas devem receber a quantidade de água apenas necessária para preservar a vida das plantas Os excessos e falta de água são desaconselhados e prejudicam as plantas Não usar a mangueira de água para remover a sujeira em calçadas pátios etc usar neste caso a vassoura Não usar a mangueira com água corrente usar apenas a quantidade de água necessária à limpeza da área Inspecionar rotineiramente as conexões das tubulações de água quente e água fria das máquinas da produção Inspecionar rotineiramente os tanques de água bruta e tratada além dos boilers ou aquecedores de água Realizar inspeções rotineiras no sistema de suprimento e de distribuição de água Regular a válvula de descarga dos vasos sanitários Recomendações aos funcionários burocráticos e de chão de fábrica Manter bem fechadas as torneiras de forma a evitar que pinguem continuamente Comunicar aos responsáveis pela manutenção a existência de vazamentos em torneiras diversas chuveiros conexões vasos sanitários etc As máquinas de lavar roupa louça etc devem ser utilizadas com sua capacidade máxima Dar atenção aos vazamentos no sistema de água quente para evitar concomitantemente a perda de água a perda de gás e finalmente a perda de energia elétrica Acionar minimamente as válvulas dos aparelhos sanitários Não deixar a torneira aberta enquanto escovar os dentes ou fazer a barba Deve ser mínimo o tempo de banho 15452 Identificação de vazamentos no sistema de suprimento e de distribuição Em qualquer instalação industrial existem dois tipos de vazamentos vazamentos visíveis e vazamentos não visíveis a b Os vazamentos visíveis ocorrem com maior frequência nas torneiras conexões com as máquinas chuveiros bidês e no extravasor das caixasdágua cuja boia não funciona adequadamente Nos sistemas industriais de maior porte existem controles por sensores elétricos Os vazamentos não visíveis normalmente são de difícil identificação Esses vazamentos ocorrem em geral nos vasos sanitários pequenos vazamentos ou nos reservatórios no nível do solo ou subterrâneos Para orientar as equipes de manutenção seguem algumas recomendações Realização de teste em reservatórios construídos no solo Utilizar a Figura 1512 para a realização do teste de vazamento Abrir o registro do hidrômetro Fechar o registro de limpeza e o de saída do reservatório Vedar a entrada de água fechando a boia por meio de um fio ou barbante Desligar a bomba de recalque evitando conduzir água para o reservatório superior Medir o nível da água no reservatório por meio de uma tira de madeira ou outro material que possa identificar a marca da água Após cerca de três horas em média medir novamente o nível da água no reservatório Para reservatórios muito grandes esperar pelo menos cinco horas para realizar a referida medição Comparando os dois níveis medidos podese concluir se houve ou não vazamento no reservatório Caso confirmado verificar se o vazamento ocorreu por trinca no reservatório ou nos pontos de saída e entrada de tubulação Realização de testes em aparelhos sanitários Existem vários testes que podem ser aplicados Seguir a orientação de um teste bastante simples auxiliado pela Figura 1513 Acionar o botão de descarga para deixar o nível da água no seu nível normal Por meio de um recipiente retirar cerca da metade do volume de água do fundo do aparelho sanitário conforme a Figura 1513a Com um marcador de tinta traçar uma marca no interior do aparelho sanitário ligeiramente abaixo do nível da água conforme a Figura 1513b Esperar cerca de 30 minutos Observar se o nível da água elevouse e atingiu a marca anteriormente realizada Se a água subiu de nível concluir que o aparelho sanitário permite o vazamento de água Caso contrário o aparelho está funcionando normalmente Em caso de vazamento verificar se a válvula de descarga está danificada ou se a própria caixa de descarga está trincada permitindo o vazamento de água 15453 Quantificação das perdas de água e energia elétrica devidas aos vazamentos Para que se possa quantificar os desperdícios de água e energia elétrica em uma unidade consumidora sujeita a vazamentos utilizar as Tabelas 1522 e 1523 A Tabela 1522 fornece o desperdício de água em função do gotejamento nas torneiras e registros ou aberturas dos mesmos permitindo a passagem de um fio de água corrente Já a Tabela 1523 fornece o desperdício de água em função dos diferentes níveis de pressão existentes na tubulação para a condição de vazamento no sistema hidráulico Figura 1512 Figura 1513 Tabela 1522 Tabela 1523 Teste de vazamento Teste de vazamento em aparelhos sanitários Desperdício de água por meio de orifício à pressão atmosférica Condições Média diária Média mensal Gotejando 46 litros 1380 litros ou 138 m³ Abertura de 1 mm 2068 litros 62040 litros ou 6204 m³ Abertura de 2 mm 4512 litros 135360 litros ou 13536 m³ Abertura de 6 mm 16400 litros 492000 litros ou 49200 m³ Abertura de 9 mm 25400 litros 762000 litros ou 76200 m³ Abertura de 12 mm 33984 litros 1019520 litros ou 101952 m³ Desperdício de água por meio de orifício em função da pressão pressão 5 kgcm2 Diâmetro do orifício Vazamento em litros Metros cúbicos por mm minutos hora dia mês 05 033 20 048 144 a b 40 1480 890 2140 6440 70 3930 2360 5680 17000 Percentual do volume dos vazamentos acima mencionados com as diversas pressões 1 kgcm² 45 6 kgcm² 110 2 kgcm² 63 7 kgcm² 118 3 kgcm² 77 8 kgcm² 127 4 kgcm² 89 9 kgcm² 134 5 kgcm² 100 10 kgcm² 141 Exemplo de aplicação 157 Uma indústria de tamanho médio apresenta em condições normais isto é sem existência de vazamento um consumo mensal em torno de 3500000 litros 3500 m³ O motor da bomba de recalque possui uma potência de 10 cv e permite vazão máxima de 22000 litroshora 22 m³hora Determinar o consumo mensal e o custo da energia elétrica em condições normais sem vazamento e nas condições de vazamento no sistema hidráulico nas seguintes hipóteses Em dez pontos do sistema hidráulico observouse gotejamento de registros e conexões da tubulação de água com as máquinas Foram encontrados cinco aparelhos sanitários com vazamento de água correspondente aproximadamente a 1 mm de abertura Instalação em condições normais de funcionamento sem vazamento Tempo de operação do motor da bomba Cme consumo de água mensal em Qm quantidade de água bombeada vazão pela bomba em Consumo mensal de energia da bomba Ckhhm Pnm Topm 10 0736 159 1170 kWhmês Pnm potência nominal do motor da bomba em cv Instalação em condição de vazamento Cálculo do desperdício de água 1 registro gotejando 1380 litrosmês Tabela 1522 1 aparelho sanitário vazando 62040 litrosmês Tabela 1522 Cada Ntor Ctor Naps Caps 10 1380 5 62040 324000 litrosmês Ntor número de registros gotejando Ctor consumo mensal de cada torneira devido ao desperdício em litrosmês Naps número de aparelhos sanitários com vazamento Caps consumo de cada aparelho sanitário devido ao desperdício Cada consumo adicional de água a b c Cálculo do consumo adicional de água devido ao desperdício Cálculo do consumo adicional de energia elétrica devido ao desperdício de água Cade Pnm 0736 Topm 10 0736 147 1082 kWhmês Cálculo do percentual de desperdício de energia elétrica 15454 Bombeamento de água Aspectos técnicos das bombas De acordo com a Equação 62 podem ser feitos os seguintes comentários Quanto maior a potência da bomba Ph maior será a vazão conservando a mesma altura manométrica H Quanto maior a altura manométrica H maior deve ser a potência da bomba Ph Causas das perdas de carga nas tubulações Excesso de curvas Turbulência no sistema hidráulico Alteração na velocidade do líquido Plano de manutenção Devese considerar como medida mitigadora dos desperdícios de água o reparo permanente dos pontos de vazamento da rede hidráulica Porém outras medidas práticas devem ser adotadas para reduzir esses desperdícios ou seja Verificar se o conjunto motorbomba está adequado às necessidades da indústria Utilizar motor de alto rendimento Verificar se as pás rotóricas apresentam alto índice de corrosão Verificar se há vibração no funcionamento do motor Manter os filtros do sistema hidráulico sempre limpos Evitar o consumo desnecessário de água Verificar se há válvulas de bloqueio na tubulação e se esta está parcialmente fechada Verificar se há possibilidade de reduzir o número de acessórios existente na tubulação Verificar se a tubulação está com diâmetro adequado para evitar perdas hidráulicas e consequentemente o consumo de energia elétrica Eliminar se existir o sistema de entrada intencional de ar na tubulação como recurso para reduzir a vazão Eliminar se existir a redução concêntrica da tubulação evitando o turbilhonamento do fluxo de água na entrada da bomba reduzindo o rendimento 1546 Climatização De uma forma geral os sistemas de climatização provocam grandes desperdícios de energia elétrica nas instalações industriais e comerciais independentemente se são utilizados aparelhos do tipo janeleiro ou sistemas centralizados O Procel tem incentivado muito a eficiência de unidades de climatização Os aparelhos comercializados com selo Procel apresentam uma taxa média de 095 kW10000 BTU contra uma taxa média de 135 kW10000 BTU de aparelhos um pouco mais antigos permitindo assim um ganho de eficiência de cerca de 30 Esse ganho já viabiliza a b c a b economicamente a substituição dos aparelhos antigos por aparelhos certificados pelo Procel dependendo do tempo de utilização diário Para melhor compreensão serão definidos alguns termos básicos relativamente aos sistemas de climatização Circuito de condensação É constituído pelos equipamentos empregados no arrefecimento do fluido frigorígeno por exemplo amônia no condensador do sistema como bombas torres de resfriamento instrumentos dispositivos etc Circuito de água gelada É constituído pelos equipamentos de circulação de água gelada como bombas instrumentos dispositivos tubulação e fan coils Circuito de distribuição de ar É constituído pelos equipamentos utilizados na circulação do ar tratado tubulações e os diversos elementos para insuflamento como o retorno de ar e admissão de ar do meio exterior Para reduzir os desperdícios de energia elétrica seguir as seguintes orientações 15461 Medidas de implementação de curto prazo Aparelho de ar condicionado do tipo janeleiro Utilizar somente aparelhos de ar condicionado certificados pelo Procel Evitar a entrada do ar exterior no ambiente climatizado mantendo as portas e janelas sempre fechadas Limpar periodicamente os filtros do aparelho para melhorar o rendimento e higienizar o ar circulante Evitar que áreas climatizadas fiquem expostas ao sol para evitar o aumento da carga térmica para isso utilizar cortinas persianas ou película de proteção solar nas janelas Desligar o aparelho de ar condicionado quando não houver nenhuma pessoa no ambiente climatizado Evitar que a saída de ar do aparelho seja obstruída Manter a temperatura do ambiente climatizado em 23 C que é a temperatura mais agradável para o ser humano Nos dias de frio manter funcionando apenas os ventiladores dos aparelhos de ar condicionado proceder o mesmo para as centrais de climatização Desligar o aparelho de ar condicionado em ambientes não utilizados ou que fiquem longo tempo desocupados Designar um funcionário da empresa para desligar os aparelhos de ar condicionado em horários predefinidos como por exemplo durante o horário de almoço Aparelho de ar condicionado do tipo central Verificar periodicamente se o termostato está em pleno funcionamento Verificar as condições dos condensadores das serpentinas Verificar se há incrustações nas superfícies dos trocadores de calor Verificar se há vazamento do fluido frigorígeno Verificar a perda de pressão nos trocadores de calor do equipamento de geração de frio Verificar se há vazamentos de água no circuito de condensação Realizar periodicamente a limpeza das serpentinas dos fancoils Realizar periodicamente a limpeza das serpentinas de arrefecimento do ar dos filtros de ar e dos ventiladores 15462 Medidas de implementação de médio prazo Reparar periodicamente as tubulações de ar das centrais de climatização para evitar a perda de calor frio Tratar quimicamente a água de refrigeração Reparar janelas e portas quebradas ou fora de alinhamento Reparar fugas de ar água e fluido refrigerante Evitar a circulação de ar condicionado nos reatores de lâmpadas fluorescentes e se for necessário removêlos para outro ambiente Tabela 1524 15463 Medidas de implementação de longo prazo Elaborar estudos técnicos e econômicos para a implantação de um sistema de termoacumulação ou água gelada onde é possível sua utilização O sistema de termoacumulação ou água gelada não reduz o consumo apenas permite que os compressores do sistema de climatização não operem no horário de ponta de carga Em edificações antigas reavaliar o projeto de climatização adequandoo aos critérios mais modernos Dimensionar os aparelhos de ar condicionado utilizando a carga térmica do ambiente Para pequenos ambientes podese utilizar a Tabela 1524 Utilizar barreiras verdes árvores para proteger a edificação contra a entrada de raios solares nos ambientes dotados de janelas e portas de vidro A utilização dessa tabela remete às seguintes considerações O cálculo da carga térmica com base da Tabela 1524 considera a permanência de duas pessoas no ambiente Deve se acrescentar 600 BTU por hora para cada pessoa a mais presente no ambiente Para uma melhor distribuição do ar refrigerante nos grandes ambientes é prudente empregar dois ou mais aparelhos cuja capacidade seja equivalente à encontrada na Tabela 1524 Como benefício adicional esse procedimento reduz o nível de ruído no ambiente Dimensionamento de aparelhos de ar condicionado Cálculo da carga térmica em BTU Área em m2 Sombra o dia todo Sol da manhã Sol da tarde Condição do ambiente A B C A B C A B C 15 6000 7000 8000 8000 10000 11000 10000 12000 11000 20 6000 8000 11000 8000 12000 14000 11000 14000 14000 30 6000 9000 14000 8000 14000 18000 12000 16000 17000 40 7000 12000 16000 10000 14000 18000 13000 17000 22000 60 10000 16000 22000 14000 20000 30000 17000 23000 30000 70 10000 18000 23000 14000 22000 30000 18000 30000 30000 90 12000 22000 30000 16000 20000 35000 20000 30000 40000 A ambiente sob outro pavimento B ambiente sob telhado com forro C ambiente sob laje descoberta 15464 Centrais de climatização Dimensionar as centrais de climatização nos casos em que os ocupantes dos ambientes beneficiados trabalhem em horários comuns Para ambientes em que a ocupação ocorra em horário diferente do normal prever a utilização de ar condicionado do tipo janeleiro Neste caso a central de ar condicionado deve ser desligada Os compressores e chillers devem operar a plena carga Evitar o uso de ar condicionado em ambientes desocupados Eliminar penetração de ar falso nos dutos e ventiladores Utilizar somente centrais de climatização de alta eficiência Manter lubrificados os mancais dos motores e todas as partes móveis de acordo com as recomendações do fabricante a b Reduzir o fluxo de ar para todas as áreas ao nível mínimo aceitável Eliminar a existência de vazamentos de fluido refrigerante em torno de vedações visores tampas de válvulas flanges conexões válvula de segurança de condensador e nas ligações da tubulação válvulas e instrumentação Limpar periodicamente os ventiladores dos aparelhos Verificar as perdas em todas as juntas do compressor Operar somente as torres de refrigeração e as bombas essenciais à operação do sistema Manter limpa a torre de refrigeração para minimizar as quedas de pressão de ar e de água Verificar periodicamente o indicador de umidade e de água Se a cor do refrigerante indicar úmido significa que há água no sistema Verificar periodicamente se há bolhas no fluxo do refrigerante o que pode ser observado no indicador de umidade e água Isso indica que o sistema deve estar com refrigerante reduzido Verificar se o compressor está funcionando continuamente ou se realiza paradas e partidas muito frequentes o que indica que há desajuste operacional Isolar os tubos ligações e válvulas de água quente nos locais condicionados para minimizar as perdas e a absorção de calor Em regiões frias instalar e operar um sistema de aeração natural que leve para os ambientes climatizados o ar exterior quando esse registrar uma temperatura inferior à temperatura do ar interior aos referidos ambientes evitando que o mesmo passe pelo sistema de resfriamento dos aparelhos de ar condicionado A Tabela 1525 ilustra uma sequência de cálculo para determinação do potencial de economia com a utilização de novas unidades de climatização de maior eficiência 1547 Ventilação industrial Em muitas indústrias existem grandes ventiladores que são responsáveis por uma parcela ponderável do consumo de energia elétrica Esses ventiladores fazem parte do processo produtivo e devem ser analisados para identificar o potencial de desperdício de energia elétrica O principal ponto que pode ser analisado é a possibilidade da redução da velocidade dos ventiladores Se factível o meio mais fácil para reduzir a velocidade dos ventiladores é a substituição das polias do motor eou do próprio ventilador Para se determinar o potencial de economia com a mudança da velocidade e consequentemente a troca de polias é necessário adotar o seguinte procedimento Determinação da nova velocidade do ventilador A velocidade do motor com o diâmetro da polia reduzida é dada pela Equação 1518 W2 velocidade do ventilador com o diâmetro da polia reduzido W1 velocidade em que opera o ventilador N1 volume de movimentação do ar realizado pelo ventilador N2 volume de movimentação do ar realizado pelo ventilador com o diâmetro da polia reduzido Determinação do diâmetro das polias Polia do motor O diâmetro da polia do motor é dado pela Equação 1519 Dm2 diâmetro da nova polia do motor Dm1 diâmetro da polia atual do motor Polia do ventilador c d Tabela 1525 O diâmetro da polia do ventilador é dado pela Equação 1520 Dv2 diâmetro da nova polia do ventilador Dv1 diâmetro da polia atual do ventilador Determinação da potência útil do motor A potência útil do motor é dada pela Equação 1521 Pum potência útil do motor na condição de operação na rotação N2 Pnm potência atual do motor Redução da energia consumida no mês É dada pela Equação 1522 Top tempo de operação do ventilador durante o mês em horas Planilha de cálculo da energia atual consumida no sistema de climatização do tipo janeleiro Exemplo de aplicação 158 Foi realizado um levantamento dos aparelhos de ar condicionado da área administrativa de uma indústria obtendose o número de aparelhos constantes da Tabela 1526 sistema atual Analisar a conveniência econômica de substituição dos aparelhos antigos por aparelhos com selo Procel O custo com a aquisição dos novos aparelhos com selo Procel foi de R 4413600 O custo médio da energia paga pela indústria é de R 31200MWh Os custos de operação e manuntenção antes e depois da substituição dos aparelhos são respectivamente R 311956ano e R 105618 Com a planilha de cálculo da Tabela 1526 determinase que a economia anual de energia elétrica por ano será de R 935905 O tempo de retorno do investimento pode ser conhecido na planilha de cálculo da Tabela 1527 que é de cinco anos A Figura 1514 mostra o mesmo resultado Figura 1514 Tabela 1526 Tempo de retorno do investimento Avaliação da substituição de aparelhos de ar condicionado do tipo janeleiro SISTEMA ATUAL Tempo de operação médio diário dos aparelhos em horas 15 Número de dias por mês de funcionamento dos aparelhos 22 Custo médio da energia da unidade consumidora RMWh 31200 TIPO DE EQUIPAMENTOAparelho de janela Capacidade dos aparelhos de ar condicionado existentes 7500 10000 12000 15000 18000 21000 30000 TOTAL BTU Quantidade 2 3 2 0 7 2 1 1 18 Potência do aparelho kW 116 135 170 210 230 290 410 Potência total kW 232 405 340 1470 460 290 410 3607 Energia consumida kWhano 9187 16038 13464 58212 18216 11484 16236 142837 Custo da energia gasta por ano em R 4456521 SISTEMA PROPOSTO TIPO DE EQUIPAMENTOAparelho de janela Capacidade dos aparelhos de ar condicionado propostos selo PROCEL 7500 10500 12500 18000 21000 30000 TOTAL BTU Quantidade 2 3 2 9 1 1 18 Potência do aparelho kW 072 103 118 181 218 315 Potência total kW 144 309 236 1627 218 315 2850 Tabela 1527 a b c Energia consumida kWhano 5702 12248 9346 64437 8633 12474 112840 Custo da energia gasta por ano em R 3520614 RESULTADOS OBTIDOS Redução de potência kW 088 096 104 303 072 095 758 Energia conservada kWhano 3485 3790 4118 11991 2851 3762 29997 Economia 38 24 31 16 25 23 21 Economia anual de energia em R 935906 Tempo de retorno do investimento Cálculo do VPL Anual Investimento em R 4413600 Taxas de juros anuais 10 10800 Ano AC normal AC selo PROCEL Receitas R Fluxos atualizados R Fluxos acumulados R Custo da energia consumida R OM R Custo da energia consumida R OM R 1 4456521 311956 3520614 105618 1142245 1057634 1057634 2 4456521 311956 3520614 105618 1142245 979291 2036925 3 4456521 311956 3520614 105618 1142245 906751 2943676 4 4456521 311956 3520614 105618 1142245 839584 3783260 5 4456521 311956 3520614 105618 1142245 777393 4560653 Exemplo de aplicação 159 Uma indústria de moagem de trigo opera um ventilador cuja potência é de 50 cvIV polos380 V O ventilador é acoplado ao motor por uma correia O diâmetro da polia do motor é de 230 mm A velocidade atual do ventilador é de 510 rpm Determinar a redução do consumo de energia elétrica e do faturamento correspondente se o volume de ar utilizado for reduzido de 15 A indústria funciona oito horas por dia durante 22 dias úteis do mês O custo médio da energia consumida é de R 36000MWh Determinação da nova velocidade do ventilador Determinação do diâmetro da nova polia do motor Determinação da potência útil do motor d Tabela 1528 Redução da energia consumida no mês ΔE Pnm Pum 0736 8 22 50307 0736 8 22 2500 kWh Logo a redução mensal na fatura é de 1548 Refrigeração Os sistemas de refrigeração se não gerenciados adequadamente constituem uma grande fonte de desperdício de energia elétrica Para se alcançar uma melhor eficiência operacional desses equipamentos seguir os procedimentos básicos descritos 15481 Medidas de implementação imediata Somente adquirir refrigeradores certificados pelo Procel Evitar utilizar os refrigeradores com portas ou tampas abertas Evitar armazenar produtos quentes Evitar armazenar produtos que necessitem apenas de refrigeração no mesmo local dos produtos congelados Nos balcões frigoríficos respeitar a linha de carga marcada pelo fabricante O armazenamento de produtos acima dessa marca eleva a frequência do descongelamento Degelar periodicamente os refrigeradores Em locais em que existem câmaras frigoríficas funcionando continuamente aproveitar as mesmas para realizar o précongelamento dos produtos a serem armazenados nos balcões frigoríficos Afastar os produtos armazenados pelo menos 10 cm das paredes dos refrigeradores para garantir uma melhor circulação do ar de refrigeração Evitar instalar os refrigeradores e freezers próximos a equipamentos que produzem calor como fogões fornos etc Usar com moderação os expositores ofertados por fabricantes ou fornecedores de produtos resfriados ou congelados Os termostatos das câmaras frigoríficas devem ser ajustados para permitir que os produtos armazenados sejam mantidos a uma temperatura de referência dada na Tabela 1528 No interior das câmaras frigoríficas devem ser instaladas lâmpadas fluorescentes compactas tubulares de alta eficiência ou lâmpada de LED com especificação adequada para baixas temperaturas A iluminância deve ser de 200 lux É conveniente que em uma mesma câmara frigorífica sejam armazenados produtos que requeiram a mesma temperatura e o mesmo percentual de umidade Manter sempre em bom funcionamento e limpos os termostatos que operam com válvulas de três vias eou com válvulas de expansão As portas das câmaras frigoríficas devem estar sempre fechadas quando fora de operação Características básicas para armazenamento de produtos Produto Condições de armazenamento Curto prazo Longo prazo Máximo tempo de armazenagem de água Bulbo seco C Umidade relativa Bulbo seco C Umidade relativa Manteiga 7 6080 23 6585 12 meses 15 Queijo 4 7080 0 7080 2 meses 55 Ovos em caixa 4 7085 1 7085 9 meses 73 Sorvete 18 6080 23 6080 2 semanas 60 Leite fresco 4 6070 0 6070 5 dias 83 Feijão seco 10 6070 0 6070 12 meses 13 Couve 2 8090 0 8090 4 meses 92 Milho em grão 10 6070 2 6070 12 meses 11 Alface 2 8090 0 8090 3 meses 95 Cebola 10 7585 0 7585 6 meses 89 Batata 4 8090 2 8090 6 meses 79 Tomate maduro 4 8085 4 8085 10 dias 95 Maçãs verdes 2 8088 1 8088 7 dias 84 Banana madura 13 8085 13 8085 10 dias 75 Uva 2 8085 1 8085 8 semanas 82 Manga 0 8085 0 8085 10 dias 93 Laranja 4 8085 0 8085 10 semanas 86 Pêssego verde 2 8088 1 8085 4 semanas 86 Pera verde 2 8088 1 8088 7 meses 84 Abacaxi verde 15 8088 10 8088 4 semanas 88 Abacaxi maduro 7 8088 4 8088 4 semanas 88 Carne verde 2 8087 0 8087 6 meses 68 Carne de porco cong 2 7087 0 7087 3 dias 60 Peixe fresco 2 8085 0 8090 15 dias 70 15482 Medidas de implementação de curto prazo Verificar periodicamente a vedação das portas das antecâmaras Verificar e reparar se for o caso a vedação das portas e tampas dos refrigeradores freezers e câmaras Automatizar a porta das câmaras frigoríficas de forma que a iluminação interna seja desligada quando as portas permanecerem fechadas 15483 Medidas de implementação de longo prazo Abrigar os condensadores dos raios solares Nas câmaras frigoríficas desprovidas de antecâmaras utilizar cortinas de ar Realizar estudos técnicos e econômicos visando ao aproveitamento do calor rejeitado nas torres de resfriamento utilizandoo no aquecimento de água ou outros produtos 1549 Aquecimento de água 15491 Medidas de implementação imediata Os aquecedores de água devem ser ajustados para a temperatura de trabalho de 55 C Utilizar as máquinas de lavar roupa e lavar louça somente com plena carga Utilizar duchas e torneiras com baixa vazão Verificar o isolamento térmico da tubulação reservatórios e demais elementos do sistema de aquecimento Manter em 55 ºC a temperatura da água quente dos aquecedores centrais utilizados para higiene pessoal 15492 Medidas de implementação de médio e longo prazo Analisar a possibilidade de lavagem a frio de alguns produtos do processo produtivo Realizar estudos técnicos e econômicos visando à recuperação de calor das unidades de refrigeração É conveniente separar a produção de água quente e vapor Instalar redutores de fluxo de água em ramais alimentadores de grupo de torneiras que operam com elevada vazão Analisar a viabilidade e avaliar os custos de substituição de chuveiros elétricos por sistema de aquecimento de água a gás natural ou energia solar Analisar a viabilidade técnica e avaliar os custos para aproveitamento da água quente de drenagem das cozinhas lavanderias e unidades de refrigeração para preaquecimento da água quente de utilização Analisar a viabilidade de instalação de coletores solares para o aquecimento de água em substituição aos aquecedores elétricos Quando utilizar coletores solares e os respectivos reservatórios térmicos adquirir equipamentos certificados pelo ProcelInmetro 15410 Elevadores e escadas rolantes 154101 Medidas de implementação de curto prazo Implementar campanha junto aos usuários para evitar utilizar os elevadores quando se deslocarem para um andar acima ou um andar abaixo Identificar os horários de maior movimento de usuário para disponibilizar todos os elevadores Fora desse horário reduzir o número de unidades em funcionamento Verificar a possibilidade de controlar os elevadores quando existir duas ou mais unidades de forma a que atendam a andares alternados 154102 Medidas de implementação de médio e longo prazo Dotar os elevadores de sistemas automáticos inteligentes para controle de tráfego evitando o deslocamento simultâneo de mais de um elevador para atendimento a um mesmo chamado Instalar dispositivos inteligentes para cancelamento de chamadas falsas isto é se o elevador parar em mais de três andares sem que haja movimentação de usuários as demais chamadas serão canceladas Indicar na entrada da edificação os diversos locais de atendimento às diferentes questões de interesse do público clientes evitando desperdício de tempo e uso das instalações locais desnecessariamente como elevadores telefone ar condicionado etc Verificar a conveniência de instalar dispositivo de acionamento automático nas escadas rolantes 15411 Ar comprimido a b c d Uma fonte de desperdício de energia elétrica bastante conhecida é a operação do sistema de ar comprimido cujos pontos básicos devem ser motivo de cuidados permanentes Qualidade do ar comprimido Evitar que o ar comprimido seja contaminado pelo óleo ou pela água em alguma parte do processo As tomadas de ar devem ser providas de um ou dois filtros de abertura adequada ao tamanho das partículas em suspensão no local Rede de distribuição Manter a pressão do sistema de ar comprimido tecnicamente adequado ao bom funcionamento da máquina Nunca introduzir na rede do sistema de ar comprimido qualquer elemento restritor de pressão para atendimento às exigências de uma única máquina Tentar evitar que o ar circulando em alta velocidade arraste o condensado formado no interior do sistema para os pontos de uso das máquinas acarretando mau funcionamento das mesmas Pressão Cada máquina deve receber do sistema a pressão nominal indicada pelo fabricante Devemse dimensionar tantas redes de distribuição de ar comprimido quantas forem as máquinas com pressões nominais diferentes Vazamento nos dutos válvulas e conexões Devemse evitar vazamentos nos diversos elementos da rede de ar comprimido pois a quantidade de ar desperdiçada é proporcional ao nível de pressão da rede Os custos com os vazamentos são o principal ponto de desperdício nos sistemas de ar comprimido Estudos apontam que entre 20 e 70 do ar comprimido produzido em um compressor são desperdiçados entre este equipamento e os pontos de consumo Assim um furo de 1 mm de diâmetro é responsável pela perda de 65 lmin de ar comprimido que pode custar anualmente à indústria cerca de R 100000 Como se sabe um compressor opera em dois diferentes níveis Quando a pressão atinge o valor limite superior o compressor deve ser automaticamente desligado Nesse momento a demanda do sistema vai esvaziando a rede de distribuição Quando a pressão atingir o limite inferior o compressor deve ser ligado Esse controle na sua forma mais simples é realizado por meio de dois pressostatos o de máxima pressão e o de mínima pressão A diferença entre esses dois valores é cerca de 03 a 05 bar Para determinar a vazão de um vazamento em uma tubulação de ar comprimido podese proceder da seguinte forma Desligar todo o processo produtivo que necessite ar comprimido Ligar o compressor e medir o tempo que o mesmo opera com a pressão sempre positiva isto é carregando a rede até atingir a pressão de trabalho quando automaticamente é desligado Medir o tempo que o compressor opera com a pressão com variação negativa isto é a rede sendo descarregada No ponto de pressão mínima o compressor volta a operar normalmente A vazão do vazamento pode ser calculada pela Equação 1523 ΔTcar tempo de carga do compressor em min Ttotal tempo total do ensaio em min Var volume do ar comprimido fornecido pelo compressor em m³s Esse processo deve ser repetido por várias vezes para se obter um valor médio de vazão o mais verdadeiro possível O primeiro sinal de vazamento pode ser percebido por meio de um ruído característico Uma forma segura de detectar a ocorrência de vazamento mesmo em ambientes com elevado nível de barulho é com o uso de detectores de vazamento por ultrassom já que o ar comprimido que vaza emite ruído na faixa de ultrassom Normalmente os vazamentos ocorrem nas mangueiras de ligação com as máquinas conexões rosqueadas das tubulações purgadores etc Os compressores quando operam a uma pressão muito acima do necessário estão desperdiçando energia A relação econômica de operação dos compressores indica que a razão entre o tempo de operação em vazio e o tempo total de operação deve ser igual ou inferior a 15 Taxas de operação superiores aumentam o valor do consumo de energia elétrica pois se o tempo de descarga da rede é muito grande comparado com o tempo de carga o compressor deve estar operando o sistema com pressões elevadas para garantir um longo período sem recarga Exemplo de aplicação 1510 Uma instalação industrial possui um sistema de ar comprimido constituído por seis unidades com capacidade unitária de produzir 360 lmin Há suspeita que exista vazamento em qualquer ponto da rede que na sua maioria é subterrânea Foram realizados os apertos nas válvulas e conexões visíveis Aproveitando uma parada da indústria foram realizados testes de perda de vazão O tempo de carga do sistema foi de oito minutos O tempo de descarga do sistema foi de 20 minutos Determinar o volume de ar desperdiçado Esse ensaio deve ser repetido por várias vezes O valor médio das vazões representa o valor considerado da vazão de perda de ar comprimido 15412 Desequilíbrio de tensão As perdas ôhmicas nas instalações industriais são muito variadas Como valor médio podese considerar sob tensão equilibrada da ordem de 3 Essa perda pode ser avaliada para diferentes valores de desequilíbrio de tensão de acordo com a Figura 1515 15413 Carregamento dos transformadores A operação dos transformadores de força deve ser estudada para evitar desperdícios de energia elétrica Assim logo no projeto da indústria devese considerar a possibilidade de utilizar transformadores de luz e força separadamente desligando o transformador de força após cessadas as atividades produtivas As principais ações que devem ser implementadas em um estudo de eficiência energética na utilização dos transformadores são Utilizar transformador para iluminação em indústrias com baixo fator de carga Utilizar subestações unitárias próximas a grandes cargas concentradas Desligar os transformadores em operação a vazio no horário de carga leve não há deterioração do óleo Verificar as perdas de transformadores antigos e com parar com as perdas dos transformadores novos Projetar os Quadros de Comando QGF quadro geral de força e QGL quadro geral de luz de forma a possibilitar a transferência de carga entre transformadores de força e entre transformadores de iluminação mantendo o nível de carregamento adequado próximo de 80 Adquirir transformadores com baixas perdas no ferro e no cobre Em geral os transformadores possuem rendimento elevado não se obtendo grandes economias quando operados nos níveis de carregamento anteriormente definidos Para uma tarifa média de R 36000MWh o valor da economia anual é de 15414 Instalação elétrica A execução de modo sistemático de um adequado programa de manutenção das instalações elétricas está inserida no contexto da filosofia de conservação de energia elétrica visto que sua ausência implica um aumento de perdas térmicas custos adicionais imprevistos em virtude da incidência de defeitos nas instalações maior consumo maior probabilidade de ocorrência de incêndios etc Portanto devese seguir as seguintes orientações 154141 Recomendações gerais Verificar a instalação elétrica periodicamente para localizar defeitos monopolares fugas de corrente por deficiência da isolação ou emendas de condutores mal executadas Verificar se os condutores elétricos dos circuitos estão dimensionados adequadamente para a carga instalada 154142 Limpeza e conservação As tarefas de limpeza quando bem planejadas podem reduzir o consumo de energia elétrica Para tal sempre que possível implementar os seguintes procedimentos As tarefas de limpeza devem ser realizadas durante o dia Devemse iniciar as tarefas de limpeza nos andares superiores das edificações de vários pavimentos mantendose a iluminação dos ambientes dos demais pavimentos desligada 154143 Segurança A segurança nas instalações elétricas deve ser motivo para implementação de rotinas de forma a eliminar a possibilidade falhas ou procedimentos perigosos Algumas recomendações de segurança podem ser adotadas O uso de conexões do tipo T é uma prática muito perigosa e que deve ser evitada principalmente quando diversos aparelhos elétricos são ligados em uma mesma tomada Inspecionar periodicamente as instalações elétricas substituindo imediatamente os condutores elétricos desgastados Evitar empregar condutores já utilizados e cujo estado de conservação esteja a desejar Substituir os condutores com seção transversal inferior às necessidades da carga a ser alimentada Segurar pelo bulbo as lâmpadas queimadas evitando tocar o soquete Ao trabalhar com aparelhos elétricos em operação evitar tocar em canos dágua ou de gás canalizado Antes de realizar qualquer intervenção na instalação elétrica desligue a chave correspondente àquele circuito 154144 Proteção para a Instalação Se o disjuntor ou o fusível de proteção de um circuito operar procure identificar a causa antes de religar o mencionado disjuntor ou substituir o fusível Nunca prenda a alavanca do disjuntor se este dispositivo realizar disparos contínuos Nunca use arames ou fios de qualquer espécie em substituição aos fusíveis 154145 Motivos de fugas de corrente Condutores elétricos com isolação ressequida normalmente por uso inadequado Emendas mal executadas Deficiência da isolação devido a perfurações por objetos obtusos ou dentada de ratos a b c d e f g Aparelhos consumidores com defeito 15415 Administração do consumo de energia elétrica A administração do consumo de energia elétrica em uma instalação industrial é de fundamental importância para obtenção de ganhos de produtividade Assim a administração de energia deve envolver o projeto a construção a implantação e a operação da planta Os principais procedimentos que devem envolver esta tarefa são Projeto e construção Devem ser considerados os seguintes aspectos Iluminação máximo aproveitamento da iluminação natural Ventilação máximo aproveitamento dos ventos Tensão adotar a tensão trifásica de distribuição que produza menores perdas como por exemplo 440 V em vez de 380 V para o sistema de força Nunca adotar o sistema 220 V para o sistema de força Subestação adotar uma ou mais subestações de forma que fiquem mais próximas aos centros de carga Condutores elétricos dimensionar os condutores elétricos de forma a se obter menores perdas Este assunto pode ser visto na Seção 1542 Máquinas selecionar as máquinas que levem em consideração a eficiência energética dando preferência aos modelos que apresentem menores perdas ou menor consumo específico para realizar a mesma tarefa Programação e controle da produção Uma produção industrial bem programada resulta normalmente em economia de energia elétrica Para essa programação devese considerar Devemse evitar os picos de produção para não onerar a conta de energia no quesito demanda máxima mensal Operar as máquinas o mais próximo possível de sua capacidade nominal Sempre que possível a produção deve ser contínua As cargas eletrointensivas sempre que possível devem operar nos períodos fora de ponta Especificação do produto fabricado Reavaliar a especificação técnica do produto sempre que possível de forma a reduzir seu consumo de energia Selecionar adequadamente sob o ponto de vista de eficiência energética os materiais a serem aplicados na fabricação do produto Aprimoramento dos processos produtivos Questionar a forma e o processo pelos quais cada produto é fabricado de forma a resultar em menor consumo de energia e maior rentabilidade Qualidade do produto acabado Quando o produto é inspecionado ao longo da linha de produção o índice de rejeição é drasticamente reduzido o que reduz a energia gasta no total dos produtos fabricados pois se a qualidade melhora a quantidade de energia agregada aos refugos é reduzida Automação dos processos A automação além de aumentar a produtividade da planta industrial melhora a qualidade do produto acabado reduz a quantidade de matériaprima utilizada e a ele agregada e diminui o consumo de energia elétrica ao longo do processo de fabricação Manutenção industrial Quando uma máquina opera fora de suas condições nominais consome em geral mais energia do que a necessária para fabricar o produto Recuperar os vazamentos de água potável de forma a evitar o excesso de bombeamento Recuperar os vazamentos de ar comprimido de forma a evitar o excesso de funcionamento do com pressor 15417 Geração no horário de ponta A geração no horário de ponta é considerada uma ação de eficiência energética sob o ponto de vista de otimizar o sistema de geração transmissão e distribuição de energia elétrica Do ponto de vista da indústria o enfoque passa ser a redução da fatura de energia elétrica devido ao alto preço das tarifas de demanda no horário de ponta de carga Este assunto será tratado no Capítulo 16 15418 Cogeração Este assunto será tratado convenientemente no Capítulo 16 já que envolve a implementação de uma unidade de geração 161 Introdução A crise de energia elétrica em 2001 e a expectativa de novas crises para os anos subsequentes motivaram as indústrias a repensar sua tradicional forma de contratar a energia que consome isto é o suprimento por meio da concessionária de distribuição local e no caso de grandes indústrias diretamente de produtores independentes No primeiro caso o consumidor é denominado consumidor cativo Já no segundo caso é denominado consumidor livre O novo modelo do setor elétrico que institui o consumidor livre também ofertou às indústrias novas formas de contratação da energia elétrica Essas indústrias podem comprar sua energia da concessionária local da central geradora local ou regional ou de outras fontes distantes da sede de sua unidade industrial Essa liberdade oferecida pela legislação fez os empresários buscarem uma alternativa muita conhecida há várias décadas Naquele tempo não havia as grandes unidades de geração no Brasil e a maior parte das indústrias possuía unidades geradoras próprias que ainda forneciam a energia sobejante ao município em que se localizavam Atualmente não só os parques industriais buscam gerar quando conveniente sua própria energia mas outros segmentos da atividade econômica também aderem se isso for economicamente interessante a essa nova forma de autogeração como hotéis shopping centers etc Algumas indústrias possuem grupos geradores próprios para operarem na falta do suprimento pela empresa fornecedora de energia Em geral a potência dessas unidades supre somente parte da carga denominada carga prioritária como iluminação de emergência máquinas que operam com materiais plásticos que podem endurecer no seu interior sistemas de frio de fábricas de cerveja etc O conceito de geração agora tomou nova forma A indústria pode adquirir sua unidade de geração com capacidade superior a suas necessidades atuais conectandose ao mesmo tempo à rede elétrica da concessionária Se o custo da energia gerada por ela for inferior ao valor da energia comprada ao seu fornecedor a indústria deixa de comprar desse fornecedor e passa a gerar sua própria energia Caso contrário a geração própria poderia ser utilizada somente no horário de ponta de carga reduzindo substancialmente o valor da fatura de energia elétrica Mas antes de tomar qualquer decisão o industrial deve consultar a legislação vigente e as expectativas do mercado de energia elétrica Os objetivos para a instalação de usinas de geração em uma unidade industrial podem ser definidos como se segue Substituir a energia da concessionária de forma permanente autoprodutor Substituir a energia da concessionária no horário de ponta de carga Implantar um sistema de cogeração No entanto para o empresário nem sempre é fácil tomar a decisão de investir nesse segmento considerando os seguintes aspectos O investimento inicial é muito elevado O tempo de retorno do investimento normalmente varia entre cinco e oito anos A geração de energia elétrica não é o foco de seu negócio O preço do combustível permite riscos do negócio a b c d e Se o negócio é cogeração algumas questões podem ser levantadas Compatibilizar o consumo de combustível com a geração de energia elétrica e térmica esta última associada ao calor exausto dos motores ou turbinas Ausência de mercado ou impossibilidade para a venda do excesso de calor ou frio produzido pela usina 162 Características das usinas de geração As usinas de geração de energia elétrica localizadas dentro ou fora das instalações industriais podem ser concebidas de diferentes formas dependendo de sua capacidade nominal do tipo de aplicação etc recebendo a seguinte classificação Produtor independente de energia PIE Pessoa jurídica ou consórcio de empresas que recebe a concessão ou autorização para explorar o aproveitamento hidrelétrico ou a central geradora termelétrica e o respectivo sistema de transmissão associado e comercializar no todo ou em parte a energia produzida por sua conta e risco Podem ser utilizados motores a combustível líquido motores a gás natural turbinas a gás natural e turbinas a vapor ou outras formas de geração Produtor independente autônomo PIEA Produtor independente cuja sociedade não é controlada ou coligada de concessionária de geração transmissão ou distribuição de energia elétrica nem de seus controladores ou de outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum Podem ser utilizados motores a combustível líquido motores a gás natural turbinas a gás natural e turbinas a vapor ou outras formas de geração Autoprodutor APE Pessoa física pessoa jurídica ou consórcio de empresas que recebe a concessão ou autorização para explorar o aproveitamento hidrelétrico ou a central geradora termelétrica e o respectivo sistema de transmissão associado e utilizar a energia produzida para o uso exclusivo em suas instalações industriais podendo comercializar eventual e temporariamente seus excedentes de energia mediante autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica Aneel São mais frequentemente utilizados motores a combustível líquido motores a gás natural turbinas a gás natural e turbinas a vapor Usinas de cogeração São aquelas destinadas à geração de energia elétrica e térmica esta última nas suas diversas formas vapor água quente e água fria São localizadas em geral no interior da própria unidade consumidora São mais frequentemente utilizados motores a gás natural e turbinas a gás natural Usinas de emergência São aquelas destinadas ao fornecimento de energia elétrica à unidade consumidora quando há falta de suprimento pela rede pública de energia elétrica São mais frequentemente utilizados motores a combustível líquido e motores a gás natural O número de unidades de geração que compõe uma usina termelétrica depende da exigência da carga e do nível de contingência pretendido As usinas termelétricas de emergência normalmente utilizam apenas uma unidade de geração Para pequenas unidades é dimensionado um grupo gerador constituído de um motor gerador quadro de comando e tanque de combustível Já as usinas termelétricas de autoprodução utilizam certa quantidade de unidades de geração para atender até a segunda contingência isto é a usina funcionaria normalmente quando ocorresse um defeito em uma unidade de geração no momento em que outra unidade estivesse em manutenção Ou ainda a quebra simultânea de duas unidades de geração Em geral o mesmo procedimento é utilizado nas usinas de cogeração As usinas de produção de energia denominadas produtor independente de energia PIE em geral operam sem nenhuma contingência No caso de avaria em uma máquina seria contratada energia no mercado para satisfazer às necessidades do cliente ou outra forma de acordo conforme estabelece o contrato a b a b c d 1621 Tipos de combustível Existem diferentes possibilidades de utilização de combustível para a geração de energia No entanto serão tratados apenas aqueles com maior aplicação nas unidades em operação 16211 Óleo diesel É o combustível mais utilizado nas máquinas primárias destinadas à geração de energia elétrica de pequeno e médio porte A larga aplicação desse combustível permite fazer a seguinte análise Vantagens Facilidade de aquisição Relativa estabilidade de preço no mercado Praticidade do transporte da base de venda até o ponto de consumo Regularidade de suprimento Facilidade de estocagem Facilidade de manuseio Largo conhecimento do produto pelos profissionais da área Desvantagens Apesar de todas as vantagens anteriormente mencionadas o óleo diesel apresenta alguns questionamentos assim definidos Preço elevado da energia gerada Custo de manutenção elevado Relação horas de trabalhohoras de manutenção muito baixa Emissões de poluentes de natureza tóxica Restrição dos órgãos de controle ambiental à aprovação de projetos 162111 Características gerais do óleo diesel O óleo diesel é uma mistura de derivados do petróleo enquadrados em uma faixa de destilação que possui características específicas determinadas segundo a legislação em vigor É formulado a partir da mistura de diversas correntes como gasóleos nafta pesada diesel leve e diesel pesado provenientes das diversas etapas de processamento do petróleo bruto As especificações dos produtos combustíveis são regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional do Petróleo ANP e os métodos de análise que fornecem ao produto as características específicas individuais são normatizados em âmbito nacional pela Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT e em nível internacional pela American Society for Test and Materials ASTM No Brasil atualmente são especificados os seguintes tipos básicos de óleo diesel para uso em motores de ônibus caminhões carretas veículos utilitários embarcações marítimas etc Óleo diesel do tipo B Disponível para uso em todas as regiões do Brasil exceto para as principais regiões metropolitanas em que não é disponibilizado o diesel D Deve ter o teor de enxofre de até 050 mm Óleo diesel do tipo D Disponível desde 1º de janeiro de 1998 para uso em regiões metropolitanas e cujo teor de enxofre deve ser de até 020 mm Óleo diesel marítimo Produzido exclusivamente para utilização em motores de embarcações marítimas Seu teor de enxofre vai até 10 mm Óleo diesel padrão Desenvolvido para atender às exigências específicas dos testes de avaliação de consumo e emissão de poluentes pelos motores a diesel É utilizado pelos fabricantes de motores e pelos órgãos responsáveis pela sua homologação motor do ciclo Otto a ignição é desencadeada pela centelha que salta entre os eletrodos da vela de ignição Esta diferença entre os modos de inflamar a carga impõe características físicoquímicas distintas aos combustíveis usados em um e outro desses motores O combustível do ciclo Otto utiliza derivados leves de petróleo naftas leves propano butano etc gás natural álcool e outras substâncias gasosas ou que possam ser facilmente vaporizadas antes de entrar no cilindro do motor Por outro lado estes combustíveis devem resistir à compressão moderada típica do ciclo Otto de 1 para até 12 atmosferas sem entrar em ignição que seria nesses casos explosiva devido à elevada velocidade de propagação da chama nesses combustíveis e à decomposição e recomposição molecular O parâmetro que caracteriza a resistência à ignição por compressão é o número de octano NO sendo desejável para o combustível do ciclo Otto um elevado número de octano Por outro lado a facilidade de um combustível entrar em ignição por compressão é expressa pelo número de cetano NC O número de cetano do combustível diesel caracteriza em certa medida a cinética de combustão e tem portanto influência no espectro de substâncias emitidas pelo motor O combustível diesel é uma mistura de hidrocarbonetos de moléculas mais pesadas do que as dos hidrocarbonetos da gasolina e em consequência de menor razão de massas hidrogêniocarbono o que determina elevada emissão de compostos de carbono por unidade de energia final entregue ao motor Entretanto as características do ciclo diesel que asseguram rendimento térmico superior ao do ciclo Otto como o fato de operar com grande excesso de ar compensam amplamente a desvantagem decorrente da composição do combustível quando o parâmetro de interesse é a emissão de poluentes e a energia de utilização No Brasil a partir do início da década de 1990 houve um movimento de melhoria da qualidade do diesel motivado pela legislação sobre a qualidade do ar Na atualidade há quatro faixas de especificação do número de cetano para uso rodoviário urbano metropolitano ensaios e outros usos A faixa de variação vai de NC 40 a 45 Nos países em que a legislação ambiental é mais rigorosa o diesel urbano tem NC 50 Outras características relevantes do combustível diesel para emissões são a densidade a viscosidade a composição o teor de enxofre a presença de contaminantes o teor de hidrocarbonetos cíclicos aromáticos derivados da cadeia fundamental do benzeno e obviamente o poder calorífico 16212 Óleo combustível O óleo combustível é um produto derivado do petróleo produzido utilizandose resíduos da destilação a vácuo É também conhecido como óleo combustível pesado ou óleo combustível residual É de composição bastante complexa e depende basicamente do tipo de petróleo a que deu origem do processo utilizado na sua fabricação e da mistura a que foi submetido na refinaria Todas essas formações do óleo combustível são necessárias para que se possa oferecer um produto comercial com várias viscosidades que atendam às exigências do mercado consumidor O óleo combustível é um produto destinado à geração de energia elétrica por meio da queima em motores a combustão interna e do aquecimento de caldeiras na formação de vapor e água quente utilizados em processos de produção industrial O óleo combustível é classificado no Brasil com duas diferentes denominações Óleo combustível do tipo A É aquele cuja cujo teor de enxofre é de no máximo 5 em massa Apresenta nove subclassificações de acordo com a Tabela 162 São os óleos normalmente empregados em combustão contínua Óleo combustível do tipo B É aquele cujo teor de enxofre é de no máximo 1 em massa Apresenta também nove subclassificações de acordo com a Tabela 162 É utilizado nas indústrias em que o teor de enxofre é muito importante na qualidade do produto fabricado como por exemplo certos tipos de cerâmica vidro fino metalurgia de metais não ferrosos ou ainda quando existem restrições governamentais de meio ambiente Os óleos combustíveis convencionais são os óleos dos tipos 1 A1 B e 2 A2 B São utilizados para os fins industriais gerais Os óleos combustíveis ultraviscosos são os óleos a partir dos tipos 3 A3 B até os tipos 9 A9 B São utilizados em grandes fornos e caldeiras em que o consumo de combustível é bem elevado São necessários cuidados adicionais à sua utilização bem como equipamentos especiais para seu aquecimento armazenagem transferência e nebulização a Tabela 162 Os métodos de determinação de viscosidade cinemática de Saybolt são os padrões para medição no Brasil sendo os valores expressos em Centistockes cSt e Segundos Saybolt Furol SSF respectivamente seguindose a Resolução CNP nº 031986 que estabelece a determinação de viscosidade pelos seguintes métodos MB293 da ABNTIBP em cSt a 60 C ou MB326 da ABNT IBP em SSF a 50 C A curva de variação de viscosidade temperatura dos óleos combustíveis residuais é apresentada na Figura 161 Para melhor compreensão seguem os conceitos das principais características apresentadas na Tabela 162 Densidade relativa MB104 As densidades dos derivados líquidos de petróleo são analisadas no Brasil em temperatura de 20 C comparativamente à densidade da água medida a 4 C sendo portando expressa a 204 C Embora adimensional a densidade relativa do produto é numericamente igual à densidade ou massa específica na temperatura de referência que pode ser expressa em quilogramas por litro kgl Classificação do óleo combustível Características dos vários tipos de óleo combustível Tipo Viscosidade a 50 C Valor máximo Densidade a 20 ºC4 ºC Concentração de exofre em de peso Ponto de fulgor PCS em kcalkg C PCI em kcalkg OC1A 600 1003 220 85 10221 96663 OC2A 900 1007 280 105 10088 9552 OC3A 2400 1010 285 103 10079 9552 OC4A 10000 1013 350 100 10218 9663 OC5A 30000 1017 375 10190 9643 OC6A 80000 1022 420 10168 9621 OC7A 300000 1027 430 160 10140 9597 OC8A 1000000 1030 490 240 9716 9419 OC9A 1000000 1001 550 OC1B 600 0965 080 82 10424 9838 OC2B 900 0976 074 85 10107 9819 OC3B 2400 0979 100 80 10628 10008 OC4B 10000 0980 100 92 10534 9919 OC5B 30000 0930 096 OC6B 80000 0992 094 OC7B 300000 1015 091 240 10224 9686 OC8B 1000000 1020 089 OC9B 1000000 1026 086 Figura 161 b c d e Características de viscosidade do óleo combustível Ponto de fulgor O ponto de fulgor com seu teste realizado no aparelho de vaso fechado de PenskyMartens é a temperatura em que o óleo desprende vapores que em contato com o oxigênio presente no ar podem entrar em combustão momentânea na presença de uma fonte de calor O ponto de fulgor não tem relação direta no desempenho do combustível mas um valor mínimo é estabelecido para garantir segurança no armazenamento e manuseio do produto Teor de enxofre O enxofre existe na maioria dos combustíveis sólidos líquidos e gasosos e os óxidos de enxofre formados na combustão geralmente não causam problemas contanto que todas as superfícies em contato com os gases de combustão sejam mantidas em temperatura acima do ponto de orvalho do ácido sulfúrico evitandose assim a condensação de ácidos corrosivos e consequentemente corrosão no sistema Ponto de fluidez Ponto de fluidez é a menor temperatura em que o combustível ainda escoa Este ponto é uma medida importante para a determinação das características de armazenagem e de transporte do combustível na instalação Não há uma relação direta entre o ponto de fluidez e a viscosidade do óleo combustível Viscosidade Definese por viscosidade de um líquido a medida de sua resistência ao escoamento para determinada temperatura Vale ressaltar que a viscosidade pode mudar de forma significativa com a variação da temperatura A variação da pressão tem pouca influência na variação da viscosidade f a b A viscosidade é um dos parâmetros mais importantes do óleo combustível do ponto de vista de transporte e manuseio além de determinar a viabilidade de intercâmbio entre combustíveis líquidos A Figura 161 apresenta os gráficos das características de viscosidade do óleo combustível Poder calorífico Poder calorífico é a quantidade de calor produzida pela combustão completa de uma unidade de massa do combustível sendo expresso normalmente em kcalkg O calor liberado pela combustão de uma unidade de massa de um combustível em uma bomba de volume constante com toda água condensada no estado líquido é definido como poder calorífico superior PCS Já o poder calorífico inferior PCI apresenta o calor liberado pela combustão de uma unidade de massa de um combustível em pressão constante com a água permanecendo no estado de vapor As vantagens e desvantagens do uso do óleo combustível são similares às do óleo diesel a não ser pelo lado da agressão ambiental provocada pelo óleo combustível com maior intensidade 16213 Carvão mineral É um combustível fóssil natural extraído da terra por processos de mineração Apresenta coloração preta ou marrom É composto primeiramente por átomos de carbono e magnésio sob a forma de betume É formado pela decomposição dos restos de material de origem vegetal resultado do soterramento de grandes florestas durante a formação da Terra Acreditase que o carvão mineral é o combustível produzido e conservado pela natureza de maior abundância no planeta O carvão brasileiro apresenta a seguinte composição Carbono 987 Hidrogênio 378 Oxigênio 701 Enxofre 251 Cinzas 2683 De acordo com os especialistas o futuro do carvão nacional depende do processo econômico de gaseificação devido ao elevado teor de cinzas e do rejeito que corresponde a 67 do carvão retirado da mina que além de não ser aproveitado ainda é poluente O preço do carvão mineral varia no mercado internacional entre R 25000t e R 40000t O uso do carvão na geração de energia elétrica normalmente ocorre em usinas de grande porte 16214 Gás natural É o combustível que está ganhando mercado crescente na geração de energia elétrica devido principalmente à política de expansão do produto por parte da Petrobras e às grandes reservas nos campos do présal Com a implantação da rede de gasodutos da Petrobras nas diferentes regiões do Brasil o gás natural vem se popularizando e ganhando a competição com o óleo diesel Pode ser feita a seguinte análise Vantagens Preço relativamente baixo da energia gerada Baixo nível de poluição Baixa restrição dos órgãos de controle ambiental à aprovação de projetos Uso intensivo em vários segmentos do processo industrial Desvantagens Ausência de rede de gasodutos em muitas áreas industriais Dificuldades no transporte de grandes quantidades do combustível em cilindros especiais o gás natural não tem boa compressibilidade Preço dependente das condições externas e ainda sem uma política confiável no Brasil O gás natural fornecido pela Petrobras no Nordeste apresenta em média a seguinte composição Metano CH4 837 Etano C2H6 110 a b c Propeno C3H4 084 Nitrogênio N2 151 Dióxido de carbono CO2 293 Ácido sulfídrico H2S 20 mgm3 16215 Biomassa A biomassa já é muito utilizada como combustível para geração de energia Existem diferentes tipos de combustível oriundo da biomassa Os mais conhecidos são Bagaço da canadeaçúcar Sua utilização é mais intensa na geração de energia na área rural especialmente nas áreas de produção de açúcar e álcool Atualmente com a nova política do setor elétrico de diversificação das fontes de energia o bagaço da cana de açúcar vemse destacando na produção de energia elétrica no Sul e CentroOeste do Brasil onde é predominante a cultura canavieira Casca da amêndoa do caju A sua produção está praticamente restrita ao Nordeste do Brasil especialmente nos estados do Ceará e Rio Grande do Norte Óleo de mamona É derivado da mamona encontrada abundantemente no sertão nordestino já que faz parte de sua vegetação natural Esse combustível está sendo produzido em escala muito pequena 16216 Gás de processos industriais Algumas indústrias produzem gases como resultados de seu processo industrial e que se não aproveitados convenientemente são liberados para a atmosfera O mais conhecido é o gás de altoforno produzido pela indústria siderúrgica 1622 Tipos de máquina primária Existem diferentes tipos de máquinas primárias utilizadas na geração de energia elétrica As principais são 16221 Motor a ciclo diesel É um motor a combustão interna que utiliza elevadas taxas de compressão para assegurar a queima do combustível introduzido após a compressão do ar Figura 162 Unidade de geração grupo gerador de pequeno porte O funcionamento dos motores a óleo diesel é explicado a partir da análise do denominado ciclo diesel Neste caso o ar é comprimido a uma pressão e temperatura até atingir a condição de inflamar o combustível injetado na câmara ao final do tempo de compressão Nos motores a ciclo diesel é necessário que a taxa de compressão seja muito elevada bem superior aos níveis utilizados no ciclo Otto devido à inexistência da presença do combustível durante o tempo de compressão do ar A Figura 162 mostra uma unidade de geração motor primário gerador quadro de comando normalmente denominado grupo gerador e de larga utilização em diferentes atividades econômicas e sociais Já a Figura 163 mostra o interior de um motor a ciclo diesel Há muitos componentes idênticos utilizados também nos motores a gás natural 16222 Motor a gás natural ciclo Otto É um motor a explosão que funciona pela ignição por centelha elétrica ocorrida no meio de uma mistura de ar combustível no interior da câmara de combustão onde é comprimida e queimada A Figura 164 mostra uma vista externa de um segmento de motor a gás natural Os motores a gás natural operam com uma eficiência que pode variar entre 32 e 40 superior à eficiência das turbinas a gás natural normalmente compreendida entre 22 e 35 para turbinas de pequeno e médio portes e de 40 a 48 para turbinas de grande porte que funcionam a elevadas temperaturas Vale salientar que todo calor dos motores que pode ser recuperado está contido no líquido utilizado para resfriar o bloco do motor e o óleo do sistema de lubrificação e no aftercooler o restante é eliminado pelo sistema de exaustão dos gases O funcionamento dos motores a gás natural é explicado pela análise do denominado ciclo Otto constituído de quatro processos distintos e mostrados nas Figuras 165 e 166 respectivamente representadas pelos diagramas P V e T S Figura 163 Vista interna em corte de um segmento de motor a ciclo diesel O gás natural é inicialmente introduzido em uma câmara de compressão à pressão constante na condição do ponto 1 em uma quantidade volumétrica dada no ponto 2 Em seguida o gás é comprimido isentropicamente passando da condição do ponto 2 ao ponto 3 Na sequência do processo é adicionada determinada quantidade de calor a volume constante atingindo o ponto 4 do diagrama P V Seguindo o processo o gás sofre uma expansão isentrópica tendo como resultado a produção de trabalho o que ocorre no processo de 4 para 5 liberandose finalmente calor Dizse que um processo é adiabático quando nenhum calor é transferido O processo isentrópico é definido como no processo adiabático reversível de entropia crescente No ciclo Otto o combustível é misturado ao ar antes que ocorra a compressão obtendose a ignição a partir da produção de uma centelha elétrica temporizada Como a mistura do combustível com o ar deve ser comprimida é necessário que o combustível utilizado no processo seja volátil ou de rápida vaporização como ocorre com o uso do gás natural ou do óleo diesel vaporizado ambos utilizados nos motores a gás natural 16223 Turbina a gás natural A primeira turbina a gás na forma que hoje conhecemos foi construída em 1906 apesar de outras tentativas anteriores Mas as limitações quanto à resistência dos materiais trabalhando em grandes temperaturas foi um obstáculo intransponível até meados dos anos 1940 quando então foram empregadas as primeiras turbinas de forma comercial na indústria aeronáutica que as utilizou em aviões de combate já no final da Segunda Guerra Mundial Em consequência na década de 1950 surgiram as turbinas para uso industrial denominadas aeroderivativas A Figura 167 mostra uma turbina do tipo aeroderivativa utilizada na produção de energia elétrica Figura 164 Figura 165 Figura 166 Vista externa de um motor a gás natural de grande porte Diagrama P V Diagrama da entropia T S Figura 167 Vista interna de uma turbina aeroderivativa No entanto a indústria de produção de equipamentos de geração anos mais tarde desenvolveu outro projeto de turbina de concepção mais pesada e destinada à geração de grandes blocos de energia São denominadas heavy duty As turbinas industriais ou heavy duty apresentam as seguintes diferenças em relação às turbinas aeroderivativas Ampla faixa de capacidade indo desde as microturbinas com potência nominal de 30 kW até as grandes turbinas com potência nominal de 250 MW Maior flexibilidade quanto ao tipo de combustível podem queimar alternativamente combustíveis mais pesados facilitando a operação das usinas termelétricas em uma eventual falha no fornecimento de gás natural Maior facilidade de montagem e desmontagem o que reduz o tempo de construção de usinas termelétricas As turbinas a gás natural são normalmente empregadas em instalações de médio e grande portes São compostas das seguintes partes principais conforme mostrado na Figura 168 Compressor de ar É o equipamento responsável pelo sequestro do ar do meio ambiente o qual após filtrado para supressão das partículas sólidas é comprimido e conduzido à câmara de combustão Os compressores podem ser também do tipo escoamento centrífugo ou escoamento axial Em geral são empregados compressores do tipo escoamento axial constituídos por palhetas de múltiplos estágios de acordo com a capacidade da turbina conforme mostrado na Figura 168 A quantidade de estágios pode variar de 8 a 25 O compressor de escoamento centrífugo retira o ar da atmosfera no centro do rotor forçando sua penetração na direção do eixo do compressor a velocidades muito elevadas até ser conduzido ao difusor do tipo estacionário onde é desacelerado obtendose como resultado um substancial aumento de pressão Nas turbinas aeroderivativas são empregados compressores do tipo centrífugo Figura 168 Figura 169 Vista interna de uma turbina a gás natural O compressor de escoamento axial é constituído de palhetas em forma de aerofólios e montadas ao longo do eixo do compressor em forma de anéis Normalmente cada anel de palhetas móveis é seguido de um anel de palhetas fixas As primeiras são responsáveis pela aceleração do ar em cada anel móvel no interior do compressor na forma de um movimento helicoidal Já as palhetas móveis são responsáveis pela formação da pressão do ar no interior do compressor por meio de sua desaceleração a cada anel fixo Assim como o volume de ar diminui ao longo do eixo do compressor devido ao aumento da pressão então o compressor toma a forma cônica dada na Figura 168 Para um compressor de grande porte isto é com 25 estágios de compressão considerando um aumento da pressão de 10 para cada estágio de compressão a pressão será aumentada de 108 vezes em relação à pressão inicial Como a temperatura pressão e umidade do local em que opera a usina variam de região para região é padrão considerar para fins comparativos a temperatura de 14 ºC à pressão de 1013 bar e a umidade de 60 Câmara de combustão ou combustor A câmara de combustão é a parte da máquina na qual é feita a mistura do ar recebido do compressor e do gás natural injetado no seu interior É composta por vários bicos injetores de gás natural montados em forma de anel em conformidade com a Figura 169 Turbina propriamente dita Seu princípio de funcionamento pode ser entendido a partir da Figura 1610 ou seja o ar atmosférico é sugado para o interior do compressor à temperatura ambiente e pressão atmosférica que o comprime a uma pressão próxima a 8 bar e faz subir a temperatura do ar para cerca de 270 ºC antes de penetrar no combustor Parte da massa de ar comprimida que sai do compressor é conduzida para o interior da câmara de combustão onde se mistura com o combustível injetado e a outra parte é conduzida para o exterior da referida câmara e tem como finalidade resfriála A massa de ar atmosférico oferece o oxigênio necessário ao processo de combustão Devido à elevação de temperatura dos gases formados pelo combustível injetado gás natural ou óleo diesel fluido e da massa de ar no interior da câmara de combustão há uma grande expansão desses gases que são conduzidos à turbina a uma temperatura de cerca de 950 ºC a uma pressão de 30 bar Após sua expansão no interior da turbina em seus vários estágios os gases são levados ao meio ambiente já a uma temperatura de cerca de 500 ºC e à pressão atmosférica Apenas parte da energia gerada pelos gases aquecidos no interior da turbina é convertida em trabalho mecânico que é transferido ao gerador de energia elétrica que está acoplado mecanicamente ao eixo da turbina A maior parte é conduzida à atmosfera em forma de perda Detalhe da câmara de combustão de uma turbina a gás natural Figura 1610 Figura 1611 Princípio de funcionamento de uma turbina a gás natural A Figura 1611 mostra a vista interna de uma turbina detalhando a montagem de suas palhetas em forma de anéis em torno de seu eixo Vale salientar que todo calor das turbinas que pode ser recuperado está contido nos gases exaustos A pressão do gás natural disponível nos gasodutos normalmente varia entre 20 e 100 bar Já a pressão necessária ao funcionamento das turbinas de grande porte por exemplo é da ordem de 38 bar Assim muitas vezes é necessário instalar uma estação de recompressão nas proximidades da usina Já para os motores a gás a pressão necessária é de cerca de 2 a 5 bar normalmente atendida pela maioria da rede de gasodutos A Figura 1612 mostra a vista externa de uma turbina industrial detalhando seus principais elementos O comportamento dos gases em uma turbina é explicado na análise do chamado ciclo de Brayton 162231 Ciclo de Brayton O ciclo de Brayton também denominado ciclo de Joule é a forma como os gases submetidos a diferenças de pressão e temperatura são capazes de gerar energia mecânica de utilização Detalhes da posição das palhetas no rotor da turbina a gás natural Figura 1612 Figura 1613 Vista externa de uma turbina a gás natural O gráfico PV da Figura 1613 mostra o ciclo de Brayton a partir do qual será explicado o processo no qual são utilizados três diferentes equipamentos ou seja o compressor a câmara de combustão e a turbina propriamente dita sendo o compressor e a turbina responsáveis pelo processo de produção de energia Considerar determinada quantidade de ar isentropicamente comprimida pelo compressor no processo 12 e injetada na câmara de combustão na qual há uma forte redução do volume e aumento da pressão Durante esse estágio será fornecida ao sistema determinada quantidade de trabalho Na câmara de combustão é fornecido certo volume de gás formando uma mistura gásar Ao longo do processo 23 à pressão constante fica adicionada determinada quantidade de calor Já no processo 34 onde a mistura gásar gás superaquecido é conduzida ao interior da turbina propriamente dita expandese isentropicamente até sua pressão inicial no ponto 4 e o calor é rejeitado produzindo trabalho Em um processo fechado o gás é resfriado até a temperatura inicial a do ponto 1 onde é reinjetado no compressor no estado do ponto 1 recomeçando o ciclo Na prática o ar de escape não é reconduzido ao compressor mas o compressor retira constantemente o ar da atmosfera na temperatura do ponto 1 Diagrama P V O mesmo processo é explicado também no diagrama T S da Figura 1614 tomandose como base o conceito de entropia Assim em um processo internamente irreversível a variação da entropia de uma substância fornecendo ou recebendo calor pode ser definida pela Equação 161 dQ calor transferido à temperatura T Figura 1614 Diagrama da entropia T S 16224 Turbina a vapor A produção de energia elétrica ocorrida no final do século XIX e início do século XX foi praticamente dominada pelas turbinas a vapor utilizando como combustível primário a lenha extraída das florestas ou o carvão mineral Até hoje as turbinas a vapor estão presentes na maioria das grandes unidades de geração a combustível gasoso aumentando consideravelmente a eficiência do ciclo para geração de energia nas suas diversas formas O funcionamento das turbinas a vapor é explicado pela análise do denominado ciclo Rankine ou simplesmente ciclo a vapor e que consiste em quatro processos distintos cujos elementos básicos do ciclo estão contidos na Figura 1615 Uma bomba de alimentação de água 2 conduz esse líquido saturado até um gerador de vapor ou simples mente caldeira para a qual é fornecida determinada quantidade de energia em forma de calor Q A água contida no interior da caldeira toma a forma de vapor 3 que é conduzido 4 a uma turbina a vapor O vapor expandese isentropicamente no interior da turbina 5 realizando trabalho mecânico no seu eixo que a deixa e é conduzido 6 a um condensador que tem a função de absorver o calor contido no vapor até condensálo Isso é realizado pela água à temperatura natural utilizada pelo condensador para o resfriamento do vapor Nesse ponto o vapor condensado é bombeado 1 pela bomba de alimentação recomeçando todo o processo do ciclo Rankine cujos diagramas TS e HS estão mostrados nas Figuras 1616 e 1617 A perda de energia térmica no condensador que reduz a eficiência do processo é necessária para evitar que o líquido resfriado que sai da turbina forme bolhas originando o processo de cavitação da bomba e o dano consequente A Figura 1618 mostra uma turbina a vapor de médio porte indicandose seus principais componentes Figura 1615 Figura 1616 Figura 1617 Esquema básico de funcionamento do ciclo Rankine Diagrama T S Diagrama da entropia H S Figura 1618 a b 163 Dimensionamento de usinas termelétricas O critério para o dimensionamento de uma usina termelétrica está relacionado com os seguintes aspectos Necessidade de suprimento do mercado regional de energia elétrica Valor da carga elétrica a ser suprida Natureza da carga elétrica Disponibilidade do tipo de combustível gás natural óleo diesel carvão mineral etc Tipo de usina a ser adotada ciclo aberto ciclo fechado autogeração cogeração Sistema de transmissão de energia para escoamento da energia gerada A eficiência das usinas termelétricas empregando turbinas ou motores está intimamente ligada às seguintes condições Altitude do local de instalação Temperatura ambiente Temperatura do meio refrigerante Umidade relativa do ar Tipo de combustível empregado Vista externa de uma turbina a vapor A construção de uma usina termelétrica produtora de energia é precedida de uma série de eventos que pode variar em função das condições econômicas e políticas de cada país Essas usinas podem ser construídas no interior de uma grande indústria ou em local independente De forma geral podese roteirizar a construção desse tipo de fonte de geração na seguinte sequência Primeira fase Caracterização do mercado de energia elétrica quanto ao seu crescimento e oferta de geração Definição da carga a ser suprida Definição do financiamento do projeto financiamento tradicional ou por meio de uma operação do tipo project finance Definição dos incentivos fiscais por parte dos governos municipais estaduais e federal Política tributária Localização da área em que será construído o empreendimento Estudo de viabilidade de conexão da usina com a rede elétrica pública Elaboração do Estudo de Impacto Ambiental EIA e do Relatório de Impacto Ambiental RIMA ou simplesmente EIARIMA Segunda fase Definição do contrato de fornecimento da energia a ser gerada contrato de compra e venda de energia para operação contínua operação inflexível ou para despacho da usina pelo órgão de controle do sistema elétrico por c d e necessidade de geração operação flexível que no Brasil é de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema ONS Definição dos contratos de conexão denominados Contrato de Conexão da Distribuição CCD e Contrato de Conexão da Transmissão e dos contratos de uso do sistema Custo do Uso do Sistema de Distribuição CUSD e Custo do Uso do Sistema de Transmissão CUST Definição do tipo de máquina a ser adquirida contatos com os fabricantes de turbinas e demais componentes de uma planta termelétrica Terceira fase Elaboração do projeto executivo Especificação dos equipamentos empregados Aquisição dos equipamentos Quarta fase Construção da usina Construção do sistema de transmissão Quinta fase Comissionamento Operação comercial 1631 Usinas termelétricas a motor com combustível líquido Enquadramse nesta categoria as usinas termelétricas a motores movidos a óleo diesel ou a óleo combustível ou a outros tipos de óleo mais pesados Com o crescente interesse pela geração distribuída os motores a combustível líquido notadamente os motores a óleo combustível voltaram a ganhar mercado Sua popularidade é grande por causa da flexibilidade de montagem instalação em qualquer ponto de utilização já que só depende de caminho de acesso para o transporte do combustível maior número de profissionais com conhecimento de manutenção e operação etc Vale registrar que nos últimos tempos os motores a combustão interna conhecidos também como MCI sofreram uma grande evolução tecnológica com o emprego da eletrônica de potência que tornou possível gerenciar seu funcionamento tanto no controle das emissões de poluentes e redução do nível de ruído quanto na introdução de novos componentes mecânicos como por exemplo a substituição do carburador pela injeção eletrônica Essa evolução tecnológica também trouxe ganhos preciosos no rendimento desses motores cuja eficiência aumenta quanto maior for sua potência nominal A distribuição média de produção e perda de energia de uma usina termelétrica a motor diesel pode ser conhecida no gráfico da Figura 1619 Os geradores das usinas termelétricas devem ser especificados para quatro diferentes tipos de aplicações Geradores industriais São aqueles fabricados para atender às cargas consideradas normais como iluminação motores resistores etc Geradores marinizados São aqueles fabricados para aplicação em áreas extremamente agressivas Como existem peças fabricadas especialmente para atender a esse requisito seu custo é significativamente elevado Geradores navais São aqueles fabricados para aplicação em embarcações devendo obedecer a requisitos de segurança previstos em norma Geradores para telecomunicação São aqueles fabricados com características específicas de forma a evitar interferência no sistema de telecomunicação alimentando cargas de alto conteúdo harmônico devido à presença de retificadores em abundância Figura 1619 16311 Determinação da potência nominal A potência das unidades de geração deve ser definida de forma que a usina termelétrica opere com pelo menos 50 da carga nominal Para níveis de geração inferiores isto é fator de carga menor que 30 resulta na operação da máquina primária a temperaturas abaixo da temperatura adequada para a realização de uma combustão completa provocando a deterioração do óleo lubrificante Algumas informações básicas devem ser conhecidas antes do dimensionamento de uma usina termelétrica seja ela de pequeno médio e grande portes Natureza da carga a ser alimentada iluminação motores de indução fornos a arco etc Características do local de instalação altitude temperatura ambiente nível de poluição e natureza dos contaminantes Regime de operação emergência horário de ponta de carga e regime permanente base load Gráfico de distribuição média de produção e perda de energia de usina a motor a diesel O número de unidades de geração que compõem uma usina termelétrica deve ser função do nível de contingência requerido evitandose por conseguinte a rejeição de carga Para um nível de contingência Nug 2 o maior fator de carga obtido é dado pela Equação 162 Nug quantidade de unidades de geração que compõem a usina Assim uma usina com 16 unidades de geração pode operar com um Fc 092 atendendo à condição para quando duas unidades de geração estiverem fora de operação A potência da usina é definida a partir do diagrama das potências ativas e reativas A potência ativa fornecida pela máquina depende das condições locais de sua instalação conforme já comentado anteriormente das características da carga das variações de carga no tempo e da necessidade de sobrecarga durante o regime de operação A norma ISO 3046 a b c d e 1 para motores a diesel estabelece três diferentes valores de potência da máquina sendo normalmente encontrada no catálogo dos fabricantes Potência nominal É aquela declarada pelo fabricante da máquina Potência básica É aquela que o motor pode fornecer no seu eixo durante um período de tempo limitado Assim podese ter uma máquina com potência básica de 80 da potência nominal e 100 de sua capacidade durante um período de tempo anual de 500 horas Potência contínua É aquela que o motor pode fornecer continuamente operando com carga igual a 100 de sua potência nominal durante um período de tempo não limitado com possibilidade de sobrecarga de 10 durante duas horas a cada 24 horas Potência de emergência É a máxima potência que o motor pode fornecer no seu eixo durante um período limitado e definido pelo fabricante normalmente referido a um ano e em geral inferior a 500 horas anuais Potência intermitente É aquela que o motor pode fornecer durante 3500 horas ao ano normalmente expressa nos catálogos dos fabricantes De forma geral a queda de tensão nos terminais do gerador não deve ser superior a 15 e a frequência não deve variar mais de 10 em relação à frequência nominal Em alguns casos podese admitir uma queda de tensão de até 20 quando existirem motores elétricos durante o processo de partida No entanto podemse estabelecer valores limites inferiores a depender da sensibilidade da carga Os geradores de forma geral são dimensionados para operar com fator de potência igual a 080 podendo alimentar a maioria das cargas industriais Um dos fatores que influenciam na potência líquida fornecida pela usina de geração é o comprimento dos dutos de tomada de ar e de exaustão dos gases quentes Muitas vezes em razão da localização da usina de geração esses dutos são projetados com grandes extensões Outro cuidado a ser tomado referese à posição da tomada de ar que deve ficar distante da posição dos gases de exaustão Neste caso sua localização deve ser definida pela direção dos ventos A Tabela 163 informa os dados básicos de unidades de geração montadas pela empresa brasileira Stemac Grupos Geradores o maior fornecedor nacional de grupos motorgerador Cabe salientar que a potência do motor a diesel varia em conformidade com a velocidade do eixo do motor No caso de motores a diesel aplicados a geradores de corrente alternada a velocidade do eixo do motor pode variar levemente No caso de motores a diesel aplicados a geradores de corrente contínua como em locomotivas a dieselelétricas a velocidade do motor diesel pode variar em uma grande faixa de valores Neste caso são utilizados motores a diesel apropriados A Tabela 164 fornece a variação da potência de um motor a diesel de fabricação Guascor em função da velocidade do eixo 163111 Usinas de autoprodução É por definição a usina de geração concebida para gerar somente energia elétrica para as necessidades próprias do empreendedor podendo vender o excesso de energia gerada para terceiros O uso de unidades de geração com fornecimento de potência contínua ocorre em locais em que a concessionária não dispõe de rede de energia elétrica pública ou quando a indústria opta por uma unidade de autogeração Para se dimensionar uma unidade de geração voltada para atender cargas variáveis de tipo e potência de vemse seguir as seguintes instruções Somar todas as cargas lineares da instalação industrial dadas em kW Somar todas as cargas não lineares da instalação industrial dadas em kW Avaliar a distorção harmônica da carga se houver Determinar a corrente de partida do maior motor da instalação Tabela 163 É aconselhável que o gerador seja dimensionado para uma potência nominal de 10 acima dos valores da soma das cargas lineares e não lineares para valores inferiores a 20 da carga total e distorção harmônica menor ou igual a 5 A partida do maior motor não deve provocar uma queda de tensão no gerador superior a 20 Informações técnicas de unidades de geração a óleo diesel Stemac Potência do gerador Características do motor Dimensões Peso Contínua Intermitente Fabricante Modelo Pot mec Núm de Comp Largura Altura kVA kW kVA kW cv cilindros mm mm mm kg 105 84 117 94 Lombardini LDW 602 16 2 1120 530 750 120 21 168 234 187 Lombardini LDW 1204 332 4 1270 530 800 185 37 30 40 32 MWM D2293 50 3 1745 720 1170 765 50 40 55 44 MWM D2294 66 4 1880 720 1170 840 78 62 81 65 MWM D2296 99 6 2150 720 1160 1030 77 615 86 67 Cummins 4BT39GE 103 4 1730 625 1230 690 106 85 115 92 MWM TD229EC6 137 6 2300 720 1310 1140 122 98 135 108 Cummins 6BT59G2 168 6 2240 960 1400 1010 141 113 150 120 MWM 610T 180 6 2695 1020 1525 1270 150 120 170 136 Cummins 6CT83G 209 6 2580 960 1400 1280 168 134 180 144 MWM 610TCA 215 6 2840 1020 1525 1490 180 144 200 160 Cummins 6CTA83G1 239 6 2720 960 1400 1530 210 168 230 184 Cummins 6CTA83G2 281 6 2720 960 1400 1570 230 184 255 204 Cummins 6CTAA83G 317 6 2720 960 1400 1570 260 208 290 232 Mercedes OM447 A 300 6 2690 1110 1870 1510 280 224 310 248 Cummins NT855G4 380 6 3260 1000 1800 2650 310 248 340 272 Cummins NT855G5 395 6 3260 1000 1800 2820 325 260 360 288 Cummins NT855G6 441 6 3260 1000 1800 2820 345 276 380 304 Cummins NTA855G2 471 6 3290 1000 1800 2980 405 324 450 360 Volvo TAD1232BR 533 6 3000 1090 1680 2390 405 324 450 360 Cummins NTA855G3 542 6 3290 1000 1900 3140 438 350 500 400 Volvo TWD1630GE 605 6 3125 1173 1780 2630 Tabela 164 505 404 557 445 Volvo TAD1630GE 672 6 3325 1090 1826 2980 513 450 563 450 Daewoo P180LE 734 10V 2800 1400 1700 2880 513 410 563 450 Cummins KTA19G3 695 6 3962 1524 1971 4672 556 500 625 500 Daewoo P180LE 734 10V 2800 1400 1700 2880 569 455 625 500 Cummins KTA19G4 765 6 3962 1524 1971 4672 569 455 631 504 Volvo TAD1631GE 759 6 3325 1260 1826 3040 676 541 750 600 Daewoo P222LE 883 12V 3500 1400 1800 2540 681 545 750 600 Cummins VTA28G5 913 12V 4305 1830 2242 7149 900 720 1000 800 Cummins QST30G2 1217 12V 4361 1743 2328 7973 1023 818 1125 900 Cummins QST30G3 1369 12V 4361 1743 2328 7973 1125 900 1250 1000 Cummins QST30G4 1510 12V 4361 1980 2547 7973 1375 1100 1563 1250 Cummins KTA50G3 1876 16V 5651 2276 2507 11435 1600 1280 1941 1553 Cummins KTA50G9 2251 16V 5651 2276 2507 11553 2000 1600 2188 1750 Cummins QSK60G5 2591 16V 6251 2789 3175 15875 2250 1800 2500 2000 Cummins QSK60G6 2961 16V 6251 2789 3175 15875 A potência nominal de uma usina termelétrica para atender a uma demanda constituída por grande quantidade de cargas de pequena capacidade é definida praticamente pela soma de todas as cargas unitárias da instalação No entanto quando a instalação é constituída por motores de grande capacidade comparada com a potência nominal da usina termelétrica é necessário que se determine o valor da queda de tensão na partida desses motores a fim de não prejudicar a operação das unidades geradoras A queda de tensão limite admitida pelos geradores durante a partida dos motores é de 20 aconselhandose no entanto adotar valores inferiores como por exemplo 15 Dados de desempenho do motor a óleo diesel Velocidade rpm Potência básica kW Torque N m BMEP kPa Consumo Lh BSFC gkW h 1300 783 5752 1397 1971 211 1200 676 5383 1307 1684 209 1100 570 4948 1201 1421 209 1000 463 4425 1075 1185 215 900 356 3787 919 986 222 BSFC Basic Specific Fuel Consumption Também se pode acrescentar que a potência aparente de partida do motor elétrico não deve ser superior a 120 da potência nominal do gerador Assim um motor de 250 cvIV polos380 V cuja corrente de partida direta é 68 vezes a corrente nominal ou seja 68 3274 22263 A que corresponde à potência de par tida de Rp 038 22263 a b c d e 14653 kVA necessita de um gerador com potência nominal de 1221 kVA ou seja Png 1221 kVA Daí a necessidade de acionamento do motor compensado para evitar o superdimensionamento do grupo motorgerador As estações de bombeamento de água e esgoto são exemplos de instalações em que existem grandes motores elétricos em pequena quantidade e que solicitam dos geradores potências de partida elevadas Muitas vezes devese elevar a capacidade da usina termelétrica somente para atender à exigência da queda de tensão na partida dos motores Assim é importante que o ajuste das chaves de comando seja efetuado para permitir a menor corrente de partida com o maior torque possível dos motores nesta condição A partida direta é o processo mais crítico para as usinas de geração enquanto o acionamento a partir da chave estrelatriângulo é o menos severo sem contar com o emprego dos inversores cujo preço é extremamente elevado A instalação de inversores ajustados para permitir uma corrente de partida praticamente igual à corrente de carga do motor permite selecionar a capacidade das usinas geradoras com baixos valores A determinação da queda de tensão no gerador em função do acionamento dos motores pode ser obtida a partir da seguinte metodologia de cálculo Dados do motor elétrico Potência nominal em cv Tensão nominal em V Corrente nominal em A Relação entre corrente de partidacorrente nominal Fator de potência do motor Fator de potência na partida do motor normalmente é igual a 030 Rendimento Tipo de chave de acionamento do motor partida direta estrela triângulo compensadora soft starter e inversor de frequência Dados da carga Ajuste da tensão de partida da chave ou corrente limitadora de partida do motor Capacidade do restante da carga em kVA Fator de potência da carga restante em kVA Dados do gerador Potência nominal do gerador ou das unidades de geração Número de geradores em paralelo Fator de potência do gerador Reatância transitória do eixo direto do gerador Máxima queda de tensão permitida nos terminais do gerador em Cálculo da queda de tensão nos terminais do gerador Da Equação 163 temse reatância transitória do eixo direto a Tabela 165 fornece a reatância média de geradores de várias potências nominais Ip corrente de partida do motor esse processo de cálculo foi estudado no Capítulo 7 ΔV ΔVp sendo ΔVp a queda de tensão máxima permitida pelo gerador Dimensionamento do gerador diferentemente para regime intermitente e para regime contínuo Regime contínuo funcionamento 24 horas com capacidade de sobrecarga de 10 durante duas horas a cada 24 horas Regime intermitente funcionamento no máximo de 3500 horas por ano sem sobrecarga Tabela 165 A determinação da potência nominal de uma usina termelétrica depende do tipo de carga a ser alimentada e da potência dos motores presentes notadamente aqueles de grande capacidade nominal cuja corrente de partida possa provocar uma queda de tensão superior aos limites anteriormente estabelecidos A potência nominal de uma usina termelétrica pode ser determinada a partir da Equação 164 Pcnl potência das cargas não lineares Pcl potência das cargas lineares K 1 quando a distorção harmônica for inferior a 5 K 15 quando a distorção harmônica não for conhecida Valores médios de reatância dos geradores Potência kVA cosâ 08 Rendimento Reatâncias Xd Xd Xd Xq Xq Xq X2 X0 Tdo 50 Hz 60 Hz 50 Hz 60 Hz ms 12 22 833 842 182 165 94 76 76 21 142 32 45 27 33 845 864 219 173 117 998 998 32 218 28 613 39 47 872 887 184 162 103 776 776 23 168 26 50 56 68 885 896 293 124 64 1194 1194 374 219 28 66 82 100 91 925 1714 179 103 685 685 374 238 27 54 100 120 912 927 289 264 116 1428 1428 294 205 27 673 120 150 91 92 304 128 73 1465 1465 257 165 26 79 150 180 917 935 213 101 63 945 945 208 135 28 81 180 220 925 945 225 108 67 2423 2423 273 17 25 85 220 270 917 935 235 182 102 145 145 225 163 26 94 270 330 925 945 223 205 124 130 130 201 162 23 105 330 390 928 95 210 21 135 120 120 264 20 2 107 390 470 92 93 337 265 165 140 140 254 209 31 118 470 560 924 934 263 276 183 162 162 234 208 29 125 560 680 924 937 282 282 187 152 152 242 214 32 138 680 820 929 939 340 185 96 145 145 204 15 32 225 820 1000 929 949 374 166 78 154 154 194 136 37 234 1000 1200 949 951 350 196 101 148 148 1296 148 35 245 a b c d e Xd reatância síncrona Xd reatância transitória do eixo direto Xd reatância subtransitória do eixo direto Xq reatância síncrona do eixo em quadratura Xq reatância transitória do eixo em quadratura Xq reatância subtransitória do eixo em quadratura X2 reatância de sequência negativa X0 reatância de sequência zero Td0 constante de tempo transitória Exemplo de aplicação 161 Uma estação de esgoto de uma unidade industrial deverá ser suprida de forma contínua por uma usina termelétrica a óleo diesel A estação de esgoto é constituída por três bombas de 250 cv380 VIV polos operando somente duas de forma permanente enquanto a outra é mantida reserva Determinar a capacidade da unidade de geração que permita a partida de uma bomba com a outra já em operação A máxima queda de tensão permitida na partida do motor é de 15 na condição de partida direta do mesmo Determinação da carga de demanda da instalação de forma permanente Determinação da capacidade da usina de geração valor inicial Da Tabela 163 selecionase um grupo gerador de 405 kW Valores de base Cálculo da impedância por fase do gerador Da Tabela 165 podese obter para um gerador com capacidade nominal próxima o valor de 276 Logo a impedância por fase vale Cálculo da impedância do motor f g h Tabela 166 Cálculo da corrente de partida do motor Cálculo da queda de tensão durante a partida direta do primeiro motor Este resultado pode ser encontrado na planilha de cálculo da Tabela 166 Logo ΔV 20 condição não satisfeita Cálculo da queda de tensão com a chave softstarter Será utilizada a chave softstarter com ajuste da tensão de rampa de 40 Determinação da queda de tensão na partida de motores elétricos Simulação de queda de tensão na partida de motores elétricos Item Parâmetros Unidade Valores Resultados Operação do primeiro motor 1 Potência nominal do motor cv 250 2 Tensão nominal do motor V 380 3 Corrente nominal do motor A 3382 4 Corrente de partidacorrente nominal 68 5 Fator de potência nominal 087 6 Rendimento 095 7 Fator de potência na partida do motor 03 8 Ajuste da tensão da chave partida 100 9 Tensão base kV 038 10 Potência básica kVA 505 11 Número de geradores em paralelo 1 12 Potência nominal ativa do gerador kW 404 13 Fator de potência do gerador 080 14 Potência nominal do gerador kVA 505 15 Impedância do gerador 276 16 Máxima queda de tensão na partida 20 17 Potência do restante da carga kVA 2226 18 Fator de potência da carga 087 19 Corrente do restante da carga A 3382 20 Potência aparente do motor kVA 2226 21 Impedância nominal do motor na Pn pu 0147 22 Potência nominal da geração kVA 5050 23 Impedância do gerador na Pb pu 0276 24 Impedância paralelo dos geradores Pb pu 0276 25 Impedância do motor na Pb pu 0334 26 Impedância motorgerador pu 0610 27 Corrente básica A 7673 28 Corrente de partida na base Pb pu 1640 29 Corrente de partida A 12587 30 Queda de tensão na partida pu 0453 4528 Operação do segundo motor 31 Ângulo do fator de potência do motor Graus 29541 32 Ângulo do fator de potência na partida 72542 33 Ângulo do fator de potência da carga 29541 b Tipo do motor assíncrono trifásico com rotor do tipo gaiola de esquilo Potência nominal 2200 cv Tensão nominal 6600 V Fator de serviço 115 Conjugado nominal 13152 Nm Conjugado de partida 75 Cn Conjugado máximo 175 Cn Xd 18 reatância síncrona do eixo direto fornecida pelo fabricante e que pode ser comparada com os valores da Tabela 165 Condições de carga 110 100 75 50 25 Fator de potência 090 090 090 089 078 Rendimento 940 947 951 949 924 Corrente A 207 185 136 92 33 Corrente de partida 100 da tensão 740 A Corrente de partida a 60 e 80 tensão 420 A e 570 A Corrente com rotor bloqueado 740 A Potência de partida 7690 kVA Tempo máximo permitido para cada partida 18 segundos As características dos motores de 2 2000 cv a serem instalados são Tipo do motor assíncrono trifásico Potência nominal 2000 cv Número de polos 6 Rotação síncrona 1200 rpm Tensão nominal 6600 V Frequência nominal 60 Hz Regime de funcionamento Contínuo S1 Fator de serviço 110 Classe de isolação F Elevação de temperatura 150 C Temperatura de proteção do motor 80 ºC Graus de proteção IP23 Método de resfriamento Autoventilado Cálculo da potência nominal das cargas Pmb potência nominal das motobombas principais Pc potência nominal das demais cargas Pcng potência das cargas a serem ligadas à unidade de geração Pcng 4 2200 2 2000 4 5 2 25 0736 130 085 9582 kW Foram realizados levantamentos e medições nos terminais do motor de 2200 cv66 kV por meio dos transformadores de corrente e potencial obtendose os seguintes resultados RTP 6600115 5739 RTC 3005 60 Corrente medida em operação contínua 115 V Tensão medida na partida 105 V Corrente em operação contínua 254 A Corrente de partida 1234 A Fator de potência em operação contínua 091 Fator de potência na partida 033 Potência ativa em operação contínua 460 W Potência ativa na partida 753 W A partir dessas medidas foram obtidos os seguintes resultados Tensão medida em operação contínua Vop 115 RTP 115 5739 6600 V Tensão medida durante a partida do motor de 2200 cv Vcp 105 RTP 105 5739 6025 V Queda de tensão na partida Corrente em operação contínua Iop 254 RTC 254 60 1524 A Corrente durante a partida Iop 1234 RTC 1234 60 740 A Fator de potência em operação contínua Fp 091 Fator de potência durante a partida Fp 033 Potência ativa em operação contínua Potência ativa absorvida durante a partida Potência aparente absorvida durante a partida Corrente total durante a partida c d e Fator de utilização Foram realizadas também medições nos terminais dos motores de 2000 cv obtendose o fator de utilização igual a 097 Cálculo da demanda máxima coincidente Potência de demanda fora do horário de ponta de carga Fuc1 097 fator de utilização dos motores principais valor calculado Fuc2 090 fator de utilização dos demais motores valor admitido Fdc 070 fator de demanda das demais cargas valor admitido Pdfp 9247 kW Cálculo da potência nominal da usina termelétrica A usina termelétrica será dimensionada inicialmente para operar isolada da rede da concessionária local Potência máxima demandada calculada Pdfp 9247 kW Potência máxima medida integrada em 15 minutos Pm 9510 kW Nestas circunstâncias será adotada a potência de demanda medida Pm 9510 kW Logo a capacidade nominal da usina termelétrica será de Png 115 9510 10936 kW Pngu 12000 kW Png 34000 kW Esta alternativa permite um acréscimo de carga de até 10 ao longo da operação da usina termelétrica Cálculo da queda da tensão no gerador durante a partida do maior motor 2200 cv Usina termelétrica operando isolada da rede pública As reatâncias estão ligadas conforme a Figura 1620 A queda de tensão no gerador vale ΔV Z Ip Xd I reatância síncrona do eixo direto na base de 5000 kVA e 66 kV Idpa corrente ativa no instante da partida Idpr corrente reativa no instante da partida Idpt corrente aparente total no instante da partida Logo a queda de tensão durante a partida das motobombas de 2200 cv com toda a carga existente em operação vale Usina termelétrica operando em paralelo com a rede pública Considerar a operação da usina termelétrica conectada em paralelo com a rede pública de acordo com a Figura 1621 Os valores básicos do sistema são Potência de curtocircuito nos terminais de 69 kV 600 MVA Impedância do transformador de potência 75 Xd 18 na base da potência nominal do gerador de Pnt 4000 kW ou 5000 kVA Xt 75 na base da potência nominal do transformador que é de Pnt 4000 kW ou 5000 kVA Admitese neste exemplo que a reatância do transformador seja igual a sua impedância devido ao valor da resistência ser muito pequeno Como as reatâncias dos transformadores estão em paralelo temse A reatância do sistema de transmissão vale Figura 1622 Figura 1623 Falha de uma unidade de geração em operação isolada Falha de uma unidade de geração em operação paralela 163112 Usinas de cogeração Este assunto será discutido na Seção 165 163113 Usinas de emergência Se a usina termelétrica é destinada a serviço emergencial devemse considerar as seguintes condições de projeto Estudar e definir um sistema de rejeição de carga para evitar a saída intempestiva da geração Dimensionar a máquina considerando a corrente de partida dos motores elétricos acionados em conformidade com o tipo de chave de manobra ou seja diretamente da rede chave softstarter etc Dimensionar a máquina para suportar a corrente de magnetização dos transformadores elevadores da unidade de geração Definir um sistema de partida rápida e confiável no instante da operação da unidade de geração Dimensionar um sistema em rampa para operar momentaneamente em paralelo com a rede pública da concessionária quando a unidade de geração é também destinada a suprir a unidade consumidora durante o horário de ponta de carga A Figura 1624 mostra um esquema elétrico básico de uma unidade de geração de emergência Nesse caso observa se que as unidades de geração podem operar em paralelo entre si e com a rede pública de energia elétrica Figura 1624 Esquema elétrico básico de uma geração de emergência A geração de emergência pode ser concentrada em um único ponto da planta industrial ou em vários pontos dependendo do layout da indústria Para indústrias de pequeno porte normalmente a unidade de geração é projetada para fornecer energia em baixa tensão conectandose ao QGF da subestação de potência Para indústrias de médio e grande portes a unidade de geração é dotada de uma subestação elevadora e conectada ao sistema industrial na média tensão de acordo com a Figura 1624 Há grandes vantagens em se concentrar a geração de emergência em um único ponto Custos menores por kVA instalado Custos menores para manter uma capacidade de reserva Facilidade de reversão da alimentação da concessionária para a unidade de geração Muitas aplicações de motores a diesel estão relacionadas ao suprimento de nobreaks denominados UPS em instalações onde não pode haver a ruptura do ciclo senoidal Como as UPSs são constituídas de fontes chaveadas produzindo tensões harmônicas o dimensionamento das unidades de geração deve considerar esta condição a não ser que o fabricante da UPS garanta a instalação de filtros que possibilitem distorções harmônicas inferiores a 5 Caso contrário é necessário consultar o fabricante da unidade de geração para definir a potência do motor Um dos requisitos básicos para a especificação de uma usina de emergência é o tempo decorrido desde a ausência de tensão nos terminais do barramento de carga da instalação até o estabelecimento da tensão da unidade de geração nesse mesmo barramento A maior parte desse tempo é consumida pelo tempo de partida das unidades de geração Após o paralelismo das unidades de geração fechase o disjuntor do barramento de carga retornando à normalidade operacional da instalação O tempo de partida de uma unidade de geração é normalmente de 10 s A bateria é o sistema mais comum utilizado na partida de uma unidade de geração Em alguns casos é utilizado o sistema de ar comprimido No caso de a unidade de geração estar alimentando uma UPS esta deve suportar a carga por um tempo superior ao tempo de partida da usina de emergência Devese no entanto especificar a autonomia da UPS para um tempo não inferior a cinco minutos Quanto maior for esse tempo maior é o custo da UPS Como já foi comentado anteriormente as UPSs são consideradas cargas não lineares A alimentação de uma UPS gera tensões e correntes harmônicas no sistema que afetam os geradores na forma de aquecimento devido às perdas no cobre e no ferro superiores aos valores obtidos quando o gerador opera com onda senoidal limpa Outros efeitos são observados a partir de um aumento substancial de ruído audível e pelo aparecimento de um fluxo induzido no rotor provocando vibrações cujo efeito nos motores a óleo diesel é de maior intensidade devido à variação no torque causando instabilidade no regulador de velocidade do motor As UPSs são constituídas de retificadores e inversores que durante o processo de retificação da corrente como resultado da comutação de um tiristor para o tiristor seguinte as duas fases envolvidas momentaneamente assumem a condição de curtocircuito A corrente de curtocircuito nesse instante propicia uma queda de tensão no sistema que alimenta a UPS A determinação da ordem das correntes harmônicas pode ser dada pela Equação 165 H ordem da harmônica K número inteiro de 1 a N Q número de pulsos do retificador existem dois tipos retificadores de seis e 12 pulsos Assim um retificador de seis pulsos faz surgir uma corrente harmônica das seguintes ordens H 1 6 1 5a H 1 6 1 7a H 2 6 1 11a H 2 6 1 13a etc Já os retificadores de 12 pulsos fazem surgir correntes harmônicas das seguintes ordens H 1 12 1 11a a H 1 12 1 13a H 2 12 1 23a H 2 12 1 25a etc Como os retificadores de 12 pulsos não geram harmônicas de 3ª e 5a ordens seu conteúdo harmônico é muito inferior ao dos retificadores de seis pulsos aqueles que causam maiores perturbações O surgimento dos componentes harmônicos tem origem na formação da corrente durante o chaveamento de fontes retificadoras Como essas correntes são fornecidas pela fonte de geração do sistema elas fluem por meio das impedâncias dos condutores dos transformadores etc desde a referida fonte até os terminais da carga não linear no presente caso a UPS provocando quedas de tensão na rede na mesma frequência da ordem da corrente harmônica gerada na UPS Assim a geração de uma corrente harmônica em determinada carga contamina todo o sistema elétrico a montante da referida carga pela formação das tensões harmônicas Como a severidade das tensões harmônicas é diretamente proporcional à impedância do sistema devemse projetar sistemas com menores impedâncias entre fonte e carga para reduzir os efeitos das componentes harmônicas de tensão Vale salientar que a tensão harmônica de cada ordem vai gerar uma corrente harmônica no estator do gerador Assim cada corrente harmônica no estator corresponderá a uma rotação positiva ou negativa em relação à sequência das componentes simétricas Para se determinar a potência nominal de uma usina de geração emergencial que alimenta uma UPS podese aplicar a Equação 166 Png potência nominal da usina de geração em kW Pups potência nominal da UPS em kW ηups rendimento da UPS Figura 1625a Figura 1625b máquinas da mesma usina cuja capacidade é de 174 MW Vista tridimensional da usina termelétrica a óleo combustível de 170 MW Wärtsilä Vista tridimensional da casa de máquinas da mesma usina da Figura 1625a As usinas termelétricas normalmente ocupam uma área que pode variar de 015 a 020 m2kW de potência instalada a depender da forma de layout concebida não incluindo aqui a área ocupada pela subestação e os sistemas auxiliares como por exemplo os tanques de combustível e lubrificante Quanto ao volume do espaço coberto necessário para abrigar as máquinas pode variar entre 09 e 14 m3kW de potência instalada a depender da construção das chaminés dos gases exaustos 16314 Combustível líquido Podem ser utilizados diferentes tipos de combustíveis líquidos nos motores de combustão interna A especificação dos itens mais importante do combustível é Viscosidade do óleo 700 a 1370 cSt Centstock a 50 ºC Ponto de ignição 60 ºC Teor de carbono 22 em peso Asfalto 14 em peso Enxofre 5 em peso Água 1 em peso Cinzas 02 em peso Alumínio 30 ppm Vanádio 600 ppm Sódio 30 de vanádio 16315 Custos de implantação e operação 115 92 106 85 137 2510 0065 5505 1200 5625 4382 135 108 122 98 168 2680 0096 5877 1740 6051 4098 150 120 141 113 180 2100 0076 6798 1380 6936 4082 170 136 150 120 209 2400 0096 7455 1740 7629 4258 180 144 168 134 215 3480 0076 7632 1380 7770 3858 200 160 180 144 239 3950 0096 8661 1740 8835 4106 230 184 210 168 281 4200 0096 9210 1740 9384 3738 255 204 230 184 317 5000 0096 10965 1740 11139 4048 290 232 260 208 300 4800 0104 10527 1860 10713 3452 310 248 280 224 380 6400 0160 14034 2880 14322 4264 340 272 310 248 395 6100 0104 13377 1860 13563 3662 360 288 325 260 441 7400 3160 16227 2880 16515 4236 380 304 345 276 471 7900 0160 17325 2880 17613 4256 450 360 405 324 533 7900 0190 17325 3420 17667 3624 450 360 405 324 542 8700 0160 19080 2880 19368 3986 500 400 438 350 605 8700 0250 19080 4500 19530 3700 500 455 505 404 608 9800 0152 21492 2760 21768 4150 557 445 505 404 672 10100 0320 22149 5760 22725 3722 563 450 513 450 734 12800 0620 28071 11160 29187 4674 563 450 513 410 695 11100 0152 24342 2760 24618 4006 625 500 556 500 734 12800 0620 28071 11160 29187 4306 625 500 569 455 765 12000 0152 26316 2760 26592 3900 631 504 569 455 759 11400 0320 24999 5760 25575 3722 750 600 676 541 883 15400 0750 33771 13500 35121 4262 750 600 681 545 913 15400 0272 33771 4920 34263 4196 1000 800 900 720 1217 19700 0528 43203 9480 44151 4072 1125 900 1023 818 1359 20700 0532 45396 9600 46356 3762 1250 1000 1125 900 1510 24000 0528 52632 9480 53580 3960 1563 1250 1375 1100 1876 27400 0604 60087 10860 61173 3700 k l Figura 1626 Tabela 169 Custo médio anual da energia gerada Análise do investimento A indústria paga anualmente à concessionária o valor de A planilha de cálculo da Tabela 169 calcula o valor presente líquido Já a Figura 1626 mostra o gráfico baseado na Tabela 169 que indica o tempo de retorno do investimento que é de aproximadamente cinco anos Dessa forma o investimento é considerado atrativo Gráfico do tempo de retorno do investimento Cálculo do valor presente líquido VPL Cálculo do VPL ANUAL Investimento em R 83708000 Taxa de juros anuais 11 11100 Ano Valor das receitas anuais R Valor das despesas anuais R Receitas R Fluxo atualizado R Fluxos acumulados R 1 64680084 41365968 23314116 21003708 21003708 2 64680084 41365968 23314116 18922260 39925968 3 64680084 41365968 23314116 17047081 56973048 4 64680084 41365968 23314116 15357730 72330779 5 64680084 41365968 23314116 13835793 86166572 6 64680084 41365968 23314116 12464678 98631250 7 64680084 41365968 23314116 11229440 109860690 8 64680084 41365968 23314116 10116613 119977303 9 64680084 41365968 23314116 9114065 129091368 10 64680084 41365968 23314116 8210870 137302238 1632 Usinas termelétricas a motor a gás natural Esse tipo de usina utiliza o MCI queimando o gás natural como combustível Apesar de sua crescente utilização tem como limitação a necessidade da existência de rede de gasoduto na área de implantação do projeto contrariamente aos motores a combustível líquido que podem ser instalados em qualquer região A baixa compressibilidade do gás natural permite que se construam vasos de dimensões médias como por exemplo com volume 40 m3 hidráulicos para transportar o gás em elevadas pressões ou seja próximas a 250 bar Para o transporte de gás natural em grandes quantidades é necessário liquefazer esse combustível o que é obtido a uma temperatura de 162 ºC e mantido nessa temperatura durante todo o transporte para evitar a perda do combustível por evaporação Para transportar pequenos volumes de gás natural comprimido GNC podemse construir vasos de aço de paredes muito espessas para suportar pressões de 250 bar A taxa de compressão do gás natural pode chegar a volumes de 300 m3 de gásm3 hidráulico de vaso na pressão referida Atualmente a indústria brasileira fabrica as chamadas cestas de gás natural que compreendem um conjunto de cilindros de aço fixados em uma estrutura com até 16 unidades perfazendo um total de aproximadamente 700 m3 de gás natural Os cilindros de aço são de tamanho aproximado de 16 m de altura com diâmetro externo de 35 cm São práticos e econômicos Normalmente o transporte de gás natural liquefeito em grandes quantidades é realizado por naviostanques especiais Existem duas versões desse tipo de embarcação Na primeira versão o navio possui uma central de refrigeração que usa combustível líquido Assim o gás natural após sua extração do poço é limpo e transportado por gasoduto até as proximidades de um porto dotado de uma central de liquefação isto é refrigera o gás natural até atingir seu estado líquido o que ocorre a 162 ºC à pressão atmosférica Desse ponto o gás é conduzido por um gasoduto especial normalmente de pequena extensão dotado de um sistema de refrigeração para manter o gás natural nessa temperatura A extremidade do gasoduto é acoplada aos tanques do navio também refrigerado que durante o transporte deve manter o gás natural à temperatura de liquefação O porto de destino deve possuir uma central de gaseificação Assim o gás natural é conduzido liquefeito dos tanques do navio por um gasoduto refrigerado até a central de gaseificação Essa central possui um sistema de serpentinas no interior do qual passa água do mar em grande quantidade A água transfere assim calor para o gás liquefeito que é novamente gaseificado sendo imediatamente conduzido a um gasoduto para distribuição e consumo Alguns desses navios chamados de propaneiros aproveitam a gaseificação controlada do gás liquefeito dos seus tanques para sua própria propulsão e uso no sistema de refrigeração Estimase que atualmente existam cerca de duas centenas de unidades em operação no mundo Os motores a gás natural em média apresentam o rendimento um pouco inferior aos motores a combustível líquido O rendimento dos motores a gás natural depende da qualidade do gás ofertado pelas companhias fornecedoras afetando significativamente o poder calorífico e o número de metano que mede a resistência à detonação Em decorrência da tecnologia da eletrônica de potência e dos sistemas de gerenciamento informatizados essas deficiências são corrigidas mantendose a potência nominal no eixo do motor No entanto há limites para essas correções Quando não é mais possível processar essas correções resta reduzir a potência do eixo do motor Uma alternativa para essa questão consiste no uso de motores do tipo bicombustível isto é podem utilizar tanto o gás natural quanto o óleo diesel sem interrupção de seu funcionamento O rendimento desses motores em geral está entre 30 e 40 pouco inferior aos motores a diesel convencionais Isto se deve à redução da taxa de compressão utilizada nos motores a bicombustível A Figura 1627 mostra o gráfico representativo da distribuição produção e perdas de energia de uma usina de geração a gás natural Vale ressaltar que o gás natural fornecido pela Petrobras normalmente mantém a qualidade no nível desejado pela especificação dos motores Em regiões nas quais o gás natural não oferece a qualidade desejada ou o suprimento não é garantido ao logo de todo o ano como acontece em alguns países da América do Sul durante o inverno é preferível adquirir motores a bicombustível isto é aqueles que operam em condições normais com gás natural ou a óleo diesel Figura 1627 Tabela 1610 Gráfico de distribuição de produção de energia de usina a gás natural Os motores a gás natural operam com um nível de poluição inferior aos motores a combustível líquido A emissão dos NOx é da ordem de 050 gkWh de energia gerada representando 15 das emissões realizadas pelos motores a combustível líquido A Figura 1628 mostra uma usina termelétrica de médio porte destacandose os componentes do sistema elétrico de potência A Figura 1629a mostra o layout de uma usina termelétrica a motor a gás natural contendo seis unidades de geração de potência nominal por máquina de 830 kW totalizando uma potência de 4980 kW A área destinada às máquinas é de 1016 m² Logo a relação entre a área e a potência vale 020 m²kW Já a Figura 1629b mostra a vista lateral da mesma usina termelétrica da Figura 162a O volume ocupado pela usina é de 140 m³kW Para facilitar as diversas aplicações envolvendo as unidades de energia segue a Tabela 1610 utilizada na sua conversão Tabela de conversão das principais unidades térmicas Tabela de conversão de unidades Unidades 1 ft GN 1 m3 GN 1 MMBTU 1 kWh 1 HPh 1 kcal 1 kJ 1 ft GN 1 00283 0001 029 0393 249 1042 1 m3 GN 35314 1 0035 10226 13755 8800 36784 1 MMBTU 1000 28571 1 29307 39301 25200 1055000 1 kWh 3448 9779 102 3412 103 1 1341 8598 36000 1 HPh 2544 7270 102 2544 103 0746 1 6412 26845 1 kcal 4016 103 1136 104 3968 106 1163 103 1560 103 10000 41868 1 kJ 9597 104 2719 105 9479 107 2778 104 3725 104 02390 10000 Figura 1628 Vista externa de uma usina termelétrica a motor 16321 Determinação da potência nominal O dimensionamento da potência nominal de uma usina termelétrica a gás natural pode ser realizado de acordo com o que foi descrito na Seção 16311 naquilo que for pertinente ao uso do combustível gasoso A Tabela 1611 fornece as potências das unidades de geração a gás natural tanto em operação contínua como em operação intermitente 16322 Custos operacionais Os custos operacionais básicos das usinas a motor a gás natural são Preço médio do gás natural R 3200m3 sem impostos Consumo específico de combustível para grandes potências 9837 kJkWh Consumo específico de combustível para pequenas potências por exemplo 5000 kW 8182 kJkWh Consumo específico de combustível para médias potências 7250 kJkWh Custo médio de operação e manutenção OM para operação contínua R 4000MWh a R 6500 MWh Custo médio de operação e manutenção OM para operação na ponta R 8500MWh Rendimento 37 a 40 Consumo de água de resfriamento 0035 m3horakW Custo médio da usina R 75000 a R 120000kW Custo médio de geração R 42000MWh A Tabela 1612 mostra os valores médios de consumo e custos médios de operação e manutenção que podem ser utilizados para fins comparativos Para a obtenção custos percentuais médios com a aquisição de equipamentos e construção podem ser utilizados os mesmos valores atribuídos às usinas a óleo diesel Figura 1629a Tabela 1611 Layout de uma usina termelétrica industrial Informações técnicas de unidades de geração a gás natural Potência do gerador Série Modelo Número de cilindros Rotação Cilindrada Contínua Intermitente kW kVA kW kVA rpm Litros 80 100 90 113 VSG 11 G 6L 1800 11 140 175 175 219 VSG 11 GSI 6L 1800 11 140 175 175 219 VSG 11 GSID 6L 1800 11 155 194 170 212 VGF 18 G 6L 1800 18 294 368 300 375 VGF 18 GLD 6L 1800 18 265 331 300 375 VGF 18 GSID 6L 1800 18 294 368 300 375 VGF 18 GL 6L 1800 18 210 262 225 281 VGF 24 G 8L 1800 24 350 438 400 500 VGF 24 GSID 8L 1800 24 388 485 405 506 VGF 24 GLD 8L 1800 24 388 485 405 506 VGF 24 GL 8L 1800 24 530 662 600 750 VGF 36 GSID 12V 1800 36 590 738 625 781 VGF 36 GLD 12V 1800 36 590 738 625 781 VGF 36 GL 12V 1800 36 730 913 800 1000 VGF 48 GSID 16V 1800 48 808 1010 825 1031 VGF 48 GLD 16V 1800 48 808 1010 825 1031 VGF 48 GL 16V 1800 48 285 356 320 400 VHP 2900 G 6L 1200 47 350 438 390 488 VHP 3600 G 6L 1200 58 400 500 450 563 VHP 2900 GL 6L 1200 47 400 500 505 631 VHP 2900 GSI 6L 1200 47 500 625 625 781 VHP 3600 GL 6L 1200 58 500 625 615 769 VHP 3600 GSI 6L 1200 58 560 700 650 813 VHP 3600 GSI 6L 1200 58 575 719 800 1000 VHP 5900 G 12V 1200 95 700 875 1050 1313 VHP 7100 G 12V 1200 116 835 1044 920 1150 VHP 5900 GSI 12V 1200 95 835 1044 1030 1288 VHP 5900 GL 12V 1200 95 940 1175 1075 1344 VHP 5900 GSI 12V 1200 95 438 350 530 118 3990000 03380 3258 438 350 530 112 3790000 03210 3114 438 350 530 112 3790000 03210 3114 662 530 800 175 5905000 03303 3204 662 530 800 169 5685000 03180 3060 662 530 800 169 5685000 03180 3060 913 730 1065 233 7855000 03190 2970 913 730 1065 224 7555000 03068 2844 913 730 1065 224 7555000 03068 2844 356 285 421 93 3133042 03259 2862 438 350 512 112 3765060 03190 2412 500 400 607 131 4420000 03276 3222 500 400 607 143 4825000 03576 2790 625 500 738 161 5445000 03229 2682 625 500 738 172 5805000 03442 2304 719 575 842 186 6282060 03239 2340 875 700 1024 224 7540086 03194 1998 1044 835 1215 285 9605000 03410 2250 1044 835 1215 262 8850000 03142 2808 1188 950 1366 322 10849020 03386 2052 1250 1000 1478 343 11560000 03427 1926 1281 1025 1478 319 10750000 03109 2286 1438 1150 1680 389 13115000 03381 1926 1688 1350 1970 420 14175000 03113 2484 1688 1350 1970 484 16315000 03583 2016 1663 1330 1880 359 12100000 02697 2304 2500 2000 2820 542 18285000 02710 2178 3638 2910 4050 766 25830000 02632 1908 Não inclui o custo com combustível a b c Figura 1632 As usinas de ciclo aberto são menos eficientes e geram energia a preço entre 15 e 25 superior ao das usinas a ciclo combinado Uma usina termelétrica de ciclo aberto pode ser constituída das seguintes partes Tomada de gás É constituída de um sistema de válvulas e medidores de gás natural Em alguns casos pode fazer parte de uma estação de pressurização de gás natural necessária a fornecer à pressão adequada as necessidades da turbina Essa estação pode ser construída no sentido de reduzir ou elevar a pressão Turbina a gás natural As turbinas a gás natural são compostas do compressor câmara de combustão e da turbina propriamente dita As turbinas atuais disponíveis no mercado apresentam eficiência média de 35 operando a temperaturas que podem variar de 1150 ºC a 1260 ºC Já a temperatura dos gases exaustos pode variar entre 500 ºC e 590 ºC Chaminé dos gases exaustos São construídas para conduzir os gases exaustos da turbina para o meio ambiente Normalmente são fabricadas em chapas metálicas em forma de tubo de aço conforme mostrado nas Figuras 1632 e 1633 Vista isométrica de uma usina termelétrica de ciclo aberto Figura 1633 d Vista em corte de uma usina termelétrica a turbina a gás natural Gerador É o equipamento acoplado ao eixo da turbina e responsável pela geração de energia elétrica A Figura 1633 mostra a posição do gerador conectado ao transformador elevador de potência A distribuição de energia produzida e perdida por uma usina termelétrica a ciclo aberto pode ser conhecida em valores médios pelo gráfico da Figura 1634 16332 Usinas de ciclo combinado Sob o ponto de vista de geração de energia elétrica é o tipo de usina de maior rendimento O seu funcionamento pode ser assim resumido o compressor retira determinado volume de ar do meio ambiente filtra comprime e o conduz a uma câmara de combustão onde é injetado certo volume de gás natural No interior da câmara de combustão é gerada uma centelha no meio contendo gás misturado ao ar comprimido provocando a ignição da mistura que se expande para o interior da turbina propriamente dita No interior da turbina há uma grande expansão desses gases por meio de suas palhetas produzindo um trabalho mecânico no eixo que é transferido para um gerador de energia elétrica a ele acoplado Os gases exaustos da turbina são conduzidos à caldeira de recuperação de calor que aquece determinado volume de água até a condição de vapor que é então injetado no interior de uma turbina a vapor O vapor exausto da turbina é condensado e retorna à caldeira de recuperação reiniciando o ciclo de vapor Os gases já resfriados na caldeira de recuperação de calor são lançados à atmosfera na forma de perda A Figura 1635 mostra o processo anteriormente descrito detalhando melhor o ciclo a vapor Já a Figura 1636 mostra um esquema básico de uma usina de ciclo combinado identificando as pressões médias nos diferentes componentes do sistema As usinas termelétricas de ciclo combinado são aquelas que apresentam maior eficiência mas mesmo assim há grandes quantidades de energia calorífica desperdiçada A Figura 1637 mostra a distribuição de energia gerada e perdida em uma usina de ciclo combinado É de fundamental importância o desempenho de uma usina de ciclo combinado em função da grande quantidade de energia elétrica gerada e que deve ser absorvida pelo processo industrial ou disponibilizada ao mercado competindo com a Figura 1634 energia elétrica produzida por outras fontes notadamente as fontes hidrelétricas Além disso a maioria das termelétricas de grande porte não está associada à produção de energia térmica para uso industrial como na produção de vapor água quente e água fria Assim parte do calor rejeitado é lançado à atmosfera provocando perdas enormes de energia Para uma termelétrica de grande porte há muitas dificuldades no aproveitamento do calor rejeitado mesmo que esteja implantada no interior de uma grande indústria Neste caso pode ocorrer um aproveitamento parcial dos gases quentes de rejeito Quando localizada em uma área industrial pode ocorrer o aproveitamento dos gases quentes na formação de vapor para distribuição às indústrias em geral localizadas não muito distantes do local da usina Porém quando situadas distante das fontes de consumo de insumos térmicos as usinas termelétricas amargam uma grande perda energética chegando a um rendimento máximo de 55 muito abaixo de uma planta de cogeração que pode atingir a marca de 85 em casos de maior rendimento As termelétricas a ciclo combinado se comportam favoravelmente em um sistema elétrico quanto à sua rapidez de retorno à operação logo após a ocorrência de uma falha Assim as turbinas a gás natural podem operar na sua plena capacidade logo após quatro minutos de sua parada Já uma usina a ciclo combinado pode operar plenamente 30 minutos após sua saída de operação O tempo convencional de construção de uma usina termelétrica a ciclo aberto é da ordem de 15 meses após a assinatura do contrato Já o tempo de construção das usinas a ciclo combinado é de aproximadamente 26 meses após a assinatura do contrato de construção Gráfico de distribuição de produção e perda de energia em usina de ciclo aberto Figura 1635 Produção de energia em usina de ciclo combinado As usinas termelétricas apresentam uma grande vantagem construtiva Podem ser planejadas e construídas em ciclo aberto e posteriormente completadas para operar a ciclo combinado coordenando assim o crescimento da carga com a inversão dos investimentos Os custos unitários das usinas termelétricas a ciclo combinado diminuem inversamente com o número de turbinas a gás natural devido ao fato de a eficiência das turbinas crescer com sua capacidade nominal Assim o número de turbinas a gás natural para cada máquina a vapor varia de uma a três unidades formando uma usina de ciclo combinado Na sua forma mais tradicional as plantas das usinas termelétricas guardam uma relação de duas turbinas a gás natural para uma turbina a vapor conforme mostrado na Figura 1638 Figura 1636 Figura 1637 Pressões médias em uma usina de ciclo combinado Gráfico de distribuição de produção de energia em usina de ciclo combinado 163321 Determinação do consumo de gás A potência desenvolvida no eixo da turbina nas condições ISO pode ser calculada pela Equação 167 Piso potência no eixo da turbina nas condições ISO em MW Peixo potência no eixo da turbina nas condições reais do projeto em MW Patm pressão atmosférica em bar na condição ISO seu valor é de 103 bar e a umidade relativa é de 60 Fcumi fator de correção da umidade do ar Figura 1638 Usina de ciclo combinado com turbinas a gás e uma turbina a vapor Urel umidade relativa do ar em o valor padrão é de 60 Tk temperatura ambiente em K a temperatura padrão é de T0 28815 K Ta temperatura ambiente em ºC A determinação do volume de gás natural nas condições ISO para acionamento da turbina pode ser dado pela Equação 1610 Vgás volume de gás natural em kgs PCI poder calorífico inferior em kJkg HRp consumo específico de calor na condição de projeto em kJkWh Cespec consumo específico de calor do gás natural kgkWh O poder calorífico de um combustível PCI é a quantidade de calor liberada pelos produtos de combustão ao serem resfriados até a temperatura inicial após a combustão à pressão constante ou a volume constante corrigidos para o 164 Geração distribuída Durante e após o racionamento de energia elétrica ocorrido no Brasil no período de 20012002 as indústrias e os grandes consumidores comerciais instalaram usinas termelétricas em suas unidades de negócio para poder atender sem restrição à sua demanda de carga Além disso com o preço da energia no mercado livre alcançando patamares insuportáveis as usinas termelétricas das unidades consumidoras geravam energia a um custo inferior ao do mercado livre A partir de então muitos dos grandes consumidores que amargaram enormes prejuízos com o racionamento e estimulados pela falta de investimento do setor elétrico no médio e longo prazos para resolver a crise energética de forma consolidada decidiram instalar usinas termelétricas com capacidade adequada às suas necessidades energéticas interligandoas normalmente à rede de energia elétrica da concessionária local Esse tipo de negócio foi denominado geração distribuída A geração distribuída foi amplamente aplicada no Brasil nas décadas de 1920 a 1950 pelas municipalidades e consumidores de maior porte visando suprir as necessidades de energia elétrica das cidades e da produção Essa política foi praticamente extinta a partir da década de 1960 quando foram iniciadas as operações das grandes unidades de geração de origem hidráulica para ofertar energia elétrica abundante e a preços imbatíveis comparados aos custos da energia produzida pelas usinas termelétricas As usinas termelétricas instaladas nas unidades consumidoras necessitam de conexão com a rede de energia pública das concessionárias para aumentar seu índice de confiabilidade e continuidade Muitas dessas usinas operam somente no horário de ponta de carga período em que o custo da energia é extremamente elevado Outras operam em sistemas de cogeração tendo a rede de distribuição pública como suprimento de backup Outras simplesmente são instaladas como reserva de geração para emergência na falta de suprimento da rede de distribuição A conexão entre a usina de geração de energia elétrica e a rede pública da concessionária é regulamentada pela legislação vigente e deve além de tudo obedecer aos requisitos das concessionárias quanto às particularidades do sistema elétrico ao qual a usina será conectada A Figura 1639 mostra um esquema unifilar tradicionalmente conhecido para conexão entre um autoprodutor e a rede de energia da concessionária O autoprodutor eou a concessionária devem obrigatoriamente realizar estudos elétricos de fluxo de carga e de curto circuito denominados estudos em regime permanente e estudos de estabilidade em regime dinâmico para obter a autorização da conexão com a rede pública de distribuição ou transmissão da concessionária Algumas vezes a concessionária também solicita estudos de energização do transformador além do estudo de qualidade de energia que envolve os estudos de componentes harmônicos energização de linhas de transmissão etc de acordo com as características da rede à qual será conectada à usina termelétrica Além da exigência dos estudos aqui mencionados o projetista deverá submeter à concessionária um completo projeto de proteção que atenda essencialmente à integridade e à estabilidade da rede pública de energia elétrica denominada proteção de fronteira além contemplar as necessidades de proteção dos equipamentos da própria usina termelétrica As unidades de geração de uma usina termelétrica podem operar de diferentes formas dependendo da quantidade de máquinas utilizadas do tipo de conexão com a rede pública de energia elétrica etc Toda unidade de geração possui um regulador de velocidade que controla a potência ativa liberada pelo gerador e um regulador de tensão que controla a potência reativa Para que duas fontes operem em paralelo é necessário que haja sincronização entre elas isto é ajuste da tensão e da frequência em que operam as referidas fontes Assim para que dois grupos geradores operem em paralelo é necessário ajustar os valores de tensão e frequência da segunda unidade aos valores estabelecidos de tensão e frequência da primeira unidade referência Se o paralelismo for realizado entre a usina de geração e a rede externa é necessário ajustar a frequência e a tensão da usina geradora com a tensão e a frequência da rede externa referência Em qualquer caso somente quando a tensão e a frequência da unidade de geração e da rede pública de energia elétrica estão iguais ou muito próximas é enviada a ordem para fechar o disjuntor de paralelismo Esse sistema atualmente é realizado automaticamente por equipamentos digitais denominados Unidade de Supervisão em Corrente Alternada USCA que são conectados a transformadores de corrente e de potencial de onde se aquisitam os dados para o processo de controle Uma única USCA pode sincronizar vários grupos geradores entre si e depois sincronizálos com a rede externa Nesta condição a USCA deve aquisitar a tensão dos TPs de cada unidade de geração e da rede externa A Figura 1640 mostra o frontal de uma USCA Figura 1639 Esquema unifilar de conexão entre uma usina e a rede pública Uma das considerações importantes no paralelismo de fontes de geração é o conceito de rejeição de carga que consiste no desligamento normalmente seletivo de um bloco de carga quando ocorrem perturbações de qualquer ordem no sistema elétrico sejam curtoscircuitos descargas atmosféricas etc Um sistema de rejeição de carga deve verificar constantemente os valores de carga que estão sendo drenados da rede e a potência disponível das unidades de geração para suprir essas cargas Esse sistema deve monitorar o equilíbrio entre a potência gerada e a carga drenada da rede Figura 1640 a b c Frontal de uma USCA De forma geral o esquema de rejeição de carga deve atuar em um tempo inferior a 200 ms tempo suficiente para evitar a perda de estabilidade do sistema que resultaria na desconexão da usina de geração Um estudo de rejeição de carga deve contemplar os seguintes aspectos Perda de uma unidade de geração É o caso mais frequente na operação de uma usina de geração em decorrência dos mais variados motivos Quando ocorre a perda de uma unidade de geração há uma redução considerável na oferta de geração que passa a ser inferior à demanda de carga Nesse momento é imprescindível que o sistema de rejeição de carga rejeite as cargas não essenciais garantindo assim a estabilidade do sistema sem o qual as unidades de geração remanescentes entram em processo de sobrecarga resultando na redução da tensão eou da frequência e na consequente perda total da usina de geração Aumento progressivo de carga É sempre possível em qualquer sistema elétrico haver um aumento de carga Quando isso ocorre em um sistema alimentado somente por uma usina de geração é necessário que esse aumento fique limitado a 10 da capacidade da geração por um período não superior a uma hora Defeitos permanentes Durante o defeito no sistema de geração por exemplo nos terminais de um gerador a tensão decresce a valores muito baixos próximos a zero provocando a desaceleração de todos os motores em operação Após os relés responsáveis pela eliminação da falha atuarem e provocarem a operação dos disjuntores correspondentes a carga remanescente retorna à sua condição operacional normal fazendo com que os motores remanescentes absorvam uma corrente elevada da rede Em virtude dessa elevação de corrente surge uma expressiva queda de tensão no sistema com tempo relativamente grande o que pode ocasionar a atuação das proteções nas funções 27 e 81 desarmando vários disjuntores intempestivamente e provocando instabilidade no sistema Assim é imperativo que o sistema de rejeição de carga elimine as cargas não essenciais que são previamente selecionadas a partir de um estudo de estabilidade tomando como base um modelo de resposta dinâmica do sistema quando ocorrem distúrbios na rede Esses estudos são essenciais para as usinas de grande porte 1641 Conexão de usinas termelétricas É o caso das usinas de autoprodução cogeração ou usinas emergenciais que podem operar independentes da rede pública de energia elétrica Essas usinas podem ser constituídas de uma ou mais unidades de geração Muitas vezes são conectadas ao barramento de carga por um disjuntor que transfere a conexão da rede pública de energia para os terminais da usina de geração Essa transferência pode ser realizada de três diferentes formas 16411 Transferência de carga com desconexão de fonte É o sistema de transferência de carga mais simples Utiliza apenas uma chave reversão manual motorizada ou por solenoide ou disjuntores No primeiro caso quando falta o suprimento de energia da rede pública o operador se dirige ao local da usina e aciona manualmente a máquina primária e logo em seguida manobra a chave de transferência No segundo caso a usina de geração é dotada de um sensor de tensão que aciona o mecanismo de partida Decorridos alguns segundos um sistema automático manobra o mecanismo de acionamento da chave reversora que pode ser ligado ou desligado por motor ou por solenoide É utilizada em usinas emergenciais instaladas em indústrias hospitais etc e só operam com a ausência de energia da rede pública A Figura 1641 mostra um esquema básico de transferência de carga com desconexão da fonte A transferência de carga deve ser impedida quando a barra de carga estiver submetida a um defeito evitandose assim danificar os equipamentos da usina de geração 16412 Transferência de carga em rampa Esta forma de operação é muito utilizada em indústrias shopping centers etc quando se utiliza a usina de geração para assumir toda carga da instalação no horário de ponta de carga do sistema da concessionária reduzindo substancialmente o custo de energia nesse horário Neste caso utilizase um sistema de controle USCA que está conectado permanentemente com a barra de carga e momentos antes do tempo ajustado para entrada em operação a usina de geração é acionada A USCA então sincroniza os geradores da usina de geração e ordena o fechamento do disjuntor de transferência que coloca momentaneamente por cerca de 15 s a usina de geração em paralelo com a barra de carga suprida pela rede pública de energia Decorrido esse intervalo de tempo outro disjuntor desfaz a conexão da rede pública de energia com a barra de carga que a partir desse instante passa a ser suprida pela usina de geração A Figura 1642 mostra um esquema básico de uma usina de geração operando com transferência de carga em rampa O custo desse tipo de transferência de carga é bem superior ao anterior devido ao custo do sistema de transferência em rampa 16413 Transferência de carga ultrarrápida Consiste no emprego de um nobreak dinâmico composto por um conjunto motorvolante de grande inércia girante preso ao eixo da unidade de geração por um sistema eletromagnético Quando a carga está sendo suprida pela rede externa o motor aciona o volante durante todo período de operação da carga do sistema Na falha da alimentação normal da rede externa o eletroímã conecta o eixo do conjunto motorvolante ao eixo da unidade de geração fazendo o gerador entrar em operação em um tempo inferior a 150 ms necessário para que as cargas motrizes permaneçam em operação embora com velocidade minimamente reduzida devido à inércia mecânica Se não for possível a transferência de carga neste intervalo de tempo esta deve ser impedida Esse tipo de sistema é utilizado somente em usinas de geração emergenciais Atualmente esse sistema é pouco utilizado pelo alto custo da energia elétrica consumida pelo motor que opera continuamente o volante No entanto seu custo de aquisição é inferior ao custo de um nobreak estático 16414 Operação em paralelo com a rede externa É o caso das usinas de produção de energia autoprodução ou cogeração que operam conectadas permanente à rede pública de energia elétrica No caso das usinas de autoprodução e cogeração pode ou não haver exportação dos excedentes de energia gerada Dizse assim que a usina opera em paralelo Essas usinas podem ser constituídas de uma ou mais unidades de geração Essas usinas são dotadas de um sistema de controle USCA que funciona da seguinte forma inicialmente aciona individualmente cada unidade de geração A USCA que está permanentemente conectada à barra de carga da rede pública de energia sincroniza a primeira unidade de geração com a rede externa fazendo em seguida o fechamento de seu disjuntor colocando em definitivo em operação em paralelo Esse processo é seguido para cada unidade de geração até que toda a usina esteja operando em paralelo 16415 Procedimentos de conexão da carga É o caso mais simples de operação Após a partida da máquina a carga pode ser conectada em frações ou de forma integral No primeiro caso há pequenas variações de frequência e tensão à medida que a fração de carga é conectada aos a b c Figura 1641 terminais do gerador Quanto maior o bloco de carga manobrado maiores são as variações de frequência e tensão cujos valores devem ser estabelecidos previamente Quando existem vários grupos geradores operando em paralelo conectados ou não à rede externa podem ser utilizados três esquemas básicos de funcionamento Somente um grupo gerador opera em modo flutuante de carga Neste caso todas as unidades restantes da usina são ajustadas para fornecer um valor fixo de potência ativa e reativa Somente a unidade de geração em modo flutuante de carga fornecerá as potências ativa e reativa necessárias para manter respectivamente a frequência e a tensão do sistema dentro dos limites recomendados Esse sistema não é adequado quando existe uma variação muito grande da carga Todas as unidades de geração operam em modo flutuante de carga Neste caso todos os geradores são responsáveis por absorver igualmente a carga do sistema Esse sistema não é adotado em usinas de geração operando em paralelo com a rede externa Controles individuais das unidades de geração Neste caso a usina de geração é dotada de um único controlador que distribui o fluxo de potência ativa e regula a frequência de todas as unidades de geração e um único controlador que distribui o fluxo de potência reativa e regula a tensão O controlador de fluxo de potência ativa e frequência age em cada regulador de velocidade do seu grupo gerador controlando ao mesmo tempo a frequência Já o controlador de fluxo de potência reativa e tensão age sobre o regulador da excitatriz de cada grupo gerador controlando ao mesmo tempo a tensão em conformidade com a Figura 1643 Esquema de transferência de carga com desconexão de fonte em baixa tensão Figura 1642 Transferência de carga em rampa Figura 1643 a b Sistema de controle de grupos geradores em paralelo Esse sistema é adequado para operar em redes com grandes variações de carga tais como fornos a arco 165 Sistema de cogeração Compreendese por cogeração o processo de produção simultânea de energia elétrica e térmica utilizandose um único combustível de forma a atender às necessidades da planta A cogeração visa à redução dos custos de energia gasta no processo reduzindo perdas aumentando a continuidade de fornecimento e tornando a unidade consumidora menos vulnerável às oscilações de oferta de energia no mercado As diferentes formas de energia produzidas nos sistemas de cogeração podem ser aproveitadas em vários processos de produção industrial ou seja Produção de vapor Com a pressão variando entre 2 e 15 kgfcm2 o vapor pode ser utilizado na calefação destilação esterilização pasteurização secagem de produtos alimentícios têxteis etc Produção de água quente c d e Com a temperatura variando entre 50 e 120 ºC a água quente produzida pelo processo de resfriamento do bloco do motor e pelo trocador de calor aróleo do sistema de lubrificação pode ser utilizada notadamente na indústria alimentícia de forma geral na calefação ambiental cabines de pintura lavanderias climatização de estufas processos biodigestores etc Produção de ar quente Com a temperatura inferior a 450 ºC o ar quente pode ser utilizado na secagem de produtos alimentícios em geral alimentação de fornos no controle da climatização no preaquecimento de caldeiras etc Produção de água gelada eou ar frio É realizada por máquinas de absorção de calor Com a temperatura variando entre 2 e 6ºC a água fria eou o ar frio podem ser utilizados nos sistemas de climatização na indústria farmacêutica na extrusão e moldagem de materiais plásticos no controle de processos industriais etc A produção de frio é realizada em uma máquina de absorção de calor que transforma calor em frio por meio de um ciclo de transformação de solução em diferentes estágios empregados no processo Quanto maior for a temperatura da substância calorífica utilizada maior será o número de estágios da máquina de absorção Por exemplo as máquinas de absorção de um estágio utilizam vapor em muito baixa pressão ou água quente pressurizada sendo as de mais baixo rendimento Já as máquinas de absorção de dois estágios utilizam uma pressão maior da substância calorífica e apresentam maior eficiência Essas máquinas substituem em um sistema de cogeração os chillers com compressores elétricos É de significativa relevância a relação entre a energia elétrica produzida em kWh e a energia térmica produzida pela usina de cogeração em kWh térmico Citando como exemplo valores típicos de usinas de cogeração dotadas de máquinas de recuperação de calor de um estágio à temperatura de 110 ºC a razão entre o kWh elétrico e o kWh térmico pode variar entre 070 e 110 Já em usinas com máquinas de dois estágios à temperatura de 190 ºC a relação varia entre 180 e 250 Essa relação é definida por β e seu valor depende da tecnologia utilizada na fabricação dos equipamentos de geração de energia Os valores típicos para determinados sistemas de cogeração são Turbinas a gás natural 030 a 080 Turbinas a vapor 015 a 050 Motores a diesel 050 a 116 Outro parâmetro importante na definição de uma unidade de cogeração é a relação entre a energia elétrica consumida em kWh e a energia térmica consumida em kWh térmico no processo Essa relação é definida por α e seu valor depende da solução de modelagem do sistema de cogeração Quanto maior for a energia elétrica que se queira produzir por unidade de energia térmica maior será o valor de α Os valores típicos de α para alguns segmentos industriais são Setor têxtil 040 a 045 Setor de alimentos e bebidas 005 a 010 Uma análise dos valores de α e β pode definir a produção e o consumo de energia em determinado projeto de cogeração Assim se o valor de β superar o valor de α há maior produção de energia elétrica do que térmica e portanto excedentes que devem ser comercializados para viabilizar o empreendimento Caso contrário se α superar β é necessário a queima suplementar de combustível para complementar as necessidades térmicas da indústria Quando é necessária uma grande quantidade de frio é mais vantajoso o uso dos gases exaustos para a geração de vapor e posterior produção de frio em máquinas de dois estágios Para a produção de frio em quantidades menores é vantajoso o uso da água de resfriamento do bloco do motor em máquinas de absorção de um estágio Já para a produção de vapor de baixa pressão variando entre 1 bar e 8 bar ou de água quente com temperatura variando entre 80 ºC e 125 ºC é mais vantajoso o uso dos gases exaustos associados ao calor contido na água de refrigeração do bloco do motor podendo nesta condição utilizarse uma máquina de absorção de um estágio Produção de dióxido de carbono Apesar de todas as vantagens dos projetos industriais de cogeração alguns empecilhos têm freado a expansão dessa atividade como Inversão de capital na atividade diferente do negócio da indústria a Dificuldades de comercialização de poucos excedentes de energia elétrica Dificuldades de alocar os excedentes de vapor e água quente em unidades industriais próximas Risco regulatório isto é mudanças constantes nas regras do setor elétrico e intromissão do Poder Executivo para atender a requisitos de política partidária Incertezas da evolução dos preços dos insumos energéticos gás natural e óleo diesel Incertezas dos preços da energia elétrica no mercado A viabilidade de um projeto de cogeração depende das características operacionais de cada indústria ou seja Possua aparelhos consumidores de energia térmica como vapor água quente e água fria em escala elevada Tenha um consumo de energia elétrica intenso Necessite consumir simultaneamente energia elétrica e térmica Para que um projeto de cogeração possa ter viabilidade econômica é necessário que a planta industrial funcione pelo menos 12 horas por dia ou um total de 4500 horas anuais No entanto para que se obtenha um alto rendimento em uma planta industrial de cogeração é necessário um tempo médio de funcionamento anual de 8000 horas com uma utilização média de 90 das diferentes formas de energia produzida A cogeração pode empregar diferentes tipos de máquina primária para geração de energia como turbinas motor a ciclo diesel motor a gás natural ou gás de altoforno Para cada tipo de energia térmica necessária ao processo industrial podese viabilizar um tipo de máquina primária O custo médio de um sistema de cogeração está situado entre R 1500 e R 3000kW médio instalado dependendo dos tipos de energia produzidos Já os custos médios de manutenção são aproximadamente de R 7000 a R 12000MWh A Figura 1644 mostra um esquema básico de uma planta de cogeração utilizando motor um sistema de recuperação de calor SRC chillers e gerador de energia elétrica 1651 Turbina a gás natural As turbinas somente produzem gases exaustos em alta temperatura e por assim fazer são mais indicadas nos processos industriais que necessitam de secagem de produtos diretamente com os gases de exaustão Da mesma forma utilizamse as turbinas quando há necessidade de grande consumo de vapor em substituição às caldeiras convencionais Nesses casos há que se considerar que poderá haver excedente de energia elétrica produzida e que deve ser comercializada no mercado Se a comercialização da energia elétrica não contemplar contratos de longo prazo é melhor reduzir a produção de energia às necessidades do consumo industrial e instalar ou utilizar caldeiras convencionais para complementar as necessidades de vapor As turbinas a gás natural são muito empregadas nos sistemas de cogeração a ciclo combinado em que se utilizam dois fluidos o gás natural no processo principal e o vapor no ciclo secundário Nesse tipo de projeto tudo há de semelhante ao ciclo combinado já estudado exceto no que diz respeito ao aproveitamento dos gases exaustos na caldeira de recuperação de calor produzidos pela turbina e da água quente do sistema de condensação do vapor exausto da turbina a vapor Podese no entanto aproveitar parte do vapor gerado na caldeira de recuperação de calor para ser utilizado no processo industrial em detrimento da produção de eletricidade A Figura 1645 mostra o esquema básico de uma usina termelétrica a ciclo combinado com uso de turbinas a gás natural empregadas na produção de vapor para processo industrial Entre várias alternativas de cogeração a ciclo combinado serão mencionados quatro esquemas básicos de distribuição da energia envolvida no processo Produção de energia elétrica e vapor industrial Nesse tipo de usina de cogeração há produção de energia elétrica e os gases exaustos serão utilizados diretamente no processo como na secagem de produtos industrializados A Figura 1646 mostra a distribuição de energia resultante do processo utilizando usina a ciclo aberto O rendimento total desse tipo de usina de cogeração é de aproximadamente 72 Figura 1644 Figura 1645 b c Esquema básico de uma usina de cogeração a motor Cogeração com usina a ciclo combinado Produção de energia elétrica e vapor para refrigeração e água quente Nesse tipo de usina de cogeração há produção de energia elétrica e os gases exaustos serão utilizados na geração de vapor cujo maior volume será utilizado para a produção de fluido frio empregado nos condicionadores de ambiente e refrigeração e em menor quantidade para a produção de água quente Esse sistema é muito empregado tanto na indústria como em hotéis e motéis O rendimento total desse tipo de usina de cogeração é também de aproximadamente 73 Produção de energia elétrica e ar quente para processo d Nesse tipo de usina de cogeração há produção de energia elétrica e os gases exaustos serão utilizados em maior quantidade para a produção de ar quente empregado diretamente no processo industrial e em menor quantidade na geração de água quente Esse sistema é muito usado em indústrias para uso nos fornos de aquecimento secadores etc A Figura 1647 mostra a distribuição de energia resultante do processo O rendimento total desse tipo de usina de cogeração é também de aproximadamente 73 Produção de energia elétrica gás quente e água quente Nesse tipo de usina de cogeração há produção de energia elétrica em grande quantidade e os gases exaustos serão utilizados na produção de vapor e a água de refrigeração do condensador é utilizada para produção de água quente empregada no processo industrial e na higienização A Figura 1648 mostra a distribuição de energia resultante do processo O rendimento total desse tipo de usina de cogeração é de aproximadamente 82 Como informação útil para fins comparativos seguem os dados práticos de produção de um sistema de cogeração utilizando duas turbinas a gás natural e uma turbina a vapor Tipo de combustível gás natural Temperatura do ar 24 ºC Umidade relativa 267 Potências geradas nas turbinas a gás natural 876 MW 2 438 MW Potência gerada na turbina a vapor 15 MW Potência absorvida nos serviços auxiliares 26 MW Potência elétrica líquida fornecida 100 MW 86 15 26 MW Vapor absorvido no processo industrial 315 kgs Pressão do vapor de processo 70 bar Vapor de alta pressão Quantidade 244 kgs Pressão 414 bar Temperatura do vapor 475 ºC Vapor de baixa pressão Quantidade 49 kgs Pressão 53 bar saturado Pressão no condensador 0082 bar Temperatura dos gases exaustos 120 ºC Temperatura dos gases na entrada da turbina 1085 ºC Temperatura dos gases na saída da turbina 535 ºC Quantidade de gases exaustos da turbina 334 kgs 2 167 Figura 1646 Figura 1647 Distribuição de energia em usina a ciclo aberto eletricidade vapor Distribuição de energia em usina a ciclo aberto Figura 1648 Distribuição de energia em usina a ciclo fechado água quente ar quente 1652 Motor a gás natural Os motores a gás natural produzem tanto gases exaustos em alta temperatura quanto água quente de refrigeração do bloco cilindros do motor e do sistema de lubrificação Assim são mais indicados quando no processo industrial há necessidade de utilização direta dos gases de exaustão e de água quente 90 ºC para processo de lavagem preaquecimento etc A Figura 1649 mostra o esquema básico de resfriamento e aproveitamento dos gases exaustos e da água quente de refrigeração do bloco motor Os fluxos de energia de maior significado em um projeto de cogeração referemse aos gases de exaustão e à água quente resultante do resfriamento do bloco do motor já que água de refrigeração do óleo de lubrificação e do aftercooling é entregue ao sistema em temperaturas baixas 1653 Motor a ciclo diesel Assim como os motores a gás natural os motores a óleo diesel produzem tanto gases exaustos quanto água quente de refrigeração do bloco cilindros do motor e do sistema de lubrificação Vale ressaltar que os motores a gás natural ou a ciclo diesel apresentam um rendimento elétrico superior ao das turbinas Para o aproveitamento dos gases exaustos na produção de vapor utilizandose quaisquer das máquinas primárias anteriores devese empregar um sistema de recuperação de calor Os motores produzem em média 080 th de vapor por cada MWe MW médio gerado Já as turbinas produzem em média 2 th de vaporMWe com temperaturas entre 450 ºC e 550 ºC É extremamente difícil conceber um projeto de cogeração em que haja produção de energia elétrica vapor e água quente nas quantidades necessárias ao consumo da planta industrial Se isso ocorrer o rendimento da planta de cogeração pode atingir 85 Já o rendimento de uma usina de geração elétrica no modo ciclo combinado alcança valores máximos de 55 Figura 1649 a b Sistema de aproveitamento energético do resfriamento do motor Para realizar os estudos de viabilidade de um projeto de cogeração devemse considerar os seguintes parâmetros Potência elétrica do gerador Energia elétrica a ser gerada Consumo de combustível Vazão dos gases exaustos Volume da água quente produzida Rendimento elétrico Rendimento térmico Rendimento total Consumo e demanda da instalação Tarifas da concessionária local de energia elétrica Tarifas da concessionária local fornecedora do gás natural Praticamente os mesmos princípios utilizados nos projetos de cogeração empregando motores a gás natural podem ser utilizados nos projetos de cogeração utilizando motores a óleo diesel 1654 Tipos de sistema de cogeração Existem basicamente dois tipos de sistemas de cogeração caracterizados pela utilização da energia produzida Topping cycle Nesse tipo de sistema o combustível empregado seja ele gás natural óleo diesel ou óleo combustível é utilizado no primeiro estágio na produção de energia mecânica no segundo estágio é transformado em energia elétrica e no terceiro estágio é transformado em energia térmica Nesse tipo de cogeração são empregadas turbinas a gás natural motores a combustível líquido ou motores a gás natural O calor dos gases de exaustão pode ser empregado na produção de vapor ar quente água quente e água fria Quando as necessidades de energia térmica da planta industrial ultrapassam a quantidade de energia calorífica dos gases exaustos podese realizar uma queima suplementar de gás natural Como nos gases de escapamento existe uma quantidade apreciável de oxigênio já que a quantidade de ar que circula na turbina é três vezes superior ao utilizado na combustão podese empregar um conjunto de queimadores no bocal de descarga da turbina injetandose certo volume de gás natural e elevando assim a temperatura dos gases exaustos conforme mostrado na Figura 1650 Bottoming cycle Nesse tipo de sistema o calor produzido em um processo industrial qualquer como por exemplo o gás industrial de alto forno possui um elevado nível de energia térmica e é utilizado para gerar energia elétrica de acordo com a Figura 1651 a b Figura 1650 1655 Custos e financiamento Os elementos de custos a serem considerados em um projeto de cogeração podem ser agrupados nos seguintes itens Capital empregado na aquisição da usina de cogeração como motores geradores elétricos caldeiras máquinas de absorção trocadores de calor etc Dedução do capital que seria empregado na aquisição dos equipamentos necessários à produção e ao funcionamento da indústria como chillers elétricos caldeiras convencionais para a queima de combustíveis líquidos ou sólidos geradores de energia ou a fatura mensal de energia estimada no caso de fornecimento de energia elétrica pela concessionária O mercado financeiro oferece várias formas para financiar investimentos em cogeração Turnkey Neste tipo de negócio o proprietário da planta industrial realiza os investimentos com capital próprio ou toma financiamento em instituição bancária privada ou estatal Built operate and transfer BOT Este tipo de financiamento consiste na execução da usina de cogeração por uma empresa qualificada que pode aplicar recursos próprios ou obter financiamento da rede bancária Essa empresa ficará responsável pela gestão da usina de cogeração que fornecerá os insumos necessários à planta industrial isto é energia vapor água quente e água fria de acordo com o contrato No final de determinado período a empresa gestora e financiadora da unidade de cogeração transferirá o patrimônio para seu cliente que a partir dessa data ficará responsável pela gestão da unidade de cogeração Sistema de cogeração do tipo topping cycle Figura 1651 c Sistema de cogeração do tipo bottoming cycle Built operate own and transfer BOOT Aplicase o mesmo procedimento anterior com a diferença de que no final do período definido em contrato a gestão da unidade de cogeração é compartilhada entre a empresa gestora e financiadora e seu cliente na forma definida em contrato 166 Proteção de usinas termelétricas Existe uma vasta gama de dispositivos necessários à proteção de uma usina termelétrica Esse assunto é abordado no livro Proteção de Sistemas Elétricos de Potência LTC 2011 de autoria deste autor e do engenheiro Daniel Ribeiro Mamede Aqui somente serão mencionadas as funções básicas que devem ser utilizadas nos esquemas de proteção e sua justificativa técnica Assim as funções básicas de proteção de uma usina termelétrica que será conectada à rede pública de energia elétrica são 1661 Proteções do motor A seguir são indicados os principais dispositivos de proteção das máquinas primárias Pressostato do óleo lubrificante efetua a parada da máquina primária diesel a gás turbina quando a pressão do óleo lubrificante atinge valores abaixo do valor mínimo admitido pela máquina É frequente o uso de pressostato com dois níveis de atuação No primeiro estágio atua o alarme sonoro eou luminoso e somente no segundo estágio é efetuada a parada do motor Termostato do líquido refrigerante efetua a parada do motor diesel a gás turbina quando a temperatura do líquido refrigerante normalmente água atinge valores acima do valor máximo admitido pela máquina É frequente o uso de termostato com dois níveis de atuação No primeiro estágio sonoro eou luminoso atua o alarme e somente no segundo estágio é efetuada a parada do motor Sensor do nível do meio refrigerante faz atuar um alarme sonoro eou luminoso indicando a necessidade de completar o nível do líquido refrigerante Relé taquimétrico efetua o desligamento do motor de partida quando a rotação do motor ultrapassa um valor predeterminado normalmente de 500 rpm para motores diesel Sensor do nível de tanque de óleo faz atuar o alarme quando o nível do óleo no tanque de combustível está abaixo de um valor predeterminado Manômetro do óleo lubrificante informa a pressão do óleo lubrificante Número de horas para manutenção indica o tempo para que se efetue a manutenção periódica do motor Indicador de carga da bateria informa o estado de carga da bateria de partida do motor 1662 Proteções do gerador A seguir são indicadas as proteções que devem ser associadas à operação das usinas termelétricas sendo sua aplicação função de sua potência nominal e do nível de segurança desejado para o gerador Função 51 proteção de sobrecorrente temporizada de fase Tem como finalidade a proteção contra sobrecarga e curtocircuito no gerador a Função 51N proteção de sobrecorrente temporizada de neutro Tem como finalidade a proteção contra curtoscircuitos monopolares Função 51G proteção de sobrecorrente temporizada de terra É utilizada na proteção do gerador para defeitos à terra do gerador Função 32P proteção direcional de potência ativa Tem como finalidade eliminar a possibilidade de motorização do gerador Função 32Q proteção direcional de potência reativa Tem como finalidade a proteção para a perda de excitação do gerador Função 49 proteção de imagem térmica do gerador e do transformador de potência Função 87 proteção diferencial Essa função se aplica tanto na proteção dos transformadores de força quanto no gerador de energia elétrica Função 46 proteção de desbalanceamento de corrente É utilizada na proteção contra o desbalanceamento de corrente de fase Função 25 comprovação de sincronismo Essa função é aplicada nos terminais de cada gerador para comprovar o sincronismo com a barra de interligação dessas unidades Função 27 proteção de subtensão Aplicada nos processos de afundamento de tensão na rede pública ou no próprio gerador devido a defeitos distantes no sistema de transmissão ou sobrecarga no gerador Função 59 proteção de sobretensão Aplicada nos processos de elevação de tensão na rede pública ou no próprio gerador devido a defeitos distantes no sistema de transmissão Função 81 proteção de sobre e subfrequência Função 64F proteção contra defeito à terra do rotor do gerador 1663 Proteções do ponto de conexão com a rede pública de energia Função 67 proteção direcional de sobrecorrente temporizada Essa função tem como finalidade desconectar a usina da rede pública quando ocorrer um defeito entre fases permanentes nesta rede inibindo a usina de contribuir com a corrente de curtocircuito Função 67N proteção direcional de defeito à terra Essa função tem como finalidade desconectar a usina da rede pública quando ocorrer um defeito monopolar permanente nesta rede inibindo a usina de contribuir com a corrente de curtocircuito Função 32P proteção direcional de potência ativa Tem como finalidade restringir ou eliminar a possibilidade de transferir potência da usina termelétrica para a rede da concessionária denominada potência inversa Se a usina termelétrica está contratada na sua capacidade máxima com a indústria na qual está instalada como é comum em projetos de cogeração e autoprodução o relé direcional de potência ativa deve ser ajustado para um valor muito pequeno não mais que 5 Se a usina termelétrica tem contrato de exportação de energia elétrica para o mercado o relé direcional de potência deve ser ajustado para o valor máximo pouco acima da potência contratual exportada Para que o leitor tenha uma diretriz básica dos ajustes a serem efetuados nas unidades de proteção de uma usina de geração seguem os valores típicos utilizados Função 51 b c d e f g h i j k l Corrente Iaj 150 x In Tempo Top 2 s Função 51N Corrente Iaj 025 x In In corrente nominal da unidade de geração Iaj corrente de ajuste do relé de proteção Top tempo de operação da proteção Tempo Top 2 s Função 51G Corrente Iaj 10 A Tempo Top 1 s Função 51V Corrente Iaj 150 x In Tempo Top 25 s Função 87 Corrente Iaj 105 x In Função 67 Corrente Iaj 150 x In Tempo Top 05 s Função 67N Corrente Iaj 105 x In Tempo Top 05 s Função 32P Potência Paj 1 a 105 x Pnpara turbina e Paj 105 a 120 Pn para motores a diesel Tempo Top 2 s Função 32Q Potência Paj 030 x Pn Tempo Top 2 s Função 27 Tensão Vaj 075 x Vn Tempo Top 3 s superior ao tempo de 67 51 e 51V Função 46 Corrente Iaj 015 x In utilizar a curva de tempo inverso Função 49 Alarme 80 da capacidade térmica do gerador Disparo 120 da capacidade térmica do gerador Constante tempo 20 minutos em operação Temperatura 120 ºC ou de acordo com a classe de isolamento do gerador m n o p Função 59 Tensão Vaj 11 x Vn Tempo Top 2 s Função 64F Corrente Iaj 10 A Tempo Top 10 s Função 81 Sobrefrequência Fg 105 x Fn Tempo de operação Top 2 s Subfrequência Fg 095 x Fn Função 25 Ângulo de defasagem 10 Tensão 5 Frequência 1 Hz Obs para realizar esses ajustes devese consultar a concessionária local para compatibilizálos com os esquemas de rejeição de carga de seu sistema 167 Emissão de poluentes Entre os poluentes produzidos pelas usinas termelétricas o de maior interesse para o meio ambiente é a emissão dos NOx 1671 Motores a óleo diesel Os motores a óleo diesel normalmente apresentam restrições de médias a graves quanto ao impacto ambiental O poluente de maior de impacto ao meio ambiente liberado pelos motores a diesel é o dióxido de nitrogênio No entanto não existe ainda uma legislação que limite a quantidade desse poluente Já o dióxido de enxofre SO2 é um dos poluentes de maior restrição e está contido também no óleo diesel Sua emissão é influenciada pelo poder calorífico do combustível cuja quantidade específica é dada pela Equação 1612 Sp quantidade de enxofre contida no óleo diesel em η eficiência da instalação PCI poder calorífico inferior do combustível em kJkg De acordo com a legislação do Conselho Nacional do Meio Ambiente Conama a emissão de enxofre está limitada a 5000 gGcal equivalente a 430 gkWh para usinas com capacidade inferior a 70 MW de potência instalada e a 2000 gGcal equivalente a 172 gkWh para usinas com capacidade superior a 70 MW O óleo diesel por ser um derivado de petróleo e não receber tratamento para remoção dos poliaromáticos é um produto potencialmente carcinogênico Entretanto como este não deve ser manipulado diretamente com o contato humano o potencial de risco fica reduzido a níveis tolerantes desde que em seu manuseio sejam utilizados materiais adequados de proteção individual Quanto ao meio ambiente utilizamse como parâmetro para a análise do teor de emissão de dióxido de enxofre e partículas totais as informações obtidas na Resolução do Conama em vigor Essa Resolução estabelece limites máximos de emissão de poluentes do ar padrões de emissão para processos de combustão externa em fontes novas e fixa os limites de poluição de usinas geradoras O teor máximo de partículas totais para óleos combustíveis é de 350 gramas por milhão de quilocalorias e o teor máximo de dióxido de enxofre SO2 é de 5000 gramas por milhão de quilocalorias Esses valores somente se enquadram para processos de combustão externa em fontes novas e fixas de poluição com potência nominal total igual ou inferior a 70 MW situados em uma área de classe II ou III A presença de compostos sulfurados é indesejável no diesel devido à sua ação corrosiva e à formação de gases tóxicos SO2 e SO3 os quais ocorrem em proporções relativas que podem atingir até 90 de SO3 Estes gases apresentam ainda o inconveniente de produzir depósitos de sulfatos sólidos na câmara de combustão ou reagir com água produzindo H2SO4 e H2SO3 altamente corrosivos O óleo diesel não deve conter altos teores de água e sedimentos devido ao fato de sólidos abrasivos produzirem desgaste excessivo das peças do motor especialmente no sistema de injeção e ainda a influência prejudicial da água na combustão e obstrução de filtros de combustível aumentando a resistência ao escoamento O teor de cinzas de um óleo determinado pela quantificação do resíduo da queima de uma pequena quantidade dele é um indicativo dos depósitos metálicos indesejáveis formados durante sua combustão Esses depósitos formados na câmara de combustão e em outras partes do motor durante a operação a altas temperaturas podem se apresentar como sólidos abrasivos ou como sabões metálicos ambos contribuindo para o desgaste do motor propriamente dito atacando as paredes do cilindro e as superfícies dos pistões A combustão ou queima de um combustível é uma reação química entre um combustível no caso os hidrocarbonetos oriundos do petróleo e um comburente no caso o O2 do ar A quantidade de comburente presente influencia diretamente o produto podendo ser uma reação completa ou incompleta Quando os combustíveis fósseis reagem com o oxigênio são formados dióxido de carbono CO2 água e liberada certa quantidade de energia Combustível Oxigênio Dióxido de Carbono Água Energia Esse processo é denominado combustão completa Por exemplo a gasolina é um combustível obtido a partir do petróleo constituído de uma mistura de hidrocarbonetos dos quais o mais importante é o octano cuja fórmula é C8H18 Sua combustão pode ser representada simplificadamente pela equação química C8H18l 252 O2g 8 CO2g 9 H2Og 13027 kcal A equação anterior mostra que a queima de um mol de octano produz 13027 kcal de energia Quando a quantidade de ar é limitada durante a queima do combustível pode não haver oxigênio suficiente para converter carbono em dióxido de carbono o carbono pode ser convertido em monóxido de carbono CO sendo a combustão denominada incompleta Por exemplo 2 CH4g 3 O2g 2 COg 4 H2Og O monóxido de carbono é um gás extremamente tóxico que dificulta a capacidade de a hemoglobina do sangue carregar oxigênio Sendo um gás incolor e inodoro dificilmente percebese sua presença Portanto é importante que durante a queima de um combustível haja ar suficiente para promover a combustão completa Caso a quantidade do ar seja extremamente baixa produzse apenas minúscula partícula sólida de carvão conhecidas por fuligem fumaça preta CH4g O2g Cs 2 H2Og Para evitar a ocorrência de combustão incompleta é necessário que os equipamentos estejam bem ajustados O monóxido de carbono e a fuligem são dois exemplos de produtos indesejáveis formados na queima de combustíveis Existem outros exemplos muitos combustíveis contêm enxofre que é convertido a dióxido de enxofre quando ocorre a combustão S O2 SO2 Combustíveis diferentes apresentam propriedades distintas Assim na escolha de um combustível devem ser consideradas as vantagens e desvantagens de cada um e analisadas questões como quantidade de calor produzido custo segurança condições de armazenamento e transporte produção de poluentes entre outros fatores 16711 Emissão de gases da combustão Conforme visto anteriormente o combustível ao entrar em queima combinase com o comburente na maioria dos casos o oxigênio do ar Desta reação química originamse vários gases que se desprendem sob a forma de fumaça os quais contribuem para a contínua deterioração da qualidade do ar A emissão de poluentes varia de acordo com o tipo de motor com o modelo com o tipo de combustível utilizado com a relação arcombustível do processo de combustão com a velocidade do motor com a geometria da câmara de combustão e com a existência de equipamento de controle de emissão catalisador Dentre estes gases os mais importantes relativamente às questões ambientais e ao homem são os óxidos de enxofre os óxidos de nitrogênio os óxidos de carbono e o material particulado 167111 Óxido de enxofre Em todo o mundo as atividades humanas e naturais produzem o dióxido de enxofre Suas fontes naturais incluem vulcões decomposição de matéria orgânica etc As fontes de poluição causadas pelo homem compreendem a combustão do carvão contendo enxofre a combustão de derivados do petróleo e a fundição de minérios não ferrosos Sobre a superfície da Terra especialmente em regiões industriais a grande maioria do SO2 é proveniente de atividades humanas e não de fontes naturais A produção global de SO2 aumentou seis vezes desde 1900 Contudo a maioria das nações industrializadas baixou os níveis de SO2 em 20 a 60 entre 1975 e 1984 e muitos países reduziram a poluição do SO2 em áreas urbanas durante a última década a partir da mudança da indústria pesada e imposição de padrões mais rígidos de emissões As principais reduções de SO2 vieram da queima de carvão com baixo teor de enxofre e da redução da utilização do carvão para gerar eletricidade Na combustão o enxofre do óleo combustível convertese nos óxidos de enxofre SO2 e SO3 Além disso este enxofre combinandose com complexos de sódio e vanádio contribui para a formação de depósitos sobre as superfícies externas dos tubos superaquecidos economizadores e aquecedores de óleo resultando em corrosão do equipamento e perda da eficiência térmica além de afetar o nível das emissões 167112 Óxido de nitrogênio O óxido de nitrogênio produzido pelas fontes naturais e humanas é chamado de monóxido de nitrogênio e este é rapidamente convertido em dióxido de nitrogênio Os óxidos de nitrogênio são formados naturalmente pela ação da luz na decomposição da matéria orgânica Aproximadamente metade dos óxidos de nitrogênio é proveniente da ação do homem principalmente pelo uso de veículos motorizados e usinas termelétricas e o restante é produzido por operações industriais Durante os anos 1970 as emissões de óxidos de nitrogênio elevaramse em muitos países e a partir de então se mantiveram ou decaíram Os níveis de óxidos de nitrogênio não caíram tão radicalmente quanto os de SO2 porque grande parte do total das emissões dos óxidos de nitrogênio provém de milhões de veículos motorizados enquanto a maioria do SO2 é lançado por queima relativamente pequena de carvão nas usinas geradoras cujas emissões podem ser controladas 167113 Óxido de carbono O monóxido de carbono tem um pequeno efeito direto sobre os ecossistemas porém ele contribui indiretamente para o efeito estufa e destrói a camada protetora de ozônio Entre 60 e 80 das emissões globais de monóxido de carbono são de fontes naturais no entanto em algumas áreas urbanas a maioria das emissões de monóxido de carbono vem da queima incompleta de combustíveis nos veículos motorizados 167114 Material particulado Referemse a materiais sólidos e líquidos suspensos no ar que podem variar em tamanho de finos aerossóis a partículas maiores Os efeitos à saúde das partículas dependem de seus tamanhos partículas maiores reduzem a visibilidade mas representam efeitos menores à saúde enquanto as menores partículas podem causar danos aos olhos e pulmões Tabela 1615 A poeira vaporização fogo em florestas e a queima de certos tipos de combustível estão entre as fontes de partículas na atmosfera O controle das fontes de emissões tem reduzido a quantidade de partículas lançadas por várias nações industrializadas O material particulado constitui o poluente mais importante a ser considerado nos programas de redução de emissões em motores a diesel A Tabela 1615 fornece os valores das emissões de SO3 e particulados Total das emissões de usinas termelétricas a motor a ciclo diesel Potência MW Emissões de SO3 gMkcal Emissões de particulados gMkcal Óleo tipo B Óleo tipo D Óleo tipo B Óleo tipo D 10 5872 2348 117 117 12 6850 2740 137 137 14 7829 3131 156 156 16 9786 3914 195 195 20 11744 4697 234 234 1672 Motores a gás natural Os motores a gás natural normalmente apresentam restrições leves quanto ao impacto ao meio ambiente 1673 Turbinas a gás natural As emissões decorrentes da operação de uma usina termelétrica de médio a grande porte são permanentes e é função do padrão tecnológico da turbina empregada consistindo em material particulado inalável PM10 dióxido de enxofre monóxido de carbono CO e óxidos de nitrogênio NOx provenientes da queima do gás natural Para exemplificar uma turbina com potência média de 120 MW apresenta as seguintes emissões Material particulado inalável 2 gs nos gases de combustão Dióxido de enxofre 5 ppmvd 15 O2 nos gases de combustão Monóxido de carbono 8 ppmvd 15 O2 nos gases de combustão Óxidos de nitrogênio 25 ppmvd 15 O2 nos gases de combustão Uma turbina desse porte operando em sua capacidade máxima emitirá aproximadamente uma quantidade de gases de 1000000 Nm3h com 12 de O2 e cerca de 95 de umidade As emissões máximas permitidas pela legislação são Material particulado inalável 522 gs nos gases de combustão Monóxido de enxofre 1429 ppmvd 15 O2 nos gases de combustão Monóxido de carbono 10 ppmvd 15 O2 nos gases de combustão Óxidos de nitrogênio 5134 ppmvd 15 O2 nos gases de combustão Já os efluentes líquidos liberados por uma usina termelétrica a ciclo combinado emitirão cerca de 0274 m3hMW 168 Ruídos 1681 Emissão de ruídos Figura 1652 Para a redução do ruído do lado externo da casa de máquinas ao valor requerido pela legislação de 60 dB é necessário dotar a usina termelétrica de atenuadores de ruído tanto na entrada quanto na saída do ar de refrigeração conforme mostra a Figura 1652 Além disso é necessário utilizar na cobertura de parede teto e portas atenuadores de 50 mm compostos por material em lã de vidro 1682 Atenuação de ruídos As usinas termelétricas quando em operação produzem um nível de ruído muito elevado no ambiente da casa de máquinas Esse ruído deve ser contido para evitar que seja transmitido aos ambientes circunvizinhos provocando desconforto aos usuários e transgredindo a legislação vigente Casa de máquinas com manta acústica gerador de 405 kVA As fontes de ruído resultantes da operação dos conjuntos motorgerador são Ruídos mecânicos Nos motores primários de combustão interna os componentes mecânicos em movimento criam impulsos devido às variações rápidas de pressão entre eles denominados excitadores Válvulas e seus mecanismos de acionamento bomba injetora engrenagens mancais etc são exemplos de excitadores O ruído resultante é transmitido mecanicamente à base do conjunto motorgerador e sonoramente ao meio ambiente Ruídos da combustão São resultados do rápido e elevado aumento da pressão na câmara de combustão interna do motor a uma frequência que pode variar entre 500 e 2500 Hz além das vibrações resultantes do seu mau funcionamento a uma frequência que pode variar entre 5000 e 10000 Hz Ruídos dos ventiladores e ventoinhas São decorrentes do funcionamento dos ventiladores do radiador do motor bem como do ventilador do gerador cujo nível de ruído pode chegar a 110 dB a 5 m de distância Ruídos devidos à variação da carga São decorrentes da pulsação do fluxo de gazes no sistema de sucção e descarga No caso do filtro de ar os pulsos da admissão são amortecidos enquanto o silencioso muitas vezes denominado silencioso hospitalar amortece o pulso de descarga O projeto de atenuação de ruído compreende duas situações Aplicação de manta acústica Os ruídos anteriormente estudados ao atingir as paredes e teto são transferidos para o meio externo provocando desconforto nas pessoas usuárias desses ambientes Para atenuar o ruído são utilizadas mantas acústicas resistentes ao fogo lã de vidro A Figura 1652 mostra uma casa de máquinas com as paredes e o teto cobertos por manta acústica além de outras particularidades como o silenciador hospitalar duto de saída de ar quente etc componentes esses anteriormente estudados Utilização de porta acústica Para atenuar os ruídos produzidos pela entrada devese utilizar portão com as seguintes características O portão acústico deve ser construído em estrutura metálica com chapa de aço e lã de rocha com densidade de 40 kgm3 O portão deve ser construído em duas partes sendo cada uma delas fixadas à parede de alvenaria com dobradiças em forma de pivô O portão deve permitir uma atenuação do nível de ruído gerado internamente à casa de máquinas a cinco metros do seu ponto médio de no máximo 60 dB As dimensões do portão devem ser definidas de acordo com as dimensões dos motores e geradores a serem utilizados O portão deverá abrir para fora da casa de máquinas As junções entre as duas partes do portão e entre o portão e as paredes teto e piso devem ser construídas em forma de caixilho a fim de não permitir um nível de ruído superior ao nível de ruído obtido no centro de cada uma das partes do portão Utilização de atenuadores de ruído Para atenuar os ruídos que são transmitidos pelo sistema de entrada de ar refrigerante e saída do ar aquecido devem ser utilizados atenuadores de ruído com as seguintes características A casa de geração deve possuir janelas de entrada e saída de ar refrigerante construídas na direção do corpo de cada conjunto motorgerador As janelas de entrada e saída de ar refrigerante devem ser providas de atenuadores de ruído construídos de forma a atenuar o nível de ruído a cinco metros de distância do centro das janelas de entrada e saída de ar refrigerante a um valor não superior a 60 dB Nas janelas de entrada e saída do sistema atenuador de ruído anteriormente mencionado devem ser instaladas telas de aço galvanizada para retenção de objetos sólidos com dimensões de 5 5 mm As janelas de entrada e saída de ar refrigerante devem ser projetadas para atender às condições de ventilação exigidas pelo conjunto dos grupos motorgerador e em conformidade com as informações técnicas fornecidas pelo fabricante 169 Instalação de grupos motorgerador 1691 Dimensionamento da base Para que o grupo motorgerador seja instalado na usina termelétrica é necessária a construção de uma base de concreto armado por profissional da engenharia civil observandose as seguintes recomendações Conhecer o peso do conjunto motorgerador o que normalmente é informado pelo fabricante Conhecer a frequência de vibração do conjunto motorgerador para determinar a necessidade de reforço da estrutura do piso Para determinar a espessura da base do conjunto motorgerador que utilizam amortecedores de vibração comumente denominados vibra stop podese simplificadamente aplicar a Equação 1613 Pmg peso do conjunto motorgerador em kg L largura da base de concreto igual à largura da base do conjunto motorgerador mais 30 cm para cada lado em m C comprimento da base de concreto igual ao comprimento da base do conjunto motorgerador mais 30 cm para cada lado em m Se o fabricante do grupo motorgerador não utiliza amortecedores de vibração o valor de Eb deve ser multiplicado por 125 Se há dois ou mais grupos geradores em operação em paralelo o valor de Eb deve ser multiplicado por 2 A estrutura da base do conjunto motorgerador não deve ser interligada com a estrutura da edificação da usina termelétrica para evitar que as vibrações sejam transmitidas à essa estrutura ocasionando rachaduras e possível desabamento se ocorrer o fenômeno de ressonância entre o conjunto motorgerador e a estrutura da edificação A velocidade crítica dos conjuntos motorgerador é inferior a 1000 rpm 1692 Dimensionamento da quantidade de ar refrigerante É de fundamental importância para a vida útil dos motores e geradores instalados na casa de máquinas a ventilação adequada que possa retirar a quantidade de calor acumulada no ambiente transferindoo para o meio exterior Devese observar na Figura 1652 que o ventilador do motor é do tipo soprante cujo objetivo é retirar calor acumulado na água do radiador e ao mesmo tempo forçar a entrada do ar quente irradiado no ambiente da casa de máquinas para o duto de saída que tem comunicação com o meio exterior Já o gerador possui um ventilador do tipo aspirante ou soprante montado normalmente no próprio eixo do grupo motorgerador que retira calor das bobinas do gerador e o transfere para o ambiente conforme visto na Figura 1652 O duto de saída de ar quente que conduz todo o calor do ambiente interno deve ser flexível e é normalmente constituído de lona Sua área interna deve ser igual ou superior 130 da área da colmeia do radiador do motor O calor acumulado no ambiente da casa de máquinas é fornecido pelos seguintes meios 16921 Calor irradiado pelo motor A quantidade de calor irradiado por um motor diesel pode ser determinada pela Equação 1614 Pmd potência efetiva o motor em cv Ceoc consumo específico do combustível do motor em kgcvh para o óleo diesel o valor é de 0180 kgcvh Vcoc valor calorífico do óleo combustível que para o óleo diesel vale 10000 Ceirm calor específico irradiado pelo motor a diesel em porcentagem do calor que corresponde à quantidade de combustível injetado Os valores de Ceirm podem ser aplicados nas seguintes condições Motores com capacidade até 100 cv 6 Motores com capacidade 120 a 500 cv 5 Motores com capacidade acima de 500 cv 4 Motores refrigerados a água 7 16922 Calor devido às perdas do gerador A quantidade de calor formada pelas bobinas do gerador pode ser determinada pela Equação 1615 Figura 1653 Pg potência nominal do gerador em kVA Fpg fator de potência do gerador normalmente no valor de 080 ηg rendimento do gerador se o valor do rendimento do gerador não for conhecido podese adotar para geradores de potência nominal de até 100 kVA o valor de 085 para geradores de maior capacidade podese adotar o valor de 090 16923 Volume de ar para dissipar a quantidade de calor do motor O volume de ar necessário para dissipar a quantidade de calor gerada pelo motor vale Cear calor específico do ar normalmente igual a 031 Δtar diferença de temperatura ambiente máxima admitida no ambiente e a temperatura máxima do exterior medida por quatro horas consecutivas K coeficiente de correção das condições atmosféricas conforme norma DIM 6270 seu valor é de 11 que corresponde às condições atmosféricas normais de pressão a 760 mmHg e temperatura a 27 ºC conforme gráfico da Figura 1653 16924 Volume de ar para dissipar a quantidade de calor do gerador O volume de ar necessário para dissipar a quantidade de calor gerada pelo gerador vale Gráfico de correção do valor de K 16925 Volume de ar necessário à combustão O valor do volume de ar necessário à combustão pode ser dado pela Equação 1618 Figura 1654 Dt diâmetro do tanque em m Lt comprimento do tanque em m Tanque de combustível Figura 1655 Tanque de combustível auxiliar gerador de 405 kVA Exemplo de aplicação 1610 Determinar as dimensões de um tanque de combustível para alimentar dois conjuntos motorgerador com capacidade unitária de 405 kVA operando somente no horário de ponta de carga de uma indústria Utilizar óleo diesel como combustível A pequena usina termelétrica está mostrada na Figura 1656 A partir dos valores operacionais da usina termelétrica temse Nhd 3 horas Ndm 20 dias valor médio Ceoc 170 gcv h η 092 Poc 085 kglitro Png 2 x 405 810 kVA Assim o diâmetro do tanque considerando seu comprimento no valor de 49 m vale Figura 1656 Figura 1657 As dimensões do tanque estão mostradas nas Figuras 1657 e 1658 Pequena usina termelétrica para operação no horário de ponta de carga Tanque de óleo de construção ao tempo Figura 1658 Vista lateral de tanque de óleo construído ao tempo Com a finalidade de mostrar ao leitor o desenvolvimento completo de um projeto de instalação elétrica industrial em uma sequência racional de cálculo será apresentado em seguida como exemplo um projeto de um complexo industrial no ramo fabril a partir da planta de layout das máquinas da planta de arquitetura das dependências administrativas e de produção e de corte do galpão industrial conforme as plantas em anexo Essas plantas normalmente são fornecidas ao projetista Escolheuse como exemplo uma planta industrial de produção têxtil compreendendo basicamente todos os setores essenciais à fabricação de fio e tecido Claro que várias simplificações foram adotadas em relação ao projeto real visando sobretudo facilitar a compreensão do leitor A concessionária forneceu a Tabela A3 relativa à proteção do alimentador de distribuição ao qual será conectada a indústria em projeto O alimentador de 1380 kV que conectará a subestação da fábrica à subestação da concessionária tem 5 km de extensão e cabo de alumínio com alma de aço CAA com seção de 2666 AWG segundo informações também fornecidas pela concessionária Em seguida conforme a planta 1 serão descriminadas as cargas por setor de produção na Tabela A1 O sistema de alimentação da companhia fornecedora de energia elétrica apresenta as seguintes características Tensão nominal 1380 kV Tensão de fornecimento 1380 kV Impedância do sistema de alimentação da concessionária de sequência positiva Reqp 000342 pu Xeqp 000866 pu na base de 100 MVA Impedância do sistema de alimentação da concessionária de sequência zero Reqz 006564 pu Xeqz 017555 pu na base de 100 MVA Tipo de sistema radial sem recurso Resistência de contato do cabo com o solo 100 Ω A indústria tem um plano de expansão construindo um segundo andar sobre a parte correspondente à área administrativa estimando uma carga adicional de 180 kVA A partir dos dados anteriores postos à disposição do projetista o que geralmente na prática é o que se consegue do responsável pelo projeto industrial ou de informações obtidas dos catálogos das máquinas previstas podese iniciar o desenvolvimento do projeto da instalação A1 Divisão da carga em blocos A carga foi dividida em blocos de acordo com o traçado da planta 1 em anexo Essa etapa exige elevados conhecimentos do projetista e não há métodos rígidos a serem adotados Veja Seção 141 Tabela A1 A2 Localização dos quadros de distribuição De acordo com os prérequisitos estabelecidos na Seção 142 os quadros de distribuição chamados doravante de centro de controle de motores CCM foram localizados conforme a planta 1 Quadro da carga motriz Setor Setor de producao Setor eletrico N de motores Potencia unitaria cv Corrente A Fator de potencia IpIn η Potência total cv A B Batedores Cardas CCM1 2 6 30 75 433 119 083 081 68 70 090 084 60 45 C D Cortadeiras Manteiras CCM2 6 9 5 3 79 55 083 073 70 66 083 082 30 27 E F Passadores Encontreiras CCM3 7 3 10 5 154 79 085 083 66 70 086 083 70 15 G H Maçaroqueiras Teares CCM5 3 6 75 15 119 260 081 075 70 78 084 086 225 90 I Conicaleiras CCM6 8 20 288 086 68 088 160 J Filatórios I CCM8 10 25 355 084 67 090 250 K Filatórios II CCM7 10 30 433 083 68 090 300 M Central de climatização CCM4 2 250 3274 087 68 095 500 Nota As potências aqui atribuídas aos motores nem sempre estão de acordo com os valores normais das potências dos motores acoplados às suas respectivas máquinas de uma indústria têxtil real A3 Localização do quadro de distribuição geral Por conveniência técnica deverá ficar localizado no interior da subestação conforme a Seção 143 A4 Localização da subestação Conforme a planta de layout o local da subestação como muitas vezes acontece na prática já vem preestabelecido dando nestes casos poucas alternativas de mudanças ao projetista A planta 1 mostra o local onde deverá ser instalada a subestação A5 Definição do sistema de distribuição Pelo porte da indústria será adotado o sistema de distribuição radial sem recurso tanto no primário como no secundário A6 Determinação da demanda prevista A carga é composta somente de iluminação tomadas e motores a b c A61 Cálculo da iluminação A611 Iluminação da área administrativa A6111 Controle de qualidade Tomadas de uso geral veja Seção 1822 S 16 6 72 48 1305 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área Total 8 9 17 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Tratandose de uma área irregular será determinada a área equivalente Hlp Hte Hpt 6 08 52 m luminária fixada no teto que corresponde ao forro branco no plano de fixação das luminárias cujo detalhe não está mostrado em planta Hte 6 m altura do teto Hpt 080 m altura do plano de trabalho Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 047 Tabela 210 luminária do tipo TCK427 4 40 W E 800 lux Tabela 27 Indústrias têxteis inspeção valor adotado superior ao mínimo recomendado em função da exigência da tarefa a ser executada no ambiente ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 número que melhor se acomoda no recinto conforme a planta 2 Distância entre as luminárias Área 16 6 m 16 6 X 2 X2 X 22 m a b c a b 6 2Y 2 Y2 Y 20 m Área 72 48 m 72 3 X 2 X2 X 18 m 48 3 Y 2 Y2 Y 12 m Obs Fazse necessário acomodar esteticamente as luminárias pois na direção da maior dimensão as distâncias das luminárias entre as paredes divergem ou seja 22 m e 18 m respectivamente A6112 Laboratório Tomadas de uso geral S 82 4 328 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Total 6 tomadas de altura 130 m valor atribuído Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp Hte Hpt 38 080 3 m luminária diretamente fixada no teto Hte 38 m altura do teto veja planta 4 Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 047 Tabela 210 luminária do tipo TCK427 4 40 W E 600 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 Distância entre as luminárias 82 2 X 2 X2 X 27 m 4 2 Y 2 Y2 Y 13 m A6113 Armazém de produto acabado Tomadas As tomadas se usadas devem ser do tipo blindado por motivo de segurança Serão adotadas quatro tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro c a b Hlp Hte Hpt 6 08 52 m luminária fixada no teto detalhe não mostrado em planta Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TCK427 4 40 W E 200 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 Distância entre as luminárias 16 2 X 2 X2 X 53 m 14 2 Y 2 Y2 Y 46 m A6114 Armazém de matériaprima Como este galpão é igual ao de produto acabado serão adotados os mesmos valores anteriormente calculados A6115 Subestação S 14 10 140 m2 Tomadas de uso geral Serão adotadas 4 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp Hte Hpt 51 08 43 m luminária diretamente fixada no teto conforme a planta 4 Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 052 Tabela 210 luminária do tipo TCK427 4 40 W E 150 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 c a b c a b Distância entre as luminárias Deverá obedecer à disposição prática mostrada na planta 2 Não se deve localizar nenhuma luminária sobre os equipamentos de altatensão A6116 Banheiro coletivo feminino Tomadas de uso geral Serão adotadas 4 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp Hte Hpt 38 08 3 m luminária diretamente fixada no teto Hte 38 m altura do teto veja planta 4 Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 050 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 2 40 W E 200 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 S 8 53 424 m2 Distância entre as luminárias 8 3 X 2 X2 X 20 m A6117 Banheiro coletivo masculino Tomadas de uso geral Serão adotadas 3 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro c a b Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 043 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 2 40 W E 200 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 S 8 32 256 m2 Distância entre as luminárias 8 2 X 2 X2 X 26 m foram obedecidas às condições físicas locais A6118 Diretoria técnica Tomadas de uso geral S 8 7 56 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 2 40 W E 300 lux acima do valor mínimo estabelecido na Tabela 27 escritório sala de trabalho ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 c a b c a Distância entre as luminárias 8 3 X 2 X2 X 20 m 7 Y 2 Y2 Y 35 m Obs no banheiro será adotada a seguinte carga tomadas 1 100 W pontos de luz 1 40 W Estes valores serão adotados para todos os banheiros privativos A6119 Diretoria de produção Tomadas de uso geral S 8 65 10 15 505 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas serão adotadas 10 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 240 W E 300 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 veja o arranjo das luminárias em planta Distância entre as luminárias 8 3 X 2 X2 X 20 m 65 Y 2 Y2 Y 32 m A61110 Presidência Tomadas de uso geral S 8 55 10 15 425 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas b c a b Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 050 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 2 40 W E 300 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 luminárias veja o arranjo das luminárias em planta Distância entre as luminárias 8 3 X 2 X2 X 20 m 55 Y 2 Y2 Y 27 m A61111 Departamento administrativo Tomadas de uso geral S 8 6 48 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 2 40 W E 250 lux Tabela 27 escritório sala de trabalho c a b c a ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 veja o arranjo das luminárias na planta 2 Distância entre as luminárias 8 2 X 2 X2 X 26 m 6 Y 2 Y2 Y 30 m A61112 Escritório Tomadas de uso geral S 8 7 56 m2 Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 240 W E 250 lux Tabela 27 escritório sala de trabalho ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 veja o arranjo das luminárias na planta 2 Distância entre as luminárias 8 2 X 2 X2 X 26 m 7 Y 2 Y2 Y 35 m A61113 Recepção Tomadas de uso geral S 8 88 704 m2 b c a b c Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 061 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 240 W E 250 lux Tabela 27 escritório recepção ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 veja o arranjo das luminárias na planta 2 Distância entre as luminárias 8 3 X 2 X2 X 20 m 88 Y 2 Y2 Y 44 m A61114 Sala de manutenção Tomadas de uso geral Para os primeiros 37 m2 8 tomadas Para o restante da área 3 tomadas Total 8 3 11 tomadas Tomadas de uso específico Serão adotadas duas tomadas trifásicas de 6 kW Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 2 40 W d a b c d a E 250 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 veja o arranjo das luminárias em planta Distância entre as luminárias 8 2 X 2 X2 X 26 m 7 Y 2 Y2 Y 35 m A61115 Sala de climatização Tomadas de uso geral S 8 68 544 m2 Serão adotadas duas tomadas Tomadas de uso específico Será adotada uma tomada trifásica de 6 kW Iluminação Pintura do ambiente teto branco paredes claras e piso escuro Hlp 3 m luminária diretamente fixada no teto Fdl 075 Tabela 29 luminária comercial Fu 056 Tabela 210 luminária do tipo TMS426 240 W E 150 lux valor adotado ψ 3000 lumens fluorescente comum Tabela 22 veja o arranjo das luminárias em planta Distância entre as luminárias 8 X 2 X2 X 4 m 68 Y 2 Y2 Y 34 m A612 Iluminação da área industrial Tomadas de uso geral b c S 66 42 2772 m2 Serão adotadas 12 tomadas unipolares Tomadas de uso específico Serão adotadas 10 tomadas trifásicas de 6 kW Iluminação Pintura do ambiente teto claro paredes claras e piso escuro Escolha da luminária e lâmpada Tipo de luminária refletor T38 VM Tabela 212 Categoria de manutenção IV Lâmpada adotada vapor de mercúrio de 700 W valor inicial Vida útil da lâmpada 18000 horas com queima de 100 das lâmpadas no final do período Período de manutenção limpeza das luminárias 12 meses Período de manutenção inicial substituição das luminárias queimadas 6 meses Tipo de ambiente do interior industrial muito sujo devido à poluição de pó de algodão Cálculo do fator de relação Cálculo das relações das cavidades zonais Cavidade do recinto Rσ K Hlp 0194 62 120 Hlp 7 080 62 luminárias com corpo de 80 cm e altura do plano de trabalho de 80 cm de acordo com o Corte BB da planta 4 Cavidade do piso Rcp K Hpp 0194 080 015 Cavidade do teto Rct K Htl 0194 080 015 Cálculo da refletância da cavidade do piso ρcp ρpi 10 piso escuro ρpa 50 paredes claras Rct 015 ρcp 10 Tabela 211 Cálculo da refletância efetiva da cavidade do teto ρct ρpt 50 teto claro ρpa 50 paredes claras Rct 015 ρct 49 Tabela 211 Cálculo do fator de utilização Utilizandose a Tabela 212 temse Para corrigir o fator de utilização devese utilizar a Tabela 213 Cálculo do fator de depreciação do serviço da luminária Fator de depreciação da superfície Categoria IV 12 meses Ambiente MS Fd 061 Figura 232 Fator de depreciação das superfícies do ambiente devido à sujeira Para 12 meses a porcentagem de sujeira esperada vale 29 30 Figura 233 Sujeira esperada de 30 Luz direta Rσ 120 Fsu 94 Tabela 215 Fator de perda do fluxo luminoso por queima de lâmpadas Permitemse neste caso 24 de lâmpadas queimadas ou ainda sempre que houver 24 de lâmpadas queimadas estas serão substituídas independentemente do período de limpeza das luminárias Na prática procurase ajustar as duas datas para reduzir os custos de manutenção e os transtornos na operação da indústria A grande maioria das indústrias têxteis que o autor conhece troca as lâmpadas queimadas a cada semana ou a cada mês Fator de depreciação do fluxo luminoso Considerandose que as lâmpadas fiquem em operação em média durante 50 de sua vida útil a depreciação do fluxo luminoso vale 50 de sua vida útil Ff 091 Figura 234 Fator de depreciação total Fdl Fd Fs Fq Ff Fdl 061 094 076 091 0396 d Cálculo do fluxo luminoso Como a área industrial é constituída de um ambiente único e contém vários setores de produção cada um com nível de iluminação diferente conforme a Tabela 27 será adotado o valor médio de Cálculo do número de projetores projetores conforme disposição adotada na planta 2 Distância entre as luminárias 66 13 X 2 X2 X 47 m 42 5Y 2 Y2 Y 70 m A613 Quadro de carga Com base na planta 2 podese resumir o Quadro de Carga da Tabela A2 A62 Cálculo da demanda prevista A demanda total da indústria é a soma da demanda de iluminação e da área industrial A621 Demanda dos QDLs Para este cálculo será tomada como base a Tabela 3 A6211 QDL1 Pqdl1 10200 9800 9800 30000 59800 W Primeiros 20000 W 100 20000 W Acima de 20000 W 70 27860 W P 59800 20000 070 27860 W Dqdl1 20000 27860 47860 W Obs foi considerada a ausência de harmônicos A6212 QDL2 Pqdl2 9800 10600 9800 42000 72200 W Primeiros 20000 W 100 20000 W Acima de 20000 W 70 36540 W Dqdl2 20000 36540 56540 W Obs foi considerada a ausência de harmônicos A6213 QDL3 Pqdl3 1200 2720 4060 7980 W Tabela A2 A6214 QDL4 Pqdl4 1440 1440 1900 4780 W A6215 QDL5 Pqdl5 4600 5280 4000 13880 W A6216 QDL6 Pqdl6 800 2600 1120 12000 16520 W A622 Demanda total do QDLS Dqdl Dqdl1 Dqdl2 Dqdl3 Dqdl4 Dqdl5 Dqdl6 Dqdl 47860 56540 7980 4780 13880 16520 Dqdl 147560 W 14756 kW Considerando um fator de potência médio de 090 temse Quadro de carga de iluminação QDLs Circuito Designação da carga Polos Quant Potência Potência monofásica W Potência trifásica A B C W QDL1 1 Iluminação 1 7 700 4900 2 Iluminação 1 7 700 4900 3 Iluminação 1 7 700 4900 4 Iluminação 1 7 700 4900 5 Iluminação 1 7 700 4900 6 Iluminação 1 7 700 4900 13 Tomadas 1 4 100 400 14 Tomadas 3 4 6000 24000 15 Reserva 3 6000 6000 Subtotal 10200 9800 9800 30000 QDL2 7 Iluminação 1 7 700 4900 8 Iluminação 1 7 700 4900 9 Iluminação 1 7 700 4900 10 Iluminação 1 7 700 4900 11 Iluminação 1 7 700 4900 12 Iluminação 1 7 700 4900 16 Tomadas 3 6 6000 36000 17 Tomadas 1 8 100 800 18 Reserva 3 6000 6000 Subtotal 9800 10600 9800 42000 QDL3 19 Tomadas 1 15 100 1500 20 Tomadas 1 12 100 1200 21 Iluminação 1 68 40 2720 22 Iluminação 1 64 40 2560 Subtotal 1200 2720 4060 QDL4 23 Iluminação 1 36 40 1440 24 Iluminação 1 36 40 1440 25 Máquina de embalag 1 1 1900 1900 Subtotal 1440 1440 1900 QDL5 26 Tomadas 1 12 100 1200 27 Iluminação 1 32 40 1280 28 Iluminação 1 35 40 1400 29 Tomadas 1 18 100 1800 30 Iluminação 1 25 40 1000 31 Tomadas 1 32 100 3200 32 Iluminação 1 10 400 4000 Subtotal 4600 5280 4000 QDL6 33 Iluminação 1 12 40 480 34 Iluminação 1 16 40 640 35 Tomadas 1 26 100 2600 36 Iluminação 1 20 40 800 37 Tomadas 3 2 6000 12000 Subtotal 800 2600 1120 12000 Total 28040 32440 30680 84000 A623 Demanda máxima da área industrial A demanda individual de cada motor é dada pela expressão Dm demanda dos motores em kVA Pm potência nominal do motor em cv Fum fator de utilização Tabela 13 Fp fator de potência do motor Tabela 64 η rendimento do motor Tabela 64 Motores de 3 cv Motores de 5 cv Motores de 75 cv Motores de 10 cv Motores de 15 cv Motores de 20 cv Motores de 25 cv a b a b a b Motores de 30 cv Motores de 250 cv A6231 Demanda dos CCMs A62311 CCM1 Batedores Da Nm Dm Fsm Da 2 2512 080 4019 kVA Nm 2 número de motores veja planta 1 em anexo Dm 2515 kVA Fsm 080 veja Tabela 12 Cardas Db 6 673 075 3028 kVA Deml 4019 3028 7047 kVA A62312 CCM2 Cortadeiras Dc 6 443 075 1993 kVA Manteiras Dd 9 306 070 1927 kVA Dcom2 1993 1927 3920 kVA A62313 CCM3 Passadores Df 7 835 075 4383 kVA Encontreiras Dg 3 443 080 1063 kVA Dcom3 4383 1063 5446 kVA a a b a a a A62314 CCM4 Climatização Dm 2 19368 090 34862 kVA Dcom4 34862 kVA A62315 CCM5 Maçaroqueiras Df 3 673 080 1615 kVA Teares Dh 6 1420 075 6390 kVA Dcom5 1615 6390 8005 kVA A62316 CCM6 Conicaleiras Di 8 1653 075 9918 kVA Dcom6 9918 kVA A62317 CCM7 Filatórios II Dk 10 2512 065 16328 kVA Dcom7 16328 kVA A62318 CCM8 Filatórios I Df 10 2068 065 13442 kVA Dcom8 13442 kVA Obs segundo observações feitas pelo autor na aplicação das tabelas dos fatores de simultaneidade e de utilização em várias indústrias em operação no estado do Ceará constatouse que a demanda prevista em projeto conforme a metodologia anteriormente apresentada se aproxima bastante da demanda máxima verificada por medição registrada no medidor de demanda durante o período de operação das indústrias pesquisadas Verificouse porém que nas indústrias têxteis de fiação e tecelagem havia distorção de resultados isto é o valor de demanda previsto em projeto era inferior aos resultados registrados no medidor de demanda dessas indústrias Em face dessas observações cabe alertar ao projetista quanto à necessidade de conhecer o processo de operação das indústrias antes de decidir aplicar os fatores de simultaneidade na carga motriz Como regra geral para as indústrias que mantêm em operação simultânea basicamente todas as máquinas de produção como é o caso das indústrias têxteis nas quais a curva de carga é aproximadamente plana durante um ciclo completo de atividade somente devem ser aplicados os fatores de utilização No entanto para fins de exemplificação o autor resolveu aplicar por completo a metodologia de cálculo da demanda máxima prevista para as cargas motrizes A6232 Demanda total dos CCMs a b c Dccm Dccm1 Dccm2 Dccm3 Dccm4 Dccm5 Dccm6 Dccm7 Dccm8 Dccm 7047 3920 5446 34862 8005 9918 16328 13442 Dcon 98968 kVA A624 Demanda máxima coincidente da indústria Dind Dqdl Dcom Dexp 16395 98968 180 Dexp 180 kVA demanda de expansão prevista Dind 1333 kVA A7 Determinação da potência da subestação Pse 2 750 1500 kVA A potência máxima sobejante da subestação vale P 1500 1333 167 kVA A8 Fator de potência A81 Cálculo do fator de potência previsto A811 Determinação das potências ativa e reativa por setor de produção CCM1 30 cv Fp1 083 75 cv Fp2 081 Pa 2 30 0736 6 75 0736 4416 3312 7728 kW Pr 4416 tg ar cos 083 3312 tg ar cos 081 5365 kVAr CCM2 3 cv Fp1 073 5 cv Fp2 083 Pa 9 3 0736 6 5 0736 1987 2208 4195 kW Pr 1987 tg ar cos 073 2208 tg ar cos 083 3344 kVAr CCM3 5 cv Fp1 083 10 cv Fp2 085 Pa 7 10 0736 3 5 0736 5152 1104 6256 kW Pr 5152 tg ar cos 085 1104 tg ar cos 083 3934 kVAr d e f g h i j CCM4 250 cv Fp1 087 Pa 2 250 0736 36800 kW Pr 368 tg ar cos 087 20855 kVAr CCM5 75 cv Fp1 081 15 cv Fp2 075 Pa 3 75 0736 6 15 0736 1656 6624 8280 kW Pr 1656 tg ar cos 081 6624 tg ar cos 075 7040 kVAr CCM6 20 cv Fp1 086 Pa 8 20 0736 11776 kW Pr 11776 tg ar cos 086 6987 kVAr CCM7 30 cv Fp1 083 Pa 10 30 0736 22080 kW Pr 22080 tg ar cos 083 14837 kVA CCM 8 25 cv Fpl 084 Pc 10 25 0736 18400 kW Pr 18400 tg ar cos 084 11885 kVAr Carga de iluminação Como todos os reatores são compensados estáse estimando o fator de potência médio de toda a carga de iluminação e tomadas igual a 090 Pa 147560 W 14756 kW já calculado na Seção A622 Pr 14756 tg ar cos 090 Pr 7146 kVAr Fator de potência médio da carga total Pta ΣPpa 7728 4195 6256 36800 8280 11776 22080 18400 14756 Pta 130271 kW Ptr ΣPr 5365 3344 3934 2085S 7040 6987 14837 11885 7146 Ptr 81393kW A82 Cálculo da correção do fator de potência O fator de potência deve ser elevado para 092 devendose manter aproximadamente fixo com a operação contínua do banco de capacitores já que o fator de carga da indústria é muito elevado Pc Pta tgψ1tgψ2 ψ1 ar cos 084 328 ψ2 ar cos 092 230 Pc 130271 tg 328 tg 230 286 kVAr A83 Potência nominal do banco de capacitores Pbc 2 6 25 300 WAR 2 bancos de capacitores de 150 kVAr A9 Determinação da seção dos condutores e eletrodutos Foi considerado que a temperatura ambiente é de 30 ºC A91 Circuitos terminais de iluminação e tomadas Todos os condutores são de cobre isolados em PVC70 ºC e embutidos em eletrodutos Os eletrodutos aparentes são de ferro galvanizado série extra enquanto os eletrodutos embutidos nas paredes são de PVC classificação B A queda máxima de tensão admitida é de 2 Circuitos de 1 a 12 iluminação circuito em eletroduto aparente Capacidade de corrente Ic 247 A Sc 4 mm2 Tabela 366 para 2 condutores carregados referência B1 da Tabela 34 método de instalação 3 condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto aparente e de seção circular sobre parede ou espaçado da mesma Fator de correção para agrupamento Ncir 4 Fa 065 Tabela 315 Foi considerado o trecho de eletroduto de subida do QDL1 até a primeira luminária circuitos 1234 Queda da tensão para a condição mais severa 53 m De forma simplificada e de acordo com a Equação 316 temse Condutor adotado Sc 16 mm2 Ou ainda pela Tabela 311 Pc 5000 W Lc 60m Sc 16 mm2 Eletroduto para cada linha de luminárias Da Tabela 344 obtémse a seção externa dos condutores Sc 4374 1496 mm2 Tabela 343 coluna 3 cabos extra ϕd 1 Eletroduto de subida dos circuitos 1234 Sel 4 4 374 5984 mm2 Tabela 343 coluna cabos extra ϕ 2 Circuito 13 tomadas monofásicas circuito em eletroduto aparente Pc 400 W Ic 18 A Sc 25 mm2 valor mínimo Fator de correção para agrupamento Em função da seção do circuito 14 adiante calculado que deve ocupar o mesmo eletroduto a seção do circuito 13 será o que caracteriza um grupo de cabos semelhantes De acordo com a Seção 351143 do Capítulo 3 os condutores do circuito 13 não devem ser contados para compor o número de cabos se conduzirem menos que 30 de sua capacidade de corrente ou seja Eletroduto Sei 2 188 376 mm2 ϕel 12 utilizado nas derivações Circuito 14 tomadas trifásicas circuito em eletroduto aparente Capacidade de corrente Ic 405 A Sc 10 mm2referência método de instalação 3 Tabela 34 coluna B1 para 3 condutores carregados da Tabela 36 Queda da tensão para a condição mais severa 25 m e 3 tomadas Os valores de R e X são dados na Tabela 322 De forma simplificada temse Condutor de fase adotado Sc 10 mm2 Condutor de proteção Sp 10 mm2 Eletroduto circuito 14 Sel 4 374 3 188 206 mm2 ϕel 1 Circuito 15 reserva Circuito 16 tomadas trifásicas Capacidade de corrente Ic 606 A Sc 16 mm2método de instalação 3 Tabela 34 coluna B1 para 3 condutores carregados da Tabela 36 Fator de correção para agrupamento Ncir 2 Fa 080 Condutor adotado Sc 25 mm2 Condutor de proteção Sp 16 mm2 Eletroduto circuito 16 Sel 3 567 1 374 3 273 2894 mm2 ϕ 114 Sel 3 567 1 374 2075mm2 ϕel 1 Circuito 17 tomadas monofásicas A partir deste ponto a seção dos condutores será determinada de forma expedita utilizandose a Tabela 311 Será omitido doravante o cálculo da seção dos eletrodutos O leitor deve seguir o mesmo método anterior O valor de Lc é tomado pela metade do comprimento em planta do circuito que corresponde ao centro de carga Será aplicado o método de instalação 7 Tabela 34 e método de referência B1 Pc 800 W Ic 40A Lc 20 m Sc 25 mm2 valor mínimo Como os circuitos 16 e 17 estão no mesmo eletroduto a seção mínima do circuito 17 vale Sc 10 mm2 o que resulta em um eletroduto de φel 12 Como também os condutores do circuito 17 conduzem apenas 19 da capacidade nominal dos condutores logo não será aplicado nenhum fator de agrupamento Circuito 18 reserva Circuito 19 tomadas Pc 1500 W Ic 75 A Lc 17 m Sc 25 mm2 valor mínimo Circuito 20 tomadas Pc 1200 W Ic 60A Lc 10 m Sc 25 mm2 valor mínimo Circuito 21 iluminação De acordo com a Seção A1313 deste Apêndice o condutor deve ter seção Circuito 22 iluminação Pc 2560 W Ic 129A Lc 9 m Sc 15 mm2 Circuito 23 iluminação Pc 1440 W Ic 72A Sc 15 mm2 Circuito 24 iluminação Pc 1440 W Ic 72 A Sc 15 mm2 Circuito 25 máquina de embalagem Pc 1900 W Ic 95 A Sc 25 mm2 valor mínimo Circuito 26 tomadas Pc 1200 W Ic 60 A Lc 18 m Sc 25 mm2 valor mínimo Circuito 27 iluminação Pc 1280 W Ic 64 A Lc 17 m Sc 15 mm2 Circuito 28 iluminação Circuito 29 tomadas Circuito 30 iluminação Circuito 31 tomadas Circuito 32 iluminação Pc 4000 W Ic 202 A on 2800 W Lc 60m Ic 141A Sc 10 mm2 O valor de 2800 W corresponde à parte do circuito mais carregada veja planta 2 Circuito 33 iluminação Circuito 34 iluminação Circuito 35 tomadas Circuito 36 iluminação Pc 800W Ic 40A Lc 13m Sc 15mm2 Circuito 37 tomadas trifásicas De acordo com a Seção 1316 deste Apêndice o condutor deve ter seção a b c a Sc 4 mm2 Sp 4 mm2 A92 Circuitos terminais dos motores Condições de todos os circuitos para os condutores de fase neutro e de proteção condutor unipolar em PVC70 ºC embutido em eletroduto de PVC e queda de tensão máxima permitida de 2 O menor eletroduto utilizado deve ser de 12 Os eletrodutos serão de PVC classificação B Os eletrodutos serão enterrados sob o piso método de instalação 61A método de referência D Admitir que a resistividade térmica do solo é de 25 KmW Como não é permitido instalar condutor nu no interior de eletroduto o condutor de proteção é da mesma característica do condutor de fase A921 CCM1 A9211 Motor A 30 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 433 A Scf 10 m2 Tabela 34 método de instalação n 61A referênda D Limite da queda de tensão Os valores de R e X são dados na Tabela 322 Seção adotada Scf 10 mm² Condutor de proteção Scf 10 mm2 Scq 10 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 Secf 1 Secp Sel 3 502 1 502 2008 mm2 Tabela 346 classificacao B 3 cabos 40 ϕel 1 Secf 502 mm2 Tabela 346 Secf seção externa do condutor fase Secp seçã externa do condutor de protecao Scp 10 mm2 A9212 Motor B 75 cv Condutores de fase Capacidade de condução da corrente b c d a Ic 119 A Scf 25 mm2 valor mínimo permitido Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 25 mm² Condutor de proteção Scf 25 mm2 Scp 25 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 282 1 282 1128 mm2 ϕel 34 Secf 282 mm2 Tabela 346 Eletrodutos de distribuição Trecho 1 2 Trecho 2 3 Sel 4 3 282 1 282 3666 mm2 ϕel 1¼ Trecho 3 4 Sel 2 3 282 1 282 1974 mm2 ϕel 1 A922 CCM2 A9221 Motor C 5 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 79 A Scf 25 mm2 valor mínimo permitido Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão b c a b c d Seção adotada Scf 25 mm² Condutor de proteção Scf 25 mm2 Scp 25 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 282 1 282 1128 mm2 ϕel 34 A9222 Motor D 3 cv Condutores de fase Capacidade de condução da corrente Ic 55 A Scf 25 mm2 valor mínimo permitido Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 25 mm² Condutor de proteção Scf 25 mm2 Scp 25 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 282 1 282 1128 mm2 ϕel 34 Eletrodutos de distribuição Trecho 1 2 Trecho 2 3 Sel 7 3 282 2 282 6204 mm2 0d 2 Trechos 3 4 2 5 6 7 e 8 9 Sel 2 3 282 1 282 1974 mm2 ϕel 1 Trecho 2 6 a b c a Sel 7 3 282 1 282 6204 mm2 ϕel 2 Trecho 6 8 A923 CCM3 A9231 Motor F 10 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 154 A Scf 25 mm2 valor mçnimo permitido Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 4 mm² Condutor de proteção Scf 4 mm2 Scp 4 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 363 1 363 1452 mm2 ϕel 1 A9232 Motor G 5 cv Condutores de fase Capacidade de condução da corrente Ic 79 A Scf 25 mm2 valor mínimo permitido Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão b c d a b c Seção adotada Scf 25 mm² Condutor de proteção Scf 25 mm2 Scp 25 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Eletrodutos de distribuição Trecho 1 2 Sel 7 3 363 1 363 7986 mm2 ϕel 2 Trecho 3 4 Trecho 1 5 A924 CCM4 A9241 Motor M 250 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 3274 A Scf 300 mm2 método de instalação 61 A referênda D Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 300 mm² Condutor de proteção Scf 300 mm2 Scp 150 mm2 Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 Secf 1 Secp Secf 6835 mm2 Tabela 345 Secp 3596 mm2 Tabela 345 3 6835 1 3596 24101 mm2 ϕel 3agocarbono extra A925 CCM5 A9251 Motor E 75 cv a b c a b Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 119 A Scf 25 mm2 valor mínimo permitido Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 4 mm² Obs veja a observação da Seção A9252 Condutor de proteção Scf 4 mm² Scp 4 mm² Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 363 1 363 1452 mm² φel 1 A9252 Motor H 15 cv Condutores de fase Capacidade de condução da corrente Ic 260 A Scf 4 mm² Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 10 mm² Condutor de proteção Scf 10 mm² Scp 10 mm² Obs como não é permitido instalar no mesmo duto condutores com 4 seções de diferença optouse por elevar a seção dos condutores dos motores de 75 cv de 25 mm² para 4 mm² ou seja 4 6 10 mm² caracterizando assim c d a b c d um agrupamento de cabos semelhantes Poderseia optar pela adoção de eletrodutos separados para os motores de 75 e 15 cv Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 502 1 502 2008 mm² φel 1 Eletrodutos de distribuição Trecho 1 2 Sel 3 3 363 6 3 502 1 363 1 502 13168 mm² φel 2½ Trecho 2 3 Sel 3 3 363 3 3 502 1 363 1 502 8650 mm² φel 2 Trecho 3 4 Sc 3 3 502 1 502 5020 mm² φel 1½ Trecho 3 5 Sel 3 3 363 1 363 363 mm² φel 1¼ A926 CCM6 A9261 Motor I 20 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 288 A Scf mm² Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 16 mm² Condutor de proteção Scf 16 mm² Scp 16 mm² Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 636 1 636 2544 mm² φel 1¼ Eletrodutos de distribuição Trecho 1 2 a b c d a Sel 8 3 636 1 636 1590 mm² φel 3 Trecho 2 3 Sel 4 3 636 1 636 8268 mm² φel 2 A927 CCM7 A9271 Motor K 30 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 433 A Scf 10 mm² Fator de correção de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 25 mm² Condutor de proteção Sel 25 mm² Scp 16 mm² Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 916 1 636 3384 mm² φel 1¼ Eletrodutos de distribuição Trechos 1 2 e 1 3 Sel 5 3 916 1 636 14376 φel 3 Trechos 2 4 e 3 5 Sel 3 3 916 1 636 888 mm² φel 2½ A928 CCM8 A9281 Motor J 25 cv Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Ic 355 A Scf 6 mm² Fator de correção de agrupamento b c d a Limite da queda de tensão Seção adotada Scf 25 mm² Condutor de proteção Sel 25 mm² Scp 16 mm² Eletroduto de ligação individual dos motores Sel 3 916 1 636 3384 mm² φel 1¼ Eletrodutos de distribuição Trecho 1 2 Sel 10 3 916 1 636 28116 mm² φel 3¼ eletroduto de açocarbono Tabela 343 Trecho 2 3 Sel 6 3 916 1 636 17124 mm² φel 3 A93 Circuitos de distribuição dos CCMs e QDLs Condições de todos os circuitos para os condutores de fase neutro e de proteção condutor unipolar isolação em PVC70 ºC embutido em canaleta fechada método de instalação 61 referência D da Tabela 34 e queda de tensão máxima permitida de 3 Os cabos são instalados juntos na canaleta sem espaçamento entre eles Cada circuito será instalado no interior da canaleta na formação trifólio amarrado com abraçadeira plástica e identificado por plaquetas Para cada circuito será determinada a seção do condutor de proteção para que se possa no final indicar a maior seção do condutor de proteção como uma única seção para cada linha de dutos 1 canaleta na direção QGF CCM8 2 canaleta na direção QGF CCM6 O condutor de proteção é nu A931 Circuito QGF QDL1 Será instalado na canaleta 1 veja planta 1 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Tabela 36 de acordo com o método de instalação 61 Tabela 34 método de referência D Fator de correção de agrupamento para a linha de duto QGF CCM8 Ncond 3 circuitos 4 condutores carregados QDL1 QDL3 QDL4 2 circuitos 3 condutores carregados CCM7 CCM8 12 6 18 condutores carregados b c a Como o CCM7 e o CCM8 deverão ser alimentados cada um por um circuito com 2 condutores por fase logo o valor Ncond 18 6 24 condutores carregados Veja Seção A9313 deste Apêndice Tabela 36 coluna D para 3 condutores carregados Limite da queda de tensão Como as quedas de tensão são pequenas calculamos os seus valores pela fórmula simplificada Seção adotada Sqdl1 95 mm² Condutor neutro Sqdl1 95 mm² Snqdl1 50 mm² Condutor de proteção Sqdl1 95 mm² Snqdl1 50 mm² A932 Circuito QGF QDL2 Será instalado na canaleta 2 veja planta 1 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Ncond 3 circuitos 4 condutores carregados QDL2 QDL5 QDL6 6 circuitos 3 condutores carregados CCM1 CCM2 CCM3 CCM4 CCM5 CCM6 12 18 30 condutores carregados Como os CCM4 e CCM6 deverão ser alimentados cada um por um circuito respectivamente com 4 e 2 condutores por fase logo o valor Ncond 30 12 42 condutores carregados Veja as Seções A9310 e A9312 deste Apêndice Limite da queda de tensão b c a b c a Seção adotada Sqdl2 150 mm² Condutor neutro Sqdl2 150 mm² Snqdl2 70 mm² Condutor de proteção Sqdl2 150 mm² Spqdl2 70 mm² A933 Circuito QGF QDL3 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM8 Limite da queda de tensão Seção adotada Sqdl3 4 mm² Condutor neutro Sqdl3 4 mm² Snqdl4 mm² Condutor de proteção Sqdl3 4 mm² Spqdl3 4 mm² A934 Circuito QGF QDL4 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM8 b c a b c Como os condutores de seção de 25 mm² conduzem 30 de sua capacidade nominal de corrente podem não ser considerados para efeito do fator de agrupamento Limite da queda de tensão Seção adotada Sqdl4 25 mm² valor mínimo Condutor neutro Sqdl4 25 mm² Snqdl4 25 mm² Condutor de proteção Sqdl4 25 mm² Spqdl3 25 mm² A935 Circuito QGF QDL5 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Sqdl5 10 mm² Condutor neutro Sqdl5 10 mm² Snqdl5 10 mm² Condutor de proteção Sqdl5 10 mm² Spqdl5 10 mm² a b c a A936 Circuito QGF QDL6 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Sqdl6 16 mm² Condutor neutro Sqdl6 16 mm² Snqdl6 16 mm² Condutor de proteção Sqdl6 16 mm² Spqdl6 16 mm² A937 Circuito QGF CCM1 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Scan1 2 433 6 119 1580 A Scon1 95 mm² método de instalação no 61 referência D Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão b c a b c a b Seção adotada Scon1 400 mm² Condutor neutro Sccm1 400 mm² Snccm1 240 mm² Condutor de proteção Sccm1 400 mm² Spccm1 240 mm² A938 Circuito QGF CCM2 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm2 6 79 9 55 969 A Sccm2 35 mm² Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Scon2 150 mm² Condutor neutro Sccm2 150 mm² Snccm2 70 mm² Condutor de proteção Sccm2 150 mm² Spccm2 70 mm² A939 Circuito QGF CCM3 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm3 7 154 3 79 1315 A Sccm3 70 mm² Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Scon3 240 mm² Condutor neutro c a b c a b Sccm3 240 mm² Snccm3 120 mm² Condutor de proteção Sccm3 240 mm² Spccm3 120 mm² A9310 Circuito QGF CCM4 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm4 2 3274 6548 A Sccm4 2 300 mm² Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Sccm4 4 400 mm² Condutor neutro Sccm4 4 400 mm² Snccm4 2 400 mm² Condutor de proteção Sccm4 4 400 mm² Spccm4 2 400 mm² A9311 Circuito QGF CCM5 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm5 3 119 6 26 1917 A Scon5 120 mm² Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Scon5 500 mm² Condutor neutro c a b c a b Sccm5 500 mm² Snccm5 185 mm² Condutor de proteção Sccm5 500 mm² Spccm5 240 mm² A9312 Circuito QGF CCM6 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm6 8 288 2304 A Sccm6 150 mm² Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM6 Limite da queda de tensão Seção adotada Scon6 2 185 mm² Condutor neutro Sccm6 2 185 mm² Snccm6 185 mm² Condutor de proteção Sccm6 2 185 mm² Spccm6 185 mm² A9313 Circuito QGF CCM7 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm7 10 433 433 A Sccm7 500 mm² Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM8 Limite da queda de tensão Seção adotada Scon7 2 500 mm² Condutor neutro c a b c a b a Sccm7 2 500 mm² Snccm7 1 500 mm² Condutor de proteção Sccm7 2 500 mm² Spccm7 1 500 mm² A9314 Circuito QGF CCM8 Condutores de fase Capacidade de condução de corrente Iccm8 10 355 3550 A Sccm8 400 mm2 Fator de correção para agrupamento para a linha de duto QGF CCM8 Limite da queda de tensão Seção adotada Condutor neutro Sccm8 2 x 400 mm2 Spccms 400 mm2 Condutor de proteção Sccm8 2 x 400 mm2 Spccms 400 mm2 A9315 Seção do condutor de proteção Em cada linha de duto será instalado um condutor de proteção que atenda à condição de maior seção entre aquelas determinadas para cada circuito Canaleta na direção QGF CCM8 Scp 2 x 500 mm2 condutor nu Canaleta na direção QGF CCM6 Scp 2 x 400 mm2 condutor nu A9316 Dimensionamento das canaletas Os cabos serão arranjados no interior das canaletas conforme já explanado na Seção A93 As dimensões da canaleta serão determinadas pelo o perímetro Pc que os cabos irão ocupar Canaleta na direção QGF CCM8 b a Dimensões da canaleta 500 500 mm valor adotado Pc 500 500 250000 mm2 Obs os cabos devem ser arranjados no interior da canaleta de forma que os conjuntos em trifólio sejam reunidos em agrupamento de cabos semelhantes Canaleta na direção QGF CCM6 Dimensões da canaleta 500 500 mm valor adotado Pc 500 500 250000 mm2 veja a observação da Seção A9316a deste Apêndice A94 Circuito de alimentação do QGF Condições dos circuitos para os condutores de fase neutro e de proteção condutor unipolar isolação em XLPE90ºC embutido em canaleta fechada e queda de tensão máxima permitida de 2 Os condutores são distribuídos nas paredes e fundo da canaleta com um espaçamento igual ao dobro do seu diâmetro Será adotado portanto o método de instalação 61 método de referência D Condutores de fase para cada transformador Capacidade de condução da corrente b Fator de correção para agrupamento Os cabos serão fixados no interior da canaleta espaçados com o dobro de seu diâmetro Portanto não haverá necessidade de aplicar nenhum fator de agrupamento Limite da queda de tensão Condutor neutro Sntr1 Sntr2 2 300 mm2 Obs adotouse a seção dos condutores neutros com a mesma seção dos condutores de fase para facilidade de manutenção de emergência quando por ocasião de um defeito em um dos condutores de fase este possa ser permutado por um condutor neutro Condutor de proteção Str1 4 300 mm2 Sptr1 Sptr2 500 mm2 condutor nu A10 Determinação da impedância dos circuitos Serão consideradas somente as impedâncias dos circuitos desde o ponto de entrega de energia inclusive até os terminais dos circuitos de distribuição isto porque as correntes de curtocircuito serão também calculadas até os referidos pontos onde estão localizadas todas as proteções dos motores e os dispositivos de comando e seccionamento Será adotada como potência base Pb 100000 kVA A101 Sistema de alimentação da instalação industrial A1011 Cálculo das impedâncias reduzidas do sistema Os valores de impedância equivalentes fornecidos pela concessionária na base de 100 MVA são Reqp 000342 pu resistência de sequência positiva Xeqp 000866pu reatância de sequência positiva Reqz 006564 pu resistência de sequência zero Xeqz 017555pu reatância de sequência zero Zpc1 000342 j000866pu Zspt 006564 j017555pu A1012 Cálculo da impedância do alimentador da fábrica Corresponde à impedância do trecho entre a subestação da concessionária e a subestação da fábrica O cabo é de alumínio e a seção é de 2668 MCM com comprimento de 15 km Os valores de impedância do cabo valem Rpcc 02391 Ω kmresistência de sequência positiva do cabo Xpcc 03788 Ω kmreatância de sequência positiva do cabo Rzcc 04169 Ω kmresistência de sequência zero do cabo Xzcc 15557 Ω kmreatância de sequência zero do cabo Logo a impedância na base de 100 MVA vale a b c A1013 Cálculo da impedância total do sistema de alimentação até o ponto de entrega SE da fábrica Rpe Rpe jXpe 000342 j000866 00019 j02984 Zpe Rpe jXpe 006564 j017555 03284 j12253 Zptpe 000532 j030706pu Zztpe 039404 j140035pu A102 Transformador de força A1021 Impedância de sequência positiva A impedância em pu do transformador na base de sua potência nominal vale Zpt 55 0055pu Pcu 8500 W Resistência Reatância Impedância a b c Mudando para a base de 100000 kVA temos Cálculo da impedância de contato com a terra Será considerado o valor indicado pela concessionária que é de 100 A103 Circuitos TR1 QGF ou TR2 QGF A1031 Impedância de sequência positiva Resistência Sendo o termo constante temse Reatância Impedância A1032 Impedância de sequência zero a b c Resistência Reatância Impedância A104 Impedância paralela dos dois transformadores e seus respectivos circuitos A1041 Impedância de sequência positiva A1042 Impedância de sequência zero ou ainda a b c A105 Barramentos do QGF Serão adotadas barras retangulares de cobre com 1fase A1051 Impedância de sequência positiva Resistência Lb1 74 m considerouse metade da barra admitindose que a alimentação da mesma seja efetuada no seu ponto central Dados da barra Tabela 338 valor inicial Reatância Impedância A1052 Impedância de sequência zero Não será considerada A106 Impedância acumulada até os terminais de saída do QGF A1061 Impedância de sequência positiva A1062 Impedância de sequência zero A107 QGF QDL1 A1071 Impedância de sequência positiva a b c a b c a b c a b c Resistência Reatância Impedância A10711 Impedância de sequência positiva acumulada até o QDL1 Resistência Rut 093679 521218 614897pu Reatância Xut 443367 241551 684918pu Impedância A1072 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A10721 Impedância de sequência zero acumulada até o QDL1 Resistência Ru0t 374861 4510133 4884994pu Reatância Xum 832235 5612182 6444417pu Impedância a b c a b c a b c a A108 QGF QDL2 A1081 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A10811 Impedância de sequência positiva acumulada até o QDL2 Resistência Rut 093679 956952 1050631pu Reatância Xut 443367 684265 1127632pu Impedância A1082 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A10821 Impedância de sequência zero acumulada até o QDL2 Resistência Ru0t 374861 12425083 12799944pu b c a b c a b c a b c Reatância Xu0t 832235 15827932 16660167pu Impedância A109 QGF QDL3 A1091 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A10911 Impedância de sequência positiva acumulada até o QDL3 Resistência Ru0t 374861 12425083 12799944pu Reatância Xu0t 832235 15827932 16660167pu Impedância A1092 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância a b c a b c a b c a b A10921 Impedância de sequência zero acumulada até o QDL3 Resistência Ru0t 374861 2416202 2791063pu Reatância Xu0t 832235 j3084787 3917022 pu Impedância A1010 QGF QDL4 A10101 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101011 Impedância de sequência positiva acumulada até o QDL4 Resistência Rut 093679 17850243 17943922pu Reatância Xut 443367 270117 713484pu Impedância A10102 Impedância de sequência zero Resistência Reatância c a b c a b c a b c a Impedância A101021 Impedância de sequência zero acumulada até o QDL4 Resistência Ru0t 374861 21465198 21840059pu Reatância Xu0t 832235 5774890 j6607125pu Impedância A1011 QGF QDL5 A10111 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101111 Impedância de sequência positiva acumulada até o QDL5 Resistência Rut 093679 2769928 2863607pu Reatância Xut 443367 150457 593824pu Impedância A10112 Impedância de sequência zero Resistência b c a b c a b c a b c Reatância Impedância A101121 Impedância de sequência zero acumulada até o QDL5 Resistência Ru0t 374861 5013817 5388678pu Reatância Xu0t 832235 3445301 4277536pu Impedância A1012 QGF QDL6 A10121 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101211 Impedância de sequência positiva acumulada até o QDL6 Resistência Rut 093679 6160215 6253894pu Reatância Xut 443367 519889 963253pu Impedância a b c a b c a b c a A10122 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A101221 Impedância de sequência zero acumulada até o QDL6 Resistência Ru0t 374861 14134056 14508867pu Reatância Xu0t 832235 12043421 12875656pu Impedância A1013 QGF CCM1 A10131 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101311 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM1 Resistência Rut 093679 071579 165258pu b c a b c a b c a b c Reatância Xut 443367 124557 567924pu Impedância A10132 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A101321 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM1 Resistência Ru0t 374861 2190690 2565551pu Reatância Xu0t 832235 2796874 3628919pu Impedância A1014 QGF CCM2 A10141 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância a b c a b c a b c a b A101411 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM2 Resistência Rut 093679 488878 582557pu Reatância Xut 443367 349570 792937pu Impedância A10142 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A101421 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM2 Resistência Ru0t 374861 6347597 6722458pu Reatância Xu0t 832235 8086009 8918244pu Impedância A1015 QGF CCM3 A10151 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância c a b c a b c a b c a Impedância Zu 404695 j452008pu A101511 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM3 Resistência Rut 093679 404695 498374pu Reatância Xut 443367 452008 895375pu Impedância A10152 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A101521 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM3 Resistência Ru0t 374861 8008564 8383425pu Reatância Xu0t 832235 j10270293 11102528pu Impedância A1016 QGF CCM4 A10161 Impedância de sequência positiva Resistência b c a b c a b c a b c Reatância Impedância A101611 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM4 Resistência Rut 093679 078947 172626pu Reatância Xut 443367 137379 580746pu Impedância A10162 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A101621 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM4 Resistência Ru0t 374861 2416202 2791063pu Reatância Xu0t 832235 j3084787 3917022 pu Impedância a b c a b c a b c a A1017 QGF CCM5 A10171 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101711 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM5 Resistência Rut 093679 340574 434253pu Reatância Xut 443367 706003 1149370pu Impedância A10172 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A101721 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM5 Resistência Ru0t 374861 12460859 12835720pu b c a b c a b c a b c Reatância Xu0t 832235 15779948 16612183pu Impedância A1018 QGF CCM6 A10181 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101811 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM6 Resistência Rut 093679 488192 581871pu Reatância Xut 443367 427268 870635pu Impedância A10182 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância a b c a b c a b c a A101821 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM6 Resistência Ru0t 374861 7655774 8030635pu Reatância Xu0t 832235 9793306 10625541pu Impedância A1019 QGF CCM7 A10191 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A101911 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM7 Resistência Rut 093679 114110 207789pu Reatância Xut 443367 236548 679915pu Impedância A10192 Impedância de sequência zero Resistência b c a b c a b c a b c Reatância Impedância A101921 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM7 Resistência Ru0t 374861 4175030 4549891pu Reatância Xu0t 832235 5287096 6119331pu Impedância A1020 QGF CCM8 A10201 Impedância de sequência positiva Resistência Reatância Impedância A102011 Impedância de sequência positiva acumulada até o CCM8 Resistência Rut 093679 183158 276837 pu Reatância Xut 443367 318718 762085 pu Impedância a b c a b c a b c A10202 Impedância de sequência zero Resistência Reatância Impedância A102021 Impedância de sequência zero acumulada até o CCM8 Resistência Ru0t 37486156055895980450pu Reatância Xu0t 83223571564997988734pu Impedância A11 Cálculo das correntes de curtocircuito A111 Ponto de conexão entrega de energia Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Será considerado o valor indicado pela concessionária que é de 100 Ω a b c d e Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A112 Barramento do QGF Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866Ics 086625202 21824 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A113 Barramento do QDL1 a b c d e a b Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 Ics 08664609 3991 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A114 Barramento do QDL2 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista c d e a b c d Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 1892 1638 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A115 Barramento do QDL3 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 818 708 A e a b c d e Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínima A116 Barramento do QDL4 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 782 677 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo a b c d e a A117 Barramento do QDL5 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 Ics 0866 5195 4499 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A118 Barramento do QDL6 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz b c d e a b c Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 5195 4499 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A119 Barramento do CCM1 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima d e a b c d e Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 25687 22224 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Zc 5251 pu Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A1110 Barramento do CCM2 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 15441 13371 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima a b c d e Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A1111 Barramento do CCM3 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 15441 13371 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo a b c d e a A1112 Barramento do CCM4 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 15441 13371 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínima A1113 Barramento do CCM5 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz b c d e a b c Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 12365 10700 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínima A1114 Barramento do CCM6 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima d e a b c d Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 12365 10700 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A1115 Barramento do CCM7 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 21368 18504 A e a b c d e Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínimo A1116 Barramento do CCM8 Curtocircuito trifásico simétrico valor eficaz Corrente trifásica valor de crista Corrente de curtocircuito faseterra máxima Corrente bifásica simétrica valor eficaz Icb 0866 x Ics 0866 18738 16227 A Corrente de curtocircuito faseterra mínima Cálculo da impedância de contato com a terra Zc 5251 pu Cálculo da corrente de curtocircuito faseterra mínima a b c d A12 Condição de partida dos motores Fica estabelecido que a queda de tensão durante a partida de um motor qualquer não poderá ultrapassar 4 na barra do seu respectivo CCM Todos os motores em princípio devem partir sob tensão plena e em carga nominal O tempo de partida para todos os motores é de 3 s A121 Motor de 250 cv Será analisado o motor de 250 cv o de maior potência ligado ao CCM4 A1211 Impedância de sequência positiva do motor Resistência Rum 0 valor muito pequeno quando comparado à reatância Reatância Impedância Corrente de partida a b A1212 Queda de tensão nos terminais do CCM4 na partida direta A1213 Queda de tensão nos terminais do CCM4 na partida através de chave compensadora Ajuste do tape da chave 80 Ajuste do tape da chave 65 A1214 Queda de tensão nos terminais do CCM4 na partida através de chave estrelatriângulo A aplicação da chave estrelatriângulo é opção alternativa A1215 Conjugado de partida durante o acionamento através de chave estrelatriângulo A1216 Queda de tensão nos terminais do CCM4 na partida através de chave de partida estática a b c d Para manter a queda de tensão em 4 a corrente ajustada na chave estática deve ser de Para se ter ΔV 4 004 pu como limite de queda de tensão devese ter Logo a corrente limitada pela chave softstarter deve ser 29 Inm Será adotada portanto a chave de partida estática SSW02340WEG A122 Motor de 30 cv Será analisado o motor de 30 cv ligado ao CCM7 por apresentar a segunda condição mais desfavorável na partida A1221 Impedância de sequência positiva do motor Resistência Rum 0valor muito pequeno quando comparado à reatância Reatância Impedância Corrente de partida a b c d A1222 Queda de tensão nos terminais do CCM7 na partida direta A123 Motor de 20 cv Será analisado o motor de 20 cv ligado ao CCM6 por estar mais distante do QGF A1231 Impedância de sequência positiva do motor Resistência Rum 0valor muito pequeno quando comparado à reatância Reatância Impedância Corrente de partida a A1232 Queda de tensão nos terminais do CCM6 na partida direta Com base nos cálculos anteriores podese afirmar Somente o motor de 250 cv deve partir através de chave de compensação chave softstarter Todos os demais motores podem partir a plena tensão por meio de chave contatora A13 Proteção e coordenação do sistema Foi considerado que a temperatura no interior dos cubículos QGF CCMs e QDLs é de 40 ºC A131 Circuitos terminais A1311 QDL1 Circuitos de 1 a 6 Fcd 070 fator de correção de corrente para disjuntores não tropicalizados Condição de proteção Ia Ic 28 A 247 A satisfaz b c Ia Inc 28 A 68 A satisfaz Capacidade de ruptura Ics 165 kA Ird 6 kA Tabela 104 não satisfaz É necessário préligar um fusível no condutor fase ou seja Inf 115 Ic 115 247 284 A Inf 32 A NH Ics 165 kA Inf 32 A Icorte 35 kA Figura 1027 Ird Icorte satisfaz Circuitos 13 Condição de proteção Ia Ic 7 A 2 A satisfaz Ia Inc 7 A 21 A satisfaz Capacidade de ruptura Ics 165 kA Ird 35 kA não satisfaz É necessário préligar um fusível no condutor fase ou seja Inf 115 Ic 115 223 A Inf 6 A NH Ics 162 kA Inf 6 A Icorte 12 kA Ird Icorte satisfaz Circuitos 14 Condição de proteção a b Ia Ic 42 A 405 A satisfaz Ia Inc 42 A 50 A satisfaz Capacidade de ruptura Ics 165 kA Ird 4 kA não satisfaz É necessário préligar um fusível nos condutores fase ou seja Inf 115 Ic 115 405 465 A Inf 50 A NH Ics 165 kA Inf 50 A Icorte 41 kA Ird Icorte satisfaz A1312 QDL2 Circuitos 7 a 12 Condição de proteção Ia Ic 28 A 247 A satisfaz Ia Inc 28 A 68 A satisfaz Capacidade de ruptura Ics 98 kA Ird 6 kA não satisfaz É necessário préligar um fusível no condutor fase ou seja Inf 115 Ic 115 247 284 A Inf 32 A NH Ics 98 kA Inf 32 A Icorte 31 kA Ird Icorte satisfaz Circuitos 16 c Condição de proteção Ia Ic 70 A 607 A satisfaz Ia Inc 70 A 89 A satisfaz Capacidade de ruptura Ics 98 kA Ird 6 kA não satisfaz É necessário préligar um fusível nos condutores fase ou seja Inf 115 Ic 115 607 698 A Inf 80 A Ics 98 kA Inf 80 A Icorte 6 kA Ird Icorte satisfaz Circuito 17 Condição de proteção Ia Ic 7 A 4 A satisfaz Ia Inc 7 A 50 A satisfaz Iadc Inc Iadc K Ia Iadc 135 7 94A Iadc Inc satisfaz Capacidade de ruptura Ics 98 kA Ird 4 kA não satisfaz a b c É necessário préligar um fusível no condutor fase ou seja Inf 115 Ic 115 4 46 A Inf 6 A Ics 98 kA Inf 6 A Icorte 1 kA Ird Icorte satisfaz Obs deixase para o leitor determinar doravante a capacidade de ruptura dos disjuntores monopolares e tripolares utilizando o mesmo procedimento Caso a corrente de corte para determinado fusível ainda seja superior à capacidade de ruptura do disjuntor é necessário adotar um disjuntor com características adequadas A1313 QDL3 Circuito 19 Ia 15 070 105 A Fcd 070 Condição de proteção Ia Ic 105 A 75 A satisfaz Ia Ic 105 A 21 A satisfaz Circuito 20 Condição de proteção Ia Ic 7 A 6 A satisfaz Ia Inc 7 A 21 A satisfaz Circuito 21 d a Condição de proteção Ia Ic 14 A 137 A satisfaz Ia Inc 14 A 155 A satisfaz Devese alterar a seção do condutor para S 25 mm2 Inc A A satisfaz Circuito 22 Ia 20 070 14 A Fcd 070 Condição de proteção Ia Ic 14 A 129 A satisfaz Ia Inc 14 A 155 A satisfaz Devese alterar a seção do condutor para Sc 25mm2 Inc 21 A satisfaz A1314 QDL4 Circuitos 23 e 24 b a Condição de proteção Ia Ic 105 A 72 A satisfaz Ia Ic 105 A 155 A satisfaz Circuito da máquina de embalagem Condição de proteção Ia Ic 105 A 95 A satisfaz Ia Ic 105 A 21 A satisfaz Iadc Inc Iadc K Ia Iadc 135 105 141 A Iadc Inc satisfaz A1315 QDL5 Circuito 26 S 25 mm2 Inc 21 A b c Condição de proteção Ia Ic 7 A 60 A satisfaz Ia Inc 7 A 21 A satisfaz Circuito 27 Condição de proteção Ia Ic 7 A 64 A satisfaz Ia Inc 7 A 155 A satisfaz Iadc Inc Iadc K Ia Iadc 135 7 94 A Iadc Inc Circuito 28 d e Condição de proteção Ia Ic 105 A 70 A satisfaz Ia Inc 105 A 155 A satisfaz Circuito 29 Condição de proteção Ia Ic 105 A 9 A satisfaz Ia Inc 105 A 21 A satisfaz Circuito 30 f g Condição de proteção Ia Ic 7 A 5 A satisfaz Ia Inc 7 A 155 A satisfaz Circuito 31 Condição de proteção Ia Ic 175 A 161 A satisfaz Ia Inc 175 A 36 A satisfaz Circuito 32 a b Condição de proteção Ia Ic 21 A 202 A satisfaz Ia Inc 21 A 50 A satisfaz A1316 QDL6 Circuito 33 Condição de proteção Ia Ic 7 A 24 A satisfaz Ia Inc 7 A 155 A satisfaz Circuito 34 c d Condição de proteção Ia Ic 7 A 32 A satisfaz Ia Inc 7 A 155 A satisfaz Circuito 35 Condição de proteção Ia Ic 14 A 131 A satisfaz Ia Inc 14 A 21 A satisfaz Circuito 36 e a Condição de proteção Ia Ic 7 A 4 A satisfaz Ia Inc 74 A 155 A satisfaz Circuito 37 Condição de proteção Ia Ic 21 A 202 A satisfaz Ia Inc 21 A 21 A satisfaz Devese alterar a seção do condutor para Sc 4mm2 Inc 28 A satisfaz A1317 CCM1 Foi considerado que o tempo de partida de todos os motores é de Foi considerado que a corrente de partida do motor corresponderia à corrente nominal de partida motor ligado a uma barra infinita Assim não se considerou a queda de tensão na partida do motor para reduzir o trabalho de cálculo Esse procedimento para a forma aqui empregada é perfeitamente válido e está a favor da segurança Motor de 30 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 433 68 2944 A Inm 433 A b Rcpm 68 A Inf Ipm K K 04 Inf 2944 04 1177 A Inf 100 A Condição de partida fusível Ipm 2944 A Taf 9 s 9 a 120 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 46 Siemens Tabela 915 Imf 100 A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA58002F Siemens Tabela 102 Imf 100 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 3250 A Inm 433 A Iar 44 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos Será admitida a corrente de curtocircuito na barra dos CCMs que é superior à corrente de curtocircuito na extremidade de carga do cabo não calculada Ics 256 kA Inf 100 A Taf 001 s Figura 1021 Ira 256kA Inf 100A Icorte 10kA Figura 1027 Com base na Equação 319 podese determinar o valor do tempo de suportabilidade da isolação do condutor perante as correntes de curtocircuito Motor de 75 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 119 7 833 A Inm 119 A Rcpm 7 Inf Ipm K K 04 a Inf 833 04 333 A Inf 25 A Condição de partida fusível Ipm 833 A Taf 1 s 10 a 20 s Tpm Taf não satisfaz Como o fusível pode atuar durante a partida do motor devese redimensionar sua corrente nominal ou seja Inf 32 A Taf 4 s 4 a 120 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4110 Siemens Tabela 915 Imf 16 A Inf Imf não satisfaz O contator deve ser alterado para o tipo 3TF 4411 Siemens Imf 63 A Inf Imf satÍsfaz Relé térmico Tipo 3UA 55002A Siemens Tabela 102 Imf 32 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 1016 A Inm 119 A Iar 12 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 256 kA Inf 32 A Taf 001 s Figura 1022 Ics 256 kA Inf 32 A Icorte 4 kA Figura 1027 A1318 CCM2 Motor de 3 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 55 66 363 A Inm 55 A Rcpm 66 Inf Ipm K K 05 b Inf 363 05 181 A Inf 16 A Condição de partida fusível Ipm 363 A Taf 4 s 4 a 140 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4310 Siemens Tabela 102 Imf 25 A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 55001J Siemens Tabela 102 Imf 25 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 6310 A Inm 55 A Iar 6 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos Motor de 5 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 79 7 553 A Inm 79 A Rcpm 7 Inf Ipm K K 04 Inf 553 04 221 A Inf 20 A Condição de partida fusível Ipm 553 A Taf 15s15 a 40 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4010 Siemens Tabela 102 a Imf 16 A Inf Imf não satisfaz O contator deve ser alterado para o tipo 3TF 4310 Siemens Imf 25 A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 55001J Siemens Tabela 102 Imf 25 A Inf Imf satisfaz Ajuste do relé térmico Faixa de ajuste 6310 A Inm 79 A Iar 8 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1319 CCM3 Motor de 10 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 154 66 1016 A Inm 154 A Rcpm 66 Inf Ipm K K 04 Inf 1016 04 406 A Inf 32 A Condição de partida fusível Ipm 1016 A Taf 35 s 35 a 100 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4210 Siemens Tabela 915 Imf 25 A Inf Imf não satisfaz Alterar o contator para o tipo 3TF 4411 Siemens Tabela 915 b Imf 63A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 55002B Siemens Tabela 102 Imf 50 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 12520 A Inm 154 A Iar 16 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos Motor de 5 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 79 7 553 A Inm 79 A Rcpm 7 Inf Ipm K K 04 Inf 553 04 221 A Inf 20 A Condição de partida fusível Ipm 553 A Taf 4s4 a 200 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4310 Siemens Imf 25 A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 55001J Siemens Imf 25 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 6310 A a a Inm 79 A Iar 8 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos A13110 CCM4 O motor será acionado através de chave partida estática Motor de 250 cv Ipm 2107 A veja Seção A1216 deste Apêndice Inf 040 2107 8428 A Inf 630 A Tipo do fusível partida rápida Devese utilizar um fusível de característica rápida tipo NH para garantir a proteção dos componentes semicondutores da chave O fusível deve garantir a partida do motor Chave de partida adotada chave de partida estática softstarter Tipo SSW02340 WEG Tabela 917 Relé térmico eletrônico incorporado à chave Devese ajustar a proteção de sobrecarga de acordo com o catálogo do fabricante da chave softstarter A13111 CCM5 Motor de 15 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 26 78 2028 A Inm 26 A Rcpm 78 Inf Ipm K K 04 Inf 2028 04 811 A Inf 80 A Condição de partida fusível b Ipm 2028 A Taf 40 s 40 a 500 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4310 Siemens Tabela 915 Imf 25 A Inf Imf não satisfaz Alterar o contator para o tipo 3TF 4411 e também a corrente nominal do fusível para Inf 63 A ou seja Inf 63A Inf Imf satisfaz Ipm 2028A Taf 4 s 4 a 40 s Tpm Tf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 55002D Siemens Tabela 102 Imf 63 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 2032 A Inm 26 A Iar 27 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos Motor de 75 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 119 7 833 A Inm 119 A Rcpm 7 Inf Ipm K K 04 Inf 833 04 333 A Inf 25 A Condição de partida fusível a Ipm 833 A Taf 1 s 1 a 20 s Tpm Taf não satisfaz Devese elevar o valor da corrente nominal do fusível para 32 A Ipm 833 A Taf 35 s 35 a 120 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4110 Siemens Tabela 915 Imf 16 A Inf Imf não satisfaz Alterar o contator para o tipo 3TF 4411 Siemens Tabela 95 Imf 63A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 55002A Siemens Tabela 102 Imf 32 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 1016 A Inm 119 A Iar 12 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos A13112 CCM6 Motor de 20 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 288 68 1958 A Inm 288 A Rcpm 68 Inf Ipm K K 04 Inf 1958 04 783 A Inf 63 A a Condição de partida fusível Ipm 1958 A Taf 5 s 5 a 40 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4411 Siemens Tabela 915 Inf 63 A Inf Imf satisfaz Relé térmico Tipo 3UA 58002D Siemens Tabela 102 Inf 63 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 2032 A Inm 288 A Iar 30 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos A13113 CCM7 Motor de 30 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 433 68 2944 A Inm 433 A Rcpm 68 Inf Ipm K K 04 Inf 2944 04 1177 A Inf 100 A Condição de partida fusível Ipm 2944 A Taf 10 s 10 a 160 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4622 Siemens Tabela 915 a Imf 100 A Inf Imf satisfaz Proteção do relé térmico Tipo 3UA 58002F Siemens Tabela 102 Imf 100 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 3250 A Inm 433 A Iar 44 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos A13114 CCM8 Motor de 25 cv Ipm Inm Rcpm Ipm 355 67 2378 A Inm 355 A Rcpm 67 Inf Ipm K K 04 Inf 2378 04 951 A Inf 80 A Condição de partida fusível Ipm 2378 A Taf 13 s 13 a 160 s Tpm Taf satisfaz Proteção do contator Tipo 3TF 4511 Siemens Tabela 915 Imf 63 A Inf Imf não satisfaz Alterar o contator para o tipo 3TF 4622 Siemens Imf 100A Inf Imf satisfaz A redução da corrente nominal do fusível para Inf 63 A não é possível em função da partida do motor Relé térmico Tipo 3UA 55002F Siemens Tabela 102 Imf 100 A Inf Imf satisfaz Faixa de ajuste 3250 A Inm 355 A Iar 36 A Condição de partida relé Proteção do condutor contra curtoscircuitos A132 Circuitos de distribuição A1321 QGF QDL1 Disjuntor compensado Tipo 3VF 31 Tabela 106 Faixa de ajuste 80100 A Ajuste Ia 85 A Capacidade de ruptura Ird 65 kA Condição de proteção Ia Ic 85 A 807 A satisfaz Ia Inc 85 A 179 A satisfaz Capacidade de ruptura do disjuntor Ics 335 kA Ics Ird satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Será admitida a corrente de curtocircuito na barra do QGF que é superior à corrente de curtocircuito na extremidade de carga do cabo A1322 QGF QDL2 Disjuntor compensado Tipo 3VF 32 Tabela 106 Faixa de ajuste 100125 A Ajuste Ia 100 A Capacidade de ruptura Ird 65 kA Condição de proteção Ia Ic 100 A 954 A satisfaz Ia Inc 100 A 230 A satisfaz Capacidade de ruptura do disjuntor Ics 335 kA Ics Ird satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1323 QGF QDL3 Disjuntor compensado Tipo 3VU13 Tabela 106 Faixa de ajuste 1016 A Ajuste Ia 14 A Condição de proteção Ia Ic 14 A 134 A satisfaz Ia Inc 14 A 31 A satisfaz Capacidade de ruptura do disjuntor Ics 335 kA Ird 10 kA Tabela 106 Ics Ird não satisfaz É necessário préligar ao disjuntor um fusível que obedeça às seguintes condições Ic 134 A Inf 115 134 154 A Inf 16 A Ics 335 kA Inf 16 A Taf 001 s Icorte 28 kA Figura 1027 Icorte Ird satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1324 QGF QDL4 Disjuntor compensado Tipo 3VU13 Tabela 106 Faixa de ajuste 1016 A Ajuste Ia 12 A Condição de proteção Ia Ic 12 A 8 A satisfaz Ia Inc 12 A 24 A satisfaz Iadc 135 Ia Iadc 135 12 162A Iadc Im satisfaz Capacidade de ruptura do disjuntor Ics 335 kA Ird 10 kA Tabela 106 Ics Ird não satisfaz É necessário préligar ao disjuntor um fusível que obedeça às seguintes condições Ic 8 A Inf 115 8 92 A Inf 10 A Ics 335 kA Inf 10 A Taf 001 s Icorte 25 kA Icorte Ird satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Como a atuação do fusível é mais rápida do que a do disjuntor e corta a corrente de defeito em 25 kA em um tempo de Taf 0001 s temse A1325 QGF QDL5 Disjuntor compensado S 10 mm2 Inc 52 A Tipo 3VU 13 Tabela 106 Faixa de ajuste 1825 A Ajuste Ia 24 A Capacidade de ruptura 6 kA Tabela 106 Condição de proteção Ia Ic 24 A 234 A satisfaz Ia Inc 24 A 52 A satisfaz Capacidade de ruptura do disjuntor Ics 335 kA Ird 6 kA Ics Ird não satisfaz É necessário préligar ao disjuntor um fusível que obedeça às seguintes condições Ic 234 A Inf 115 234 269 A Inf 32 A Ics 335 kA Inf 32 A Taf 001 s Icorte 45 kA Icorte Ird satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1326 QGF QDL6 Disjuntor compensado Tipo 3VU16 Tabela 106 Faixa de ajuste 2840 A Ajuste Ia 30 A Capacidade de ruptura 35 kA Condição de proteção Ia Ic 30 A 278 A satisfaz Ia Inc 30 A 67 A satisfaz Capacidade de ruptura do disjuntor Ics 335 kA Ird 35 kA Ics Ird satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1327 QGF CCM1 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 433 68 04 6 119 433 2324 A Inf 200 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 2 433 6 119 115 158 1817 A Tipo S32 4003 Inch 190 A380 V Siemens Tabela 914 Imf 400 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1328 QGF CCM2 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 79 7 04 5 79 9 55 11112 A Inf 100 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 6 79 9 55 115 969 1114 A Tipo S32 2503 Inch 160 A Siemens Tabela 914 Imf 250 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos A1329 QGF CCM3 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 154 66 04 6 154 3 79 1567 A Inf 125 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 7 154 3 79 115 1315 1512 A Tipo S32 4003 Inch 190 A380 V Siemens Tabela 914 Imf 400 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 335 kA Inf 125 A Taf 001 s Icorte 12kA A13210 QGF CCM4 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 3274 68 03 3274 9952 A Inf 800 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 2 3274 115 6548 7530 A Tipo S32 12503 Inch 870 A380 Siemens Tabela 914 Imf 1250 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 335kA Inf 800 A Taf 001 s não há limitação de corrente A13211 QGF CCM5 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 26 78 04 5 26 3 119 2468 A Lnf 200 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 6 26 3 119 115 1917 2204 A Tipo S32 6303 Inch 382 A380 V Siemens Tabela 914 Imf 630 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 335 kA Inf 200 A Taf 001 s Icorte 13kA A13212 QGF CCM6 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 288 68 04 7 288 2799 A Inf 250 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 8 288 115 2304 2649 A Tipo S32 6303 Inch 382 A380 V Siemens Tabela 914 Imf 630 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 335 kA Inf 250 A Taf 001 s Icorte 25kA A13213 QGF CCM7 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 433 68 04 9 433 5074 A Inf 500 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 10 433 115 433 4979 A Tipo S32 12503 Inch 870A380 V Siemens Tabela 914 Imf 1000 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 335 kA Inf 500 A Taf 001 s não há limitação de corrente A13214 QGF CCM8 Corrente nominal do fusível Inf Ipnm K ΣInm Inf 355 67 04 9 355 4146 A Inf 400 A Chave seccionadora Inch 115 Ic 115 10 355 115 355 4082 A Tipo S32 10003 Inch 447 A380 V Siemens Tabela 914 Imf 1000 A Inf Imf satisfaz Proteção do condutor contra curtoscircuitos Ics 335 kA Inf 400 A Taf 001 s não há limitação de corrente A13215 TR QGF circuito de cada transformador Sc 3 300 mm2 Inc 3 396 A 1188 A Tipo 3WN6 Siemens curva na Figura 1017 Relé térmico 5001250 A Relé magnético 500010000 A Classe de temperatura da unidade magnética 80 ms Capacidade de ruptura Is 65 kA380 V Ajuste do relé térmico Ia 1200 A Condição de proteção Ia Ic 1200 A 1139 A satisfaz Ia Inc 1200 A 1180 A satisfaz Capacidade de ruptura Ics 335 kA Ics Ird satisfaz A13216 Banco de capacitores Corrente nominal do fusível por célula a b c Tabela A3 Corrente nominal da chave seccionadora por célula Inch 135 Inca Inch 135 38 513 A Inch 60 A380 V para cargas capacitivas Imf 63 A Inf Imf satisfaz A133 Proteção de média tensão Potência nominal dos transformadores vale Ptr 750 750 1500 kVA Corrente nominal primária do transformador de força Determinação das características do transformador de corrente RTC do transformador de corrente Ict 13622 A corrente de curtocircuito trifásica no ponto de conexão da subestação item A111 As demais características dos TCs devem ser fornecidas pelo fabricante dos equipamentos A concessionária forneceu os dados de ajuste do relé referente ao alimentador que será conectado à subestação da indústria de acordo com a Tabela A3 Dados da proteção do relé da SE da concessionária Proteção do alimentador 01I2 da SE Concessionária SEL3516D4E642X2 Proteção de sobrecorrente de fase 5051 Proteção de sobrecorrente de neutro 5051N Item Tipo Ajuste Item Tipo Ajuste 1 Pickup 980 1 Pickup 90 2 Curva 15 2 Curva 18 3 Tipo de curva Extremamente inversa 3 Tipo de curva Extremamente inversa d e 4 Instantâneo 1 1560 4 Instantâneo 1100 5 Temp do Inst 1 030 s 5 Temp do Inst 030 s 6 Instantâneo 2 7 Temp do Inst 2 De acordo com o projeto o relé está localizado aproximadamente a uma distância de 10 m dos transformadores de corrente o relé está incorporado ao disjuntor de acordo com o projeto da subestação e é alimentado por um circuito em cabo 2 15 mm2 As principais características técnicas dessa ligação são Impedância de um cabo de 15 mm2 Zcabo 1481 Ωkm Tabela 322 Impedância do relé Zrelé 0014 Ω Corrente nominal do relé Inr 5 A Distância entre o relé e os TCs L 1 m Transformador de corrente para proteção 6008005 A Relação de transformação 8005 A 160 Fator de sobrecorrente do TC 20 A tensão nos terminais dos TCs vale Como a tensão no secundário do TC 10B200 é 200 V para uma corrente Icc 20 Inr está garantido que o TC não irá saturar As características técnicas do relé Pextron 7104 estão contidas na Tabela A5 Cálculo da corrente de magnetização do transformador de força A corrente de magnetização do transformador de 750 kVA pode ser considerada igual a Img 8 Itr com o tempo de duração da ordem de 100 ms No presente caso será considerada a manobra simultânea dos dois transformadores de 750 kVA A corrente ANSI levando em conta a impedância do transformador em operação vale ínt corrente nominal do transformador de 750 kVA Znt 75 impedância nominal do transformador de 750 kVA Tansit 30 s valor atribuído para o tempo do ponto ANSI Proteção temporizada de fase 51 I Determinação do tempo de atuação da unidade temporizada de fase do relé da concessionária Inicialmente será determinado o tempo de atuação do relé de proteção do alimentador da concessionária para defeitos trifásicos no ponto de conexão Para isso a concessionária forneceu os valores de ajuste do referido relé dados na Tabela A3 na qual é indicado que o relé está ajustado na curva extremamente inversa Determinação da corrente de ajuste da unidade de sobrecorrente de fase I do relé da subestação da indústria K 12 valor da sobrecarga admitida para o transformador In 5 A corrente nominal do relé ΔT 030 intervalo de tempo de coordenação Tni Tel ΔT 062 030 032 s Logo a corrente de ajuste no relé vale Determinação da corrente de acionamento do relé da indústria Iac RTC Iaf 160 047 752 A Iac Ima condição satisfeita Determinação da curva de operação do relé da indústria Será utilizado o relé de sobrecorrente digital Pextron URP 7104 curva normalmente inversa conforme a Figura 1061 e a Equação 1052 Finalmente temos Corrente de acionamento 752 A Ajuste da corrente da unidade temporizada de fase 047 A Faixa de ajuste da corrente do relé 025 a 16 A RTC Tempo de atuação da unidade temporizada de fase 032 s Curva de operação do relé 025 Verificação da atuação do relé durante a partida do maior motor de 250 cv A partida do motor será compensada através de chave de partida estática cujo valor da corrente da partida no primário vale 582 A inferior à corrente de acionamento do relé ou seja I 9715 A veja o cálculo da corrente de partida do motor na Seção A1216 Verificação da atuação do relé pela corrente de magnetização do transformador f g Img 502 A Logo Iac Img Como a corrente de magnetização é superior à corrente de acionamento logo o relé seria sensibilizado Porém como a corrente de magnetização tem duração de 010 s inferior a 028 s que é o tempo de atuação do relé não ocorrerá o acionamento da proteção Proteção de tempo definido de fase 50 I Determinação da corrente de ajuste da unidade tempo definido de fase do relé da indústria Será habilitada a função 50 de tempo definido TD para uma corrente duas vezes superior à corrente de energização dos transformadores garantindo assim que o relé não atuará durante a energização desses equipamentos ou seja I2mg 2 Img 2 502 1004 A O valor do ajuste da corrente de TD do relé será A corrente de acionamento vale Iac RTC Itdf 160 63 1008 A Iac Img condição satisfeita Devemos também garantir que a corrente de curtocircuito trifásica no secundário do transformador não faça atuar a unidade tempo definido TD Para isso admitimos como garantia que o relé seja ajustado para uma corrente 20 superior à corrente de curtocircuito trifásica no secundário do transformador Logo a corrente de ajuste no relé vale A corrente de acionamento vale Iac RTC Itdf 160 63 1008 A Finalmente temos Corrente de acionamento 1104 A Ajuste da corrente da unidade de tempo definido de fase 69 A Faixa de ajuste da corrente da unidade de tempo definido de fase 025 a 100 A RTC Tempo de ajuste da unidade de tempo definido de fase 010 s valor definido para este projeto Proteção temporizada de neutro 51N I Determinação do tempo de atuação da unidade temporizada de neutro do relé da concessionária Inicialmente será determinado o tempo de atuação do relé de proteção do alimentador da concessionária para defeitos faseterra no ponto de conexão Para isso a concessionária forneceu os valores de ajuste do referido relé dados na Tabela A3 na qual é indicado que o relé está ajustado na curva extremamente inversa a corrente de acionamento é de 90 A e a curva selecionada é de 18 Já o valor da corrente de curtocircuito faseterra mínima no ponto de conexão da indústria vale 237 A Tabela A4 Determinação da corrente de ajuste da unidade temporizada de sobrecorrente de neutro do relé da subestação da indústria A corrente de ajuste no relé vale Como a corrente de acionamento é muito baixa iremos determinar a corrente de ajuste da unidade de sobrecorrente de neutro tomando o valor da corrente mínima de operação do relé digital que vale 10 da corrente primária do transformador de corrente Imín 010 800 80 A Logo a corrente mínima de acionamento é de Ímín Iac 80 A Nos terminais do relé essa corrente vale Seleção da curva de atuação do relé temporizado de neutro da indústria 51N O tempo de atuação do relé de neutro para a curva normalmente inversa vale ΔT 030 intervalo de tempo de coordenação Tni Tel ΔT 242030 239 s Por ser um tempo muito elevado utilizaremos o valor de 050 s para a seleção da curva temporizada Como a menor curva do relé é Tms 015 necessitamos calcular o tempo de ajuste do relé para essa condição Valores de ajuste do relé da subestação da indústria Proteção da SE da indústria Proteção de sobrecorrente de fase 5051 Proteção de sobrecorrente de neutro 5051N Item Tipo Ajuste Item Tipo Ajuste 1 Pickup 752 1 Pickup 80 2 Curva 025 2 Curva 015 h I inst VD Corrente da unidade instantânea de neutro 01550 A TC Para esse tempo de 096 s temos um intervalo de coordenação extremamente elevado ΔT 242 096 232s Finalmente temos Corrente de acionamento 80 A Ajuste da corrente da unidade temporizada de neutro 050 A Faixa de ajuste da corrente do relé 015 a 650 A RTC Tempo de atuação da unidade temporizada de fase 096 s Curva de operação temporizada do relé 015 Proteção de tempo definido de neutro 50N I Verificação da atuação do relé da subestação da concessionária Como a corrente de atuação do relé da subestação da concessionária é de 1560 A e a corrente de curtocircuito fase terra no barramento primário da subestação da indústria é de 237 A então o relé não atuará Determinação da corrente de ajuste da unidade tempo definido de neutro do relé da subestação da indústria Para garantir a atuação do relé 50 N adotaremos F 090 Finalmente temos Corrente de acionamento 212 A Corrente de ajuste da unidade tempo definido de neutro 133 A Faixa de ajuste da corrente da unidade tempo definido de neutro 015 a 50 A RTC Tempo de atuação da unidade instantânea de neutro 010 s valor definido para este projeto A Tabela A4 fornece o resumo dos valores de ajuste do relé da subestação da indústria enquanto a Tabela A5 resume os parâmetros do mesmo relé Figura A1 Figura A2 Coordenograma das proteções primárias dos relés de fase Coordenograma das proteções primárias dos relés de neutro a Tabela A6 A134 Coordenação A1341 Coordenação entre os relés primários da SE Indústria e da SE Concessionária Foram obtidas todas as coordenações de fase e de neutro entre os relés da subestação da concessionária e os relés da subestação da indústria conforme se pode observar nos coordenogramas das Figuras 171 e 172 A1342 Coordenação entre os QDLs e CCMs e o QGF No caso dos CCMs e QGF está praticamente assegurada a coordenação pela diferença de valores das correntes nominais ou de ajuste das proteções No caso de alguns circuitos dos QDLs devido às baixas correntes envolvidas a coordenação poderá não ocorrer A1343 Coordenação entre o QGF e o relé primário Disjuntor secundário Relé primário A corrente de curtocircuito do secundário refletida no primário fará o relé do primário atuar em 061 s conforme pode ser verificado pelo coordenograma da Figura A1 Considerando um tempo de intervalo da coordenação de 030 s o disjuntor de baixa tensão deve atuar para a corrente trifásica de curtocircuito no secundário no tempo de Tar 039 030 009 s valor que deve ser ajustado no relé de baixa tensão isto é instantâneo Deixase para o leitor traçar a curva do disjuntor para assegurar a coordenação com o relé do primário A14 Cálculo da malha de terra A141 Medição da resistividade do solo Foi considerada a realização em campo das medições de resistividade do solo que resultou na Tabela A6 Não há desvio de nenhum valor de resistividade superior a 50 em relação à média para a distância considerada como por exemplo para a distância entre eletrodutos de 4 m Resistividade aparente do solo Traçar a curva das resistividades médias conforme a Tabela A6 Resistividade medida do solo Posição dos eletrodos Resistividade média Figura A3 Distância em m Pontos medidos Valor médio ρm A B C D E 2 34 37 34 38 30 35 4 38 34 25 23 19 28 8 27 27 26 20 25 25 16 21 17 15 20 23 20 Resistividade média do solo pm em Ω o m Da Figura A1 temse Com a relação ρ2ρí 057 e interpolando esse valor na Tabela 113 obtémse o fator de multiplicação K 09026 Dessa forma podemos ter ρ K ρ 09026 35 316 Ω m Curva profundidade resistividade do solo Profundidade da camada de solo correspondente à resistividade média ρm De acordo com a Equação 115 temse b O valor dado de Hp é obtido a partir da curva da Figura A3 em função de ρm 316 Ω m ρm 316 Ω m Hp 28 m Resistividade aparente Com o valor de R Hp 23 m e de ρ2 p 057 obtémse no gráfico da Tabela 114 através de interpolação o valor de K Determinação da seção mínima do condutor Para a alternativa de se utilizar o condutor de aço cobreado a seção mínima do condutor da malha de aterramento pode ser determinada pela Equação 118 Para a alternativa de se utilizar o cabo de cobre nu podese empregar a Equação 117 Sc 0002533 Ift Para Tf 05 s podese obter diretamente da Tabela 115 o valor da seção em mm2A considerando que a conexão entre os eletrodos de terra seja feita em solda exotérmica e a corrente de curtocircuito faseterra seja de Ifma 25202 A Esta condição é obtida quando qualquer parte viva do sistema secundário na subestação ou em suas proximidades entra em c d e contato direto com qualquer condutor de aterramento Este é o caso de maior circulação de corrente diretamente pelos cabos da malha de terra Sc 0002533 25202 638 mm2 Sc 70 mm2 seção adotada Iremos selecionar a alternativa calculada com condutor de cobre Determinação do número de condutores principal e de junção Como primeira tentativa será considerado arbitrariamente um espaçamento entre os condutores principais de 24 m e de 20 m para os condutores de junção Dj 20 m valor considerado inicialmente Dp 24 m valor considerado inicialmente Condutores principais Da Equação 119 temse Condutores de junção Da Equação 1110 temse Comprimento dos condutores da malha de terra Da Equação 1111 temse Lcm 105 Cm Ncj Lm Ncp Lcm 105 14 7 10 6 166 m Coeficientes de ajuste Coeficiente Km para os condutores principais Da Equação 1112 temse Coeficiente Km para os condutores de junção Da Equação 1112 temse f g h i Coeficiente de ajuste Ks Coeficiente Ks para os condutores principais Da Equação 1113 temse Coeficiente Ks para os condutores de junção Da Equação 1113 temse Coeficiente de ajuste K Coeficiente Ki para os condutores principais Da Equação 1114 temse Kip 065 0172 Ncp 065 0172 7 1854 Coeficiente K para condutores de junção Kij 065 0172 Ncj 065 0172 6 1682 Comprimento mínimo do condutor da malha Será utilizada a corrente de curtocircuito faseterra que não envolva diretamente nenhum condutor de aterramento Iftmi 7657 A Da Equação 1116 temse Adotar o maior produto Km Kt para uma direção considerada ou seja Kmp Kip Lcm Lc condição não satisfeita Para satisfazer a esta condição teremos que admitir espaçamentos menores entre os condutores No entanto continuaremos o cálculo da malha considerando Lcm 166 m Tensão má ima de passo Da Equação 1119 temse j k l m n o Tensão de passo existente na periferia da malha Da Equação 1120 temse Adotar o maior produto Ks Kt para uma direção considerada ou seja Ksj Kij Tensão má ima de toque Da Equação 1122 temse Tensão de toque existente Da Equação 1123 temse Para satisfazer a esta condição devemos reduzir o espaçamento entre os condutores de aterramento No entanto continuaremos o cálculo da malha para avaliação dos demais resultados Corrente máxima de choque Da Equação 1125 temse Corrente de choque existente devida à tensão do passo sem brita na periferia Da Equação 1126 temse Ipmsb Ich condição não satisfeita logo há necessidade de se utilizar uma camada de brita na superfície da malha de aterramento Corrente de choque existente devida à tensão de passo com a camada de brita na periferia da malha Da Equação 1128 temse p q r s t Corrente de choque devido à tensão de toque existente sem brita Itmsb Ich condição não satisfeita logo há necessidade de se utilizar uma camada de brita na superfície da malha de aterramento Com a utilização de brita podese aplicar a Equação 1132 Corrente mínima de acionamento do relé de terra Da Equação 1134 temse Resistência da malha de terra Da Equação 1137 temse O valor da resistência de terra satisfaz plenamente ao máximo estabelecido pela norma que é de 10 Ω para subestações de 15 kV Resistência de um aterramento de eletrodo vertical Da Equação 1138 temse Coeficiente de redução da resistência de um eletrodo vertical Da Equação 1139 temse Nh 9 hastes de terra valor adotado arbitrariamente e visto em planta u v x A 00543 Tabela 117 para 9 hastes de terra B 58917 Tabela 118 Resistência de aterramento do conjunto de eletrodos verticais Da Equação 1140 temse Rne Kh Rie 0146 10 146 Ω Resistência mútua dos cabos e eletrodos verticais Da Equação 1141 temse Resistência total da malha Da Equação 1146 temse Observar que a resistência da malha de aterramento foi reduzida de 190 Ω para 020 Ω por influência das hastes de aterramento Devemos recalcular a malha para satisfazer às condições de mínimo comprimento dos condutores de aterramento e da tensão de toque Para obtermos os resultados esperados dimensionamos a malha de aterramento para Dj 10 m e Dp 14 m cujo reticulado está desenhado na Planta 8 A15 Dimensões da subestação A151 Cubículos de medição C1 1600mm L2 2422 mm adotouse a dimensão do cubículo do transformador A152 Cubículos do disjuntor C2 Dd 1000 700 1 000 1700 mm Dd 700 mm L2 2422 mm A153 Cubículos de transformação L3 Dt 1 000 2540 1000 3540mm Dt 2540 mm L2 Dt 1000 1 422 1 000 2422mm Dt 1422 mm Tabela 124 Logo as dimensões finais ocupadas pelos equipamentos são L 1600 150 1700 150 3540 150 3540 150 10980 mm veja planta 5 Como a dimensão da subestação é de 14400 será reservado um cubículo para ampliação com a seguinte dimensão Lr 14400 10980 3420mm veja planta 5 Em função da largura de 9500 mm já considerada foram definidas as dimensões internas da subestação em conformidade com a planta 5 A154 Altura mínima da subestação Hse Ht Hac Hc Hi Hab Hse 2085 300 600 250 1500 4735 mm 47 m O valor final de Hse 51 m que corresponde à altura existente do prédio A155 Dimensões da janela de ventilação A16 Dimensionamento dos aparelhos de medição A161 Medição de energia Os transformadores de medida TCs e TPs serão fornecidos pela concessionária local de acordo com suas normas e especificações particulares A162 Medição de corrente indicativa A1621 Transformadores de corrente TCs QDL1 Iqdl1 807 A Itc 100 5 A QDL2 Iqdl2 954 A Itc 100 5 A QDL3 Iqdl3 134 A Itc 15 5 A QDL4 Iqdl4 8 A Itc 10 5 A QDL5 Iqdl5 234 A Itc 25 5 A QDL6 Iqdl6 278 A Itc 30 5 A CCM1 Iccm1 158 A Itc 200 5 A CCM2 Iccm2 969 A Itc 150 5 A CCM3 Iccm3 1315 A Itc 150 5 A CCM4 Iccm4 6548 A Itc 800 5 A CCM5 Iccm5 1917 A Itc 250 5 A CCM6 Iccm6 2304 A Itc 300 5 A CCM7 Iccm7 433 A Itc 600 5 A CCM8 Iccm8 355 A Itc 400 5 A Capacitores Inc 38 A Itc 38 6 228 A Itc 300 5 A Transformador secundário Int 1139 A Itc 1500 5 A A 1622 Amperímetros Todos os amperímetros têm um valor de fundo de escala 50 superior ao valor do limite da faixa de medição QDL1 Iqdl1 807 A Iamp 15 Iqdl1 15 807 1210 A Iesc 0 125 A QDL2 Iqdl2 954 A Iamp 15 Iqdl2 15 954 1431 A Iesc 0 150 A QDL3 Iqdl3 134 A Iamp 15 Iqdl3 15 134 201 A Iesc 0 20 A QDL4 Iqdl4 8 A Iamp 15 Iqdl4 15 8 120 A Iesc 0 15 A QDL5 Iqdl5 234 A Iamp 15 Iqdl5 15 234 351 A Iesc 0 40 A QDL6 Iqdl6 278 A Iamp 15 Iqdl6 15 278 417 A Iesc 0 50 A CCM1 Iccm1 158 A Iamp 15 Iccm1 15 158 237 A Iesc 0 400 A CCM2 Iccm2 969 A Iamp 15 Iccm2 15 969 145 A Iesc 0 200 A CCM3 Iccm3 1315 A Iamp 15 Iccm3 15 1315 197 A Iesc 0 200 A 22 um 2 Transformador trifásico de 750 kVA tensão nominal primária de 138001320012600 V tensão nominal secundária de 380220 V dispondo de ligação dos enrolamentos triângulo primário e estrela secundário impedância nominal percentual de 55 frequência de 60 Hz e TSI de 95 kV 23 um 6 Isolador suporte uso interno para 15 kV 24 m 68 Vergalhão de cobre nu de 35 mm2 barramento total de SE 25 uma 2 Tela metálica de 13 mm de abertura com dimensões de 4490 1800 mm conforme desenho 5 ATERRAMENTO DA SUBESTAÇÃO 26 m 277 Cabo de cobre nu de 70 mm2 27 uma 9 Haste de terra de aço cobreado de 34 3000 mm 6 QUADRO GERAL DE FORÇA QGF 28 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 4500 2000 mm com 750 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 4 14 29 um 54 Conjunto fusível diazed de 4 A 30 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 102 A380 V acionamento frontal tipo S321603 Siemens 31 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 139 A380 V acionamento frontal tipo S322503 Siemens 32 uma 2 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 190 A380 V acionamento frontal tipo S324003 Siemens 33 uma 2 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 382 A380 V acionamento frontal tipo S326303 Siemens 34 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 447 A380 V acionamento frontal tipo S3210003 Siemens 35 uma 2 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 870 A380 V acionamento frontal tipo S3212503 Siemens 36 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 10 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 37 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 16 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 38 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 32 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 39 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 100 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 40 um 6 Fusível tipo NH corrente nominal de 125 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 41 um 6 Fusível tipo NH corrente nominal de 200 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 1 tipo retardado 42 um 6 Fusível tipo NH corrente nominal de 250 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 1 tipo retardado 43 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 400 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 1 tipo retardado 44 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 500 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 2 tipo retardado 45 um 3 Fusível tipo NH corrente nominal de 800 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 3 tipo retardado 46 uma 15 Base para fusível NH tamanho 1125 A 47 uma 3 Base para fusível NH tamanho 1250 A 48 uma 6 Base para fusível NH tamanho 3630 A 49 uma 3 Base para fusível NH tamanho 41250 A 50 uma 51 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 51 um 3 Transformador de corrente de 105 A 600 V tipo barra 12C25 52 um 3 Transformador de corrente de 155 A 600 V tipo barra 12C25 53 um 3 Transformador de corrente de 255 A 600 V tipo barra 12C25 54 um 3 Transformador de corrente de 305 A 600 V tipo barra 12C25 55 um 6 Transformador de corrente de 1005 A 600 V tipo barra 06C25 56 um 6 Transformador de corrente de 1505 A 600 V tipo barra 06C25 57 um 3 Transformador de corrente de 2505 A 600 V tipo barra 06C25 58 um 3 Transformador de corrente de 3005 A 600 V tipo barra 06C5 59 um 3 Transformador de corrente de 4005 A 600 V tipo barra 06C5 60 um 3 Transformador de corrente de 5005 A 600 V tipo barra 06C5 61 um 3 Transformador de corrente de 6005 A 600 V tipo barra 06C5 62 um 3 Transformador de corrente de 8005 A 600 V tipo barra 06C5 63 um 6 Transformador de corrente de 15005 A 600 V tipo barra 06C5 de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 87 um 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm fundo de escala de 400 A frequência de 60 Hz classe 15 88 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm escala de 0500 V60 Hz classe 15 89 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 90 uma 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 91 um 27 Conjunto fusível diazed de 4 A 92 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 190 A380 V acionamento frontal tipo S324003 Siemens 93 um 18 Fusível tipo NH corrente nominal de 32 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 94 um 6 Fusível tipo NH corrente nominal de 100 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 95 uma 24 Base para fusível NH tamanho 00125 A 96 uma 24 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 97 um 3 Transformador de corrente de 2005 A 600 V tipo barra 06C25 98 um 6 Contator magnético tripolar para motor de 75 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4110 Siemens 99 um 2 Contator magnético tripolar para motor de 30 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4632 Siemens 100 um 6 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 10 16 A tipo 3UA 55002A Siemens 101 um 2 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 32 50 A tipo 3UA 58002F Siemens 8 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM2 102 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 103 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 96 96 mm escala de 0500 V60 Hz 104 um 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 96 96 mm fundo de escala de 200 A frequência de 60 Hz classe 15 105 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 106 uma 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 107 um 48 Conjunto fusível diazed de 4 A 108 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 139 A380 V acionamento frontal tipo S32253 Siemens 109 um 27 Fusível tipo NH corrente nominal de 16 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 110 um 18 Fusível tipo NH corrente nominal de 20 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 111 uma 45 Base para fusível NH tamanho 00125 A 112 uma 45 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 113 um 3 Transformador de corrente de 1505 A 600 V tipo barra 12C25 114 um 15 Contator magnético tripolar para motor de 5 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4310 Siemens 115 um 15 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 63 10 A tipo 3UA 55001J Siemens 9 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM3 116 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 117 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm escala de 0500 V60 Hz classe 15 118 um 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm fundo de escala de 200 A frequência de 60 Hz classe 15 119 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 120 uma 10 Chave rotativa comutadora para amperímetro 121 um 33 Conjunto fusível diazed de 4 A 122 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 190 A380 V acionamento frontal tipo S324003 Siemens 123 um 9 Fusível tipo NH corrente nominal de 20 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 124 um 21 Fusível tipo NH corrente nominal de 32 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 125 uma 30 Base para fusível NH tamanho 00125 A 126 uma 30 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 127 um 3 Transformador de corrente de 1505 A 600 V tipo barra 06C25 128 um 3 Contator magnético tripolar para motor de 5 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4310 Siemens 129 um 3 Contator magnético tripolar para motor de 10 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4411 Siemens 130 um 3 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 63 10 A tipo 3UA 55001J Siemens 131 um 7 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 125 20 A tipo 3UA 55002B Siemens 10 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM4 132 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 133 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 96 96 mm escala de 0500 V60 Hz 134 um 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 96 96 mm fundo de escala de 1000 A frequência de 60 Hz classe 15 135 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 136 uma 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 137 um 9 Conjunto fusível diazed de 4 A 138 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 870 A380 V acionamento frontal tipo S3212503 Siemens 139 um 6 Fusível tipo NH corrente nominal de 800 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 3 tipo retardado 140 uma 6 Base para fusível NH tamanho 3630 A 141 uma 6 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 142 um 3 Transformador de corrente de 8005 A 600 V tipo barra 06C5 143 uma 2 Chave de partida estática para motor de 250 cv380 V tipo SSW02340 WEG 11 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM5 144 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 145 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 96 96 mm escala de 0500 V60 Hz classe 15 146 uma 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 96 96 mm fundo de escala de 400 A frequência de 60 Hz classe 15 147 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 148 um 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 149 uma 30 Conjunto fusível diazed de 4 A uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 382 A380 V acionamento frontal tipo S326303 Siemens 150 um 9 Fusível tipo NH corrente nominal de 25 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 151 um 18 Fusível tipo NH corrente nominal de 63 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 152 uma 27 Fusível tipo NH corrente nominal de 25 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 153 uma 27 Base para fusível NH tamanho 00125 A 154 um 3 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 155 um 3 Contator magnético tripolar para motor de 75 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4110 Siemens 156 um 6 Contator magnético tripolar para motor de 15 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4411 Siemens 157 um 3 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 10 16 A tipo 3UA 55002A Siemens 158 um 6 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 20 32 A tipo 3UA55 002D Siemens 12 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM6 159 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 160 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm escala de 0500 V60 Hz 161 um 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm fundo de escala de 600 A frequência de 60 Hz classe 15 162 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 163 uma 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 164 um 27 Conjunto fusível diazed de 4 A 165 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 382 A380 V acionamento frontal tipo S326303 Siemens 166 um 24 Fusível tipo NH corrente nominal de 63 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 167 uma 24 Base para fusível NH tamanho 00125 A 168 uma 24 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 169 um 3 Transformador de corrente de 3005 A 600 V tipo barra 06C5 170 um 8 Contator magnético tripolar para motor de 20 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4411 Siemens 171 um 8 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 20 32 A tipo 3UA58 002D Siemens 13 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM7 172 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 173 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm escala de 0500 V60 Hz 174 um 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm fundo de escala de 800 A frequência de 60 Hz classe 15 175 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 176 uma 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 177 um 33 Conjunto fusível diazed de 4 A 178 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 870A380V acionamento frontal tipo S3212503 Siemens 179 um 30 Fusível tipo NH corrente nominal de 100 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 180 uma 30 Base para fusível NH tamanho 00125 A 181 uma 30 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 182 um 10 Contator magnético tripolar para motor de 30 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4622 Siemens 183 um 10 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 32 50 A tipo 3UA58002F Siemens 14 CENTRO DE CONTROLE DE MOTORES CCM8 184 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 275 mm 12 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 1500 800 mm com 500 mm de profundidade aberturas para ventilação inferior e superior nas partes frontal e lateral porta com fechadura universal provido de barramento de cobre de 34 116 grau de proteção IP 54 185 um 1 Voltímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm escala de 0500 V60 Hz 186 uma 1 Amperímetro de ferro móvel dimensões de 144 144 mm fundo de escala de 600 A frequência de 60 Hz classe 15 187 uma 1 Chave seccionadora tripolar comando simultâneo abertura em carga tensão nominal de 500 V corrente nominal de 447 A380 V acionamento frontal tipo S3210003 Siemens 188 uma 1 Chave rotativa comutadora para voltímetro 189 uma 1 Chave rotativa comutadora para amperímetro 190 um 30 Fusível tipo NH corrente nominal de 80 A capacidade de ruptura de 100 kA 500 V tamanho 00 tipo retardado 191 uma 30 Base para fusível NH tamanho 00125 A 192 uma 30 Armação de sinalização com lâmpada vermelha de 15 W220 V 193 um 10 Contator magnético tripolar para motor de 25 cv380 V categoria AC3 com bobina de 220 V60 Hz contatos 2NA e 2NF tipo 3TF4511 Siemens 194 um 10 Relé bimetálico de sobrecarga faixa de ajuste 32 50 A tipo 3UA42 Siemens 195 um 3 Transformador de corrente de 4005 A 600 V tipo barra 06C5 15 QUADRO DE DISTRIBUIÇÃO DE LUZ QDL1 QDL2 QDL3 QDL5 QDL6 196 um 1 Quadro metálico em chapa de aço de 2 mm de espessura 14 USSG tratada com desengraxante alcalino e pintada com tinta em pó à base de epóxi epóxi com espessura de 70 μ m e dimensão de 400 300 mm com 150 mm de pronfundidade com espaço disponível para 10 disjuntores monopolares 197 um 1 Disjuntor tripolar termomagnético de 30 A660 V interrupção de 4 kA não tropicalizado do tipo caixa moldada 198 um 1 Disjuntor tripolar termomagnético de 35 A660 V interrupção de 4 kA não tropicalizado do tipo caixa moldada 199 um 1 Disjuntor tripolar termomagnético de 60 A660 V interrupção de 4 kA não tropicalizado do tipo caixa moldada 200 um 2 Disjuntor tripolar termomagnético de 100 A660 V interrupção de 4 kA não tropicalizado do tipo caixa moldada 201 um 7 Disjuntor monopolar termomagnético de 10 A660 V interrupção de 35 kA 202 um 6 Disjuntor monopolar termomagnético de 15 A660 V interrupção de 35 kA 203 um 3 Disjuntor monopolar termomagnético de 20 A660 V interrupção de 35 kA 204 um 1 Disjuntor monopolar termomagnético de 25 A660 V interrupção de 35 kA 205 um 2 Disjuntor monopolar termomagnético de 30 A660 V interrupção de 35 kA 206 um 2 Disjuntor monopolar termomagnético de 35 A660 V interrupção de 35 kA 207 um 12 Disjuntor monopolar termomagnético de 40 A660 V interrupção de 6 kA 16 QUADRO DE DISTRIBUIÇÃO DE LUZ QDL1 QDL2 QDL3 QDL5 QDL6 Planta A1 264 um 12 Condulete em liga de alumínio tipo I de 34 Planta de ligação Planta A3 Planta A4 Diagrama unifilar Fábrica cortes AA BB e CC Planta A5 Subestação planta corte e detalhes Planta A6 Planta A7 Subestação corte e detalhes Grade de proteção dos cubículos planta e detalhes Planta A8 Cavalete para TC e TP e detalhes da malha de terra Planta A9 Planta A10 QGF e QDL planta e detalhes QGL QGF e ligação de motor planta e detalhes Planta A11 Aterramento caixa de passagem planta e detalhes Planta A12 Planta A13 Banco capacitor planta e detalhes Placa de sinalização