APOSTILA DE SUBESTAÇÕES

i

Subestações

PROFESSOR ANTÔNIO CARLOS DELAIBA

ii

1 - INTRODUÇÃO

Uma subestação pode ser definida como sendo um conjunto de equipamentos

com propósito de chaveamento, transformação, proteção ou regulação da

tensão elétrica.

A função ou tarefa mais importante das subestações é garantir a continuidade

com a máxima segurança de operação e confiabilidade dos serviços a todas as

partes componentes dos sistemas elétricos. As partes defeituosas ou sob faltas

devem ser desligadas imediatamente e o abastecimento de energia deve ser

restaurado por meio de comutações ou manobras.

Portanto, deve-se fornecer a energia elétrica com alto grau de confiabilidade,

tendo em vista os prejuízos elevadíssimos representados por paradas de

produção. Desta forma, destaca-se a importância de uma criteriosa escolha

dos componentes, os quais irão transformar, seccionar, proteger e comandar as

subestações.

A escolha, aplicação e a coordenação seletiva adequadas do conjunto de

componentes que constitui uma subestação são um dos aspectos mais

importantes e pouco entendido de um projeto elétrico.

Ao especificar uma subestação, não é admissível, considerar somente o

funcionamento normal (nominal) do sistema, deve-se prever, que

equipamentos podem falhar, pessoas cometerem erros e imprevistos. Assim, a

função da proteção é minimizar os danos aos sistemas e seus componentes,

bem como limitar a extensão e a duração das interrupções no fornecimento de

2

iii

energia, sempre que, em qualquer parte do sistema, acontecer uma falha

(equipamentos e/ou humana) ou imprevistos indesejáveis, tais como: curto-

circuito, sobrecarga, sobretensões, etc.

Portanto, a escolha dos equipamentos de uma subestação embora deva atender

a certas condições mínimas de segurança e confiabilidade, dependerá de

fatores econômicos, bem como de uma criteriosa escolha dos equipamentos

que irão desenvolver as seguintes funções:

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Transformação;

Seccionamento (manobra);

Proteção;

Etc.

Nestas condições, este curso tem por objetivo desenvolver e discutir,

criteriosamente, uma técnica que é de selecionar, coordenar, ajustar e aplicar

os vários equipamentos elétricos de manobra, proteção, transformação

normalmente utilizados nas subestações de energia.

As análises irão contemplar várias situações normais e anormais, tais como:

Operação em regime (carga nominal);

Operação em sobrecarga;

Condições de curto-circuito (efeitos térmico e dinâmico);

Seletividade;

Etc.

3

iv

A título de uma melhor compreensão dos estudos citados, ao longo do curso,

serão desenvolvidos e propostos vários exemplos de aplicação.

Para atingir estas metas, este trabalho apresenta-se desenvolvido com a

seguinte estrutura:

CAPÍTULO 1 - REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE

CIRCUITOS ELÉTRICOS

Neste capítulo fez-se uma rápida revisão dos principais conceitos e extraiu-se

da extensa teoria, as equações básicas referentes aos sistemas monofásicos e

trifásicos. Desta forma, uma visão geral sobre os principais conceitos

necessários ao desenvolvimento do curso foi evidenciada.

CAPÍTULO 2 - INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE

POTÊNCIA

Este capítulo preocupou-se tão somente em definir e conceituar as principais

grandezas elétricas necessárias à compreensão do tema proposto. As

definições foram extraídas da portaria 456 da ANEEL. Complementando os

aspectos anteriores, apresentou-se os conceitos e definições envolvendo as

sobretensões devido às descargas atmosféricas e aquelas provenientes de

chaveamentos. E finalmente citou-se as principais definições envolvendo

subestações.

4

v

CAPÍTULO 3 - CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

A representação gráfica de um sistema elétrico de potência, ou os diagramas

elétricos deve conter a maior quantidade possível de informações, com o

objetivo de representar os componentes e as suas funções específicas. Desta

forma surge o capítulo 3 que tem por meta apresentar as diversas

configurações típicas encontradas nas subestações. Finalmente, com base nos

diagramas unifilares, mostra-se as vantagens e desvantagens de cada arranjo

específico.

CAPÍTULO 4 - DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS

CONCESSIONÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA

Em função das necessidades, características elétricas, segurança,

confiabilidade, etc., a subestação é definida a partir de um diagrama elétrico

que fixa o princípio de funcionamento da mesma, características dos

equipamentos de seccionamento, proteção, transformação e controle. Neste

sentido este capítulo tem por objetivo complementar o anterior, mostrando e

comparando os diagramas unifilares das subestações de algumas das

principais concessionárias de energia elétrica brasileira..

5

vi

CAPÍTULO 5 - ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS

PROVOCADOS PELA CORRENTE DE CURTO-

CIRCUITO

Este capítulo faz uma abordagem da importância, dos conceitos, efeitos e

cálculos das correntes de curto-circuito trifásica e monofásica nas redes

elétricas em alta e média tensão. Isto se justifica, pois é imprescindível

considerar, além dos aspectos nominais, os efeitos térmicos e dinâmicos

provocados pelas correntes de curto-circuito necessários a especificação dos

equipamentos.

CAPÍTULO 6 - TRANSFORMADORES

O transformador é um dos componentes vitais presentes nos sistemas elétricos

de potência, e o mesmo encontra-se na interface entre os sistemas de energia e

as cargas elétricas. Desta forma, este capítulo se propõe a estudar, de uma

forma sucinta, a operação deste equipamento, focalizando os seguintes

aspectos: princípio de funcionamento, rendimento, regulação, paralelismo e

comportamento térmico.

6

vii

CAPÍTULO 7 - TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE

POTENCIAL

Ao se estabelecer qualquer procedimento de medição deve-se, de antemão,

ressaltar que os trabalhos requerem etapas distintas e relevantes para o

processo. Estas compreendem adequação dos sinais de tensão e corrente aos

requisitos impostos pelos instrumentos de medição e/ou proteção, o que é

realizado pelos TC’s e TP's.

Como parte integrante dos temas considerados neste trabalho, para fins de um

melhor entendimento da operação dos TP's e TC’s, far-se-á necessária uma

abordagem do tema, de forma a contemplar os seguintes aspectos: princípios

de funcionamento, definições, principais características, classes de exatidão,

tipos de conexão, etc.

CAPÍTULO 8 - EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E

PROTEÇÃO

A energia elétrica deve ser fornecida com alto grau de segurança,

confiabilidade e continuidade. Desta forma, destaca-se a importância de uma

criteriosa escolha dos componentes, os quais irão seccionar (dispositivos de

manobra ou seccionamento) e proteger (dispositivos de proteção) a instalação.

Assim, este capítulo tem por meta a descrição sucinta dos principais

equipamentos de secionamento e proteção em subestações. Dentre estes,

7

viii

destacam-se: fusíveis, disjuntores, seccionadores, relés, pára-raios, etc., onde

serão analisados os seguintes aspectos: princípios de funcionamento,

definições, curvas características, especificação, aplicações, etc.

CAPÍTULO 9 - SELETIVIDADE

Quando uma falta ocorre numa rede elétrica, ela pode ser detectada

simultaneamente por diversos dispositivos de proteção situados em diferentes

áreas. A seletividade do sistema de proteção dá prioridade de operação aos

dispositivos mais próximos, localizados à montante da falta. Desta forma, a

interrupção no fornecimento de energia fica limitada a menor parte possível

do sistema. Entretanto, o sistema de proteção também permite contingências.

Pois, quando o sistema é projetado, leva-se em consideração a possibilidade

de um dispositivo de proteção falhar. Neste caso, um outro dispositivo,

localizado a montante deste, deve atuar para limitar os efeitos da falta. Estes

dispositivos de proteção instalados em série na rede elétrica, representa para o

sistema elétrico uma maior confiabilidade.

Diante da importância deste assunto, este capítulo abordará as cinco principais

técnicas de proteção seletiva utilizadas em subestações, a saber: seletividade

amperimétrica, cronométrica, lógica, por proteção diferencial e direcional.

8

ix

CAPÍTULO 10 - PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

O transformador, por se tratar de um importante equipamento presente nas

instalações de uma subestação, o mesmo necessita de um eficiente sistema de

proteção contra todas as faltas susceptíveis de danificá-lo. Por esta razão,

discute-se neste capítulo os principais dispositivos empregados na sua

proteção.

CAPÍTULO 11 - PROTEÇÃO DE GERADORES

De uma maneira semelhante ao realizado para transformadores, este capítulo

tem por finalidade discutir a influência das anormalidades operacionais

impostas ao gerador, dentre as quais destacam-se: sobrecargas, curtos-

circuitos, desequilíbrios, etc. Adicionalmente, apresenta-se também os

principais dispositivos e os esquemas elétricos característicos normalmente

associados com a proteção destes equipamentos.

CAPÍTULO 12 - NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES

UTILIZADOS NAS SUBESTAÇÕES

Sabe-se que existem basicamente dois tipos de serviços auxiliares utilizados

nas subestações, quais sejam: fontes de serviços auxiliares em corrente

alternada e em corrente contínua. Assim pretende-se neste capítulo abordar

vários aspectos inerentes aos sistemas auxiliares citados acima, dentre os quais

9

x

destaca-se: esquemas de manobra, especificação das fontes CA e CC,

definições e conceitos básicos, tipos de carregadores-retificadores e

dimensionamento dos acumuladores e dos retificadores.

CAPÍTULO 13 - TARIFAÇÃO HORO-SAZONAL

Até 1981 a tarifa imposta pelas concessionárias de energia elétrica, era única e

se chamava “convencional”, não levando em conta as horas do dia e nem os

meses do ano. A partir da ano citado, criou-se a tarifa horo-sazonal (azul e

verde), em que foram instituídos preços diferenciados em função da demanda

e da energia consumidas em períodos distintos do dia (ponta e fora de ponta) e

do ano (úmido e seco). Assim, a titulo de ilustração, mostra-se neste capítulo

as definições, expressões de cálculo e orientações gerais no que tange a

sistemática envolvendo a tarifação convencional e a horo-sazonal.

10

CAPÍTULO 1

REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE


11

CAPÍTULO 1 – REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE CIRCUITOS ELÉTRICOS 2

REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE


1 – SISTEMAS ELÉTRICOS

Antes de entrarmos no assunto associado ao tema subestações, deve-se fazer

uma rápida revisão da teoria e fórmulas de cálculo, envolvidos nas instalações

elétricas, com o objetivo de abordar os principais conceitos e extrair da extensa

teoria aquilo que é mais importante para a compreensão dos princípios

envolvidos na operação e no funcionamento dos dispositivos de seccionamento e

proteção utilizados em subestações.

1.1 – SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA MONOFÁSICA

1.1.1 – GENERALIDADES

A corrente alternada se caracteriza pelo fato de que a tensão, em vez de

permanecer fixa, como entre os polos de uma bateria, varia com o tempo,

mudando de sentido alternadamente. O número de vezes por segundo que a

tensão muda de sentido e volta à condição inicial é a freqüência do sistema,

expressa em "ciclos por segundo" ou "hertz", simbolizada por "Hz".

No sistema monofásico, uma tensão alternada U (Volt) é gerada e aplicada entre

dois fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (Ampère),

conforme mostrado na figura 1a.

12


I

U Z

(a)

U, I

UmaxImax

tempo

1ciclo=360º

(b)

φ

Figura 1 - (a) Sistema monofásico, (b) Formas de onda da tensão e da corrente

para um circuito monofásico;

Se apresentarmos em um gráfico os valores de U e I a cada instante, obtém-se a

fig. 1b. Nesta figura estão também indicadas algumas grandezas que serão

definidas em seguida. Nota-se que as ondas de tensão e de corrente não estão

"em fase", isto é, não passam pelo valor zero ao mesmo tempo, embora possuam

a mesma freqüência. Isto acontece para muitos tipos de cargas, por exemplo,

motores, transformadores, reatores, etc.

1.1.2 – LIGAÇÕES SÉRIE E PARALELO

Quando ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta conexão

pode ser feita de dois modos:

- Ligação em Série: As duas cargas são atravessadas pela mesma corrente

total . Neste caso, a tensão em cada carga será a metade

da tensão do circuito. De um modo geral, o somatório

da tensão aplicada em cada carga resultará na tensão

total do circuito.

13


- Ligação em Paralelo: Aplica-se às duas cargas, a tensão de alimentação.

Neste caso, a corrente nas cargas será a metade da

corrente total. De um modo geral, o somatório das

correntes em cada carga será a corrente total do

circuito. As figuras 2 e 3 esclarecem o comentário

realizado.

10A

440V

220V 220V

Z Z

20A

220V Z Z10A 10A

Figura 2 - Ligação em Série Figura 3 - Ligação em Paralelo

1.2 – SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA TRIFÁSICA

1.2.1 – GENERALIDADES

O sistema trifásico é formado pela associação de três sistemas monofásicos de

tensões, U1, U2 e U3, defasados entre si de120°, ou seja, os "atrasos" de U2 e U1

em relação a U3 são iguais a 120°, (considerando um ciclo completo de 360°),

conforme mostrado na figura 4.

Ligando entre si os três sistemas monofásicos e eliminando os fios

desnecessários, tem-se um sistema trifásico de tensões defasadas de 120 ° e

aplicadas entre os três fios do sistema.

14


U1

I1

U2

I2

U3

I3

(a)

120º 120º

1 ciclo = 360º

U

U1 U2 U3

(b)

Figura 4 - (a) Três sistemas monofásicos independentes

(b) Formas de onda de um sistema trifásico de tensões defasadas de 120º;

1.2.2 – LIGAÇÃO TRIÂNGULO

Chamam-se "tensões e correntes de fase" as tensões e correntes de cada um dos

três sistemas monofásicos considerados, indicados por Uf e If.

Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indicado na Fig. 5,

pode-se eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o

sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.

15


A tensão entre dois quaisquer destes três fios chama-se "tensão de linha" (UL),

que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios

chama-se "corrente de linha" (IL).

Examinando o esquema elétrico da Fig. 6, observa-se que:

1) À carga é aplicada a tensão de linha UL que é a própria tensão do sistema

monofásico componente, ou seja, UL = Uf.

2) A corrente de linha IL, é a soma das correntes das duas fases ligadas a este fio,

ou seja, I = If1 + If3. Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá

ser feita graficamente, como mostrado na fig. 7, onde se obtém com base nas

figuras 5, 6 e 7, a seguinte relação:

IL = If x 3 = 1 ,732 x If . (1)

Exemplo: Tem-se um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220 Volt.

A corrente de linha medida é de 10 Ampère. Ligando-se a este sistema uma

carga trifásica composta de três cargas iguais ligadas em triângulo. Nestas

condições, qual será a tensão e a corrente em cada uma das cargas?

Tem-se que: Uf = U1= 220 Volt em cada uma das cargas.

Se IL = 1,732 x If, obtém-se If =0,577xIL= 0,577 x 10= 5,77. Logo as correntes

em cada uma das cargas (fase) será de 5,77 A.

Uf1

If1

Uf2

If2

Uf3

If3

U V W

I1 I2 I3

Figura 5 - Ligação elétrica em triângulo;

16


U

V

W

If1If2

If3

UL=Uf

If3

I1=If1+If3

If1

Figura 6 - Esquema elétrico paraligação triângulo

Figura 7 - Diagrama fasorial das correntesde linha e de fase para a ligação em

triângulo

I1

1.2.3 – LIGAÇÃO ESTRELA

Ligando-se um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três

fios restantes, forma-se um sistema trifásico em estrela, conforme ilustrado na

figura 8. Às vezes o sistema trifásico em estrela é a "quatro fios" ou "com

neutro" (aterrado ou isolado). O quarto fio é ligado ao ponto comum às três

fases. A tensão de linha, ou a tensão nominal do sistema trifásico, e a corrente de

linha são definidas de maneira semelhante ao realizado na ligação triângulo.

Examinando-se o esquema da Fig. 9, observa-se que:

1) A corrente de linha IL é a mesma corrente da fase à qual o fio está ligado, ou

seja, IL=If.

2) A tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica, de

acordo com a figura 10, das tensões de duas fases às quais estão ligados os fios

considerados. Conforme ilustram as figuras 8,9 e 10, a relação existentes entre

as tensões de linha e de fase, são expressas pela seguinte relação:

17


UL = Uf x 3 = 1 ,732 x Uf. (2)

Exemplo: Tem-se uma carga trifásica composta de três cargas iguais; onde, cada

carga é alimentada por uma tensão de 220 Volt, absorvendo 5,77 ampère. Nestas

condições, pede-se: Qual a tensão e a corrente nominal do sistema trifásico que

alimenta esta carga em suas condições normais?

Tem-se que:

Uf = 220 Volt. Então:

UL= 1,732 x 220= 380 Volt

IL = If = 5,77 Ampére

Uf1

If1

Uf2

If2

Uf3

If3

U V W

I1 I2 I3

Figura 8 - Sistema trifásico ligado em estrela;

18


Uf1If1

UL=U1

U

V

W

I1=If1

Uf1

Uf2

U1=Uf1+ Uf2

Figura 9 - Esquema elétrico paraligação estrela

Figura 10 - Diagrama fasorial das tensõesde linha e de fase para a ligação em estrela

Uf2

1.3 – POTÊNCIAS

Em um sistema elétrico, tem-se três tipos de potências, as quais são definidas

como sendo potência aparente, ativa e reativa. Estas potências estão intimamente

ligadas de tal forma que constituem um triângulo, conhecido como "Triângulo

das Potências". A figura 11 ilustra o comentário realizado, e cujas grandezas

elétricas estão definidas abaixo:

S: Potência aparente, expressa em VA (volt-ampere).

P: Potência ativa ou útil, expressa em W (watt).

Q: Potência reativa, expressa em VAr (volt ampère reativo)

φ: Ângulo que determina o fator de potência.

19


φ

S

P

Q

Figura 11 – Triângulo das Potências

1.3.1 - POTÊNCIA ATIVA OU ÚTIL

É a componente da potência aparente (S), que realmente é utilizada em um

equipamento, na conversão da energia elétrica em outra forma de energia.

Em um sistema monofásico é definida por:

P = U . I. cosφ. (3)

Em um sistema trifásico pode ser expressa por:

P=3 . Uf . If . cosφ ou

P= 3 . UL . IL . cosφ (4)

1.3.2 – POTÊNCIA REATIVA

É a componente da potência aparente (S), que não contribui na conversão de

energia.

Em um sistema monofásico é definida por:

20


Q = U. I. senφ (5)

Em um sistema trifásico é expressa por:

Q = 3 . Uf . If . senφ ou

` Q = 3 . UL . IL . senφ (6)

1.3.3 – POTÊNCIA APARENTE

É a soma vetorial da potência útil e a reativa. É uma grandeza que para ser

definida, precisa de módulo e ângulo, características do vetor. Assim tem-se:

Módulo: 22 QPS += (7)

Ângulo: φ = arctg (Q/P) (8)

Aqui, pode-se notar a importância do fator de potência. Ele é definido como

sendo a relação entre a potência útil e a aparente, isto é:

f.p. = cosφ = P/S (9)

Imagine dois equipamentos que consomem a mesma potência útil de 1000 W,

porém o primeiro tem cosφ = 0,5 e o segundo tem cosφ = 0,85. Pelo triângulo

das potências, chega-se à conclusão de que a potência aparente a ser fornecida

ao primeiro equipamento é de 2000 VA, enquanto que o segundo requer apenas

1176,5 VA.

21


Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e nestas

condições, deve-se manter um fator de potência elevado em uma instalação

elétrica. Além disto, as concessionárias de energia cobram pesadas multas sobre

a tarifa de energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a

0,92.

A potência aparente pode ser calculada por:

S = U. I (VA) – Sistema Monofásico (10)

S=3. Uf . If = 3 x UL . IL – Sistema Trifásico (11)

Outras relações importantes, podem ser expressas por:

S = P / cosφ (VA) (12)

S = Q / senφ (VA) (13)

A título de ilustração, mostra-se na tabela 1, a determinação dos valores de

tensão, corrente, potência e fator de potência em função do tipo de conexão da

carga.

22


Tabela 1 – Valores das grandezas elétricas em função do tipo de ligação; Denominação Estrela Triângulo Tensão de Linha UL ULTensão no Enrolamento UL / 3 UL

Corrente de Linha IL ILCorrente no Enrolamento IL IL / 3 Ligações dos Enrolamentos

Esquemas

Uf = UL/ 3

UL

IL

If = IL/ 3

Uf=UL

Potência Aparente kVA S=3. Uf . If = 3 x UL . IL

Potência Ativa kW P = 3 . Uf . If . cosφ = 3 . UL . IL . cosφ Potência Reativa kVAr Q = 3 . Uf . If . senφ = 3 . UL . IL . senφ Potência Absorvida da Rede Primária kVA SP = P + jQ

Fator de Potência da Instalação Depende da instalação elétrica (cosφ2)

23

CAPÍTULO 2

INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

24

CAPÍTULO 2 – INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

2

INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

1 – INTRODUÇÃO

Um sistema elétrico de potência, na sua concepção geral, é constituído

pelos equipamentos necessários para transportar a energia elétrica desde a

"fonte" até os pontos em que ela é utilizada. Basicamente, este processo,

desenvolve-se em quatro etapas: geração, transmissão, distribuição e

utilização.

Na figura 1, pode ser visto o diagrama de blocos de um sistema elétrico de

potência típico, bem como a localização dos respectivos consumidores.

Figura 1 - Esquema básico do sistema elétrico de potência;

As 4 etapas, mostradas na figura 1, podem ser sucintamente definidas da

seguinte forma:

Geração:

A conversão da energia primária em elétrica se faz, normalmente, através

de conversões intermediárias até a geração de energia elétrica. De um modo

2

25


3

geral, a conversão eletromecânica de energia é realizada através de

geradores síncronos alimentados por turbinas hidráulicas.

Transmissão:

O transporte de energia elétrica é feito através das linhas de transmissão,

cujo valor de tensão, depende do comprimento da linha e da quantidade de

energia a ser transportada.

Sabe-se que, quanto maior a distância entre a geração e o consumo, maior

será a tensão para a transmissão. Além disso, atualmente, tem que se levar

em consideração, se a transmissão será feita em corrente alternada ou em

corrente contínua.

Distribuição

Nesta etapa, a energia deverá ser fornecida a tensões compatíveis com os

níveis de consumo.

O diagrama unifilar, representado na figura 2, ilustra os níveis de tensão

normalmente empregados nas diversas etapas envolvidas na transmissão da

energia elétrica.

GeraçãoMT e BT

TransmissãoAT-EAT-UAT

(CA e CC)

Sub-TransmissãoAT-EAT-UAT

(CA e CC)Distribuição

MT

Consumidor Consumidor

Consumidor Consumidor Figura 2 – Sistema elétrico de potência consumidores;

3

26


4

Como pode ser visto na figura 2, existem consumidores, isto é, instalações

elétricas, alimentadas diretamente a partir das diferentes etapas do sistema

elétrico de potência em função da quantidade de energia e extensão.

Deve-se introduzir um sub-sistema, entre a transmissão e a distribuição,

para que se disponibilize aos consumidores todos os níveis de tensão,

denominado de sub-transmissão.

Dependendo do nível, a tensão é classificada em:

• Baixa tensão ( BT ) até 1kV

• Média tensão ( MT ) de 1 a 66 kV ( inclusive )

• Alta tensão ( AT ) de 69 kV a 230kV ( inclusive)

• Extra alta Tensão ( EAT ) de 230kV a 800kV ( inclusive )

• Ultra Alta Tensão ( UAT ) maiores que 800kV

Os consumidores estão classificados em quatro grupos:

• Grupo 1 – Grandes consumidores;

• Grupo 2 - Consumidores médios;

• Grupo 3 - Pequenos consumidores em média tensão;

• Grupo 4 - Pequenos consumidores em baixa tensão.

2 – CONCEITOS E DEFINIÇÕES

A título de ilustração e para o desenvolvimento deste curso, adotar-se-á as

seguintes definições mais usuais extraídas da portaria 456 da ANEEL.

4

27


5

Carga Instalada: soma das potências nominais dos equipamentos

elétricos instalados na unidade consumidora, em condições de entrar em

funcionamento, expressa em quilowatts (kW).

•

•

•

•

•

•

•

Concessionária ou permissionária: agente titular de concessão ou

permissão federal para prestar o serviço público de energia elétrica,

referenciado, doravante, apenas pelo termo concessionária.

Consumidor: pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de

direito, legalmente representada, que solicitar à concessionária o

fornecimento de energia elétrica e assumir a responsabilidade pelo

pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e

regulamentos da ANEEL, assim vinculando-se aos contratos de

fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão, conforme cada caso.

Consumidor livre: consumidor que pode optar pela compra de energia

elétrica de qualquer fornecedor, conforme legislação e regulamentos

específicos.

Contrato de adesão: instrumento contratual com cláusulas vinculadas às

normas e regulamentos aprovados pela ANEEL, não podendo o

conteúdo das mesmas ser modificado pela concessionária ou

consumidor, a ser aceito ou rejeitado de forma integral.

Contrato de fornecimento: instrumento contratual em que a

concessionária e o consumidor responsável por unidade consumidora

do Grupo “A” ajustam as características técnicas e as condições

comerciais do fornecimento de energia elétrica.

Contrato de uso e de conexão: instrumento contratual em que o

consumidor livre ajusta com a concessionária as características técnicas

e as condições de utilização do sistema elétrico local, conforme

regulamentação específica.

5

28


6

Demanda: média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas

ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na

unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado.

•

•

•

•

•

•

•

•

Demanda contratada: demanda de potência ativa a ser obrigatória e

continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de

entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de

fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada

durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

Demanda de ultrapassagem: parcela da demanda medida que excede o

valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW).

Demanda faturável: valor da demanda de potência ativa, identificada de

acordo com os critérios estabelecidos e considerada para fins de

faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts

(kW).

Demanda medida: maior demanda de potência ativa, verificada por

medição, integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o

período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

Energia elétrica ativa: energia que pode ser convertida em outra forma

de energia, expressa em quilowatts-hora (kWh).

Energia elétrica reativa: energia elétrica que circula continuamente

entre os diversos campos elétricos e magnéticos de um sistema de

corrente alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovolt-

ampere-reativo-hora (kvarh).

Estrutura tarifária: conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de

consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas de acordo

com a modalidade de fornecimento.

6

29


7

Estrutura tarifária convencional: estrutura caracterizada pela aplicação

de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência

independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

•

• Estrutura tarifária horo-sazonal: estrutura caracterizada pela aplicação

de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de

potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do

ano, conforme especificação a seguir:

a) Tarifa Azul: modalidade estruturada para aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as

horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de

tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as

horas de utilização do dia.

b) Tarifa Verde: modalidade estruturada para aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as

horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de

uma única tarifa de demanda de potência.

c) Horário de ponta (P): período definido pela concessionária e

composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita

aos sábados, domingos e feriados nacionais, considerando as

características do seu sistema elétrico.

d) Horário fora de ponta (F): período composto pelo conjunto das

horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas

no horário de ponta.

e) Período úmido (U): período de 5 (cinco) meses consecutivos,

compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de

dezembro de um ano a abril do ano seguinte.

f) Período seco (S): período de 7 (sete) meses consecutivos,

compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de

maio a novembro.

7

30


8

Fator de carga: razão entre a demanda média e a demanda máxima da

unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo

especificado.

•

•

•

•

•

•

Fator de demanda: razão entre a demanda máxima num intervalo de

tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora.

Fator de potência: razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada

da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa,

consumidas num mesmo período especificado.

Fatura de energia elétrica: nota fiscal que apresenta a quantia total que

deve ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica,

referente a um período especificado, discriminando as parcelas

correspondentes.

Grupo “A”: grupamento composto de unidades consumidoras com

fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas

em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de

distribuição e faturadas neste Grupo nos termos definidos no art. 82,

caracterizado pela estruturação tarifária binômia e subdividido nos

seguintes subgrupos:

a) Subgrupo A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a

230 kV;

b) Subgrupo A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;

c) Subgrupo A3 – tensão de fornecimento de 69 kV;

d) Subgrupo A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;

e) Subgrupo A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV;

f) Subgrupo AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV,

atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição e

faturadas neste Grupo em caráter opcional.

Grupo “B”: grupamento composto de unidades consumidoras com

fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em

8

31


9

tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste Grupo nos termos definidos

nos arts. 79 a 81, caracterizado pela estruturação tarifária monômia e

subdividido nos seguintes subgrupos:

a) Subgrupo B1 – residencial;

b) Subgrupo B1 – residencial baixa renda;

c) Subgrupo B2 – rural;

d) Subgrupo B2 – cooperativa de eletrificação rural;

e) Subgrupo B2 – serviço público de irrigação;

f) Subgrupo B3 – demais classes;

g) Subgrupo B4 – iluminação pública.

Iluminação Pública: serviço que tem por objetivo prover de luz, ou

claridade artificial, os logradouros públicos no período noturno ou nos

escurecimentos diurnos ocasionais, inclusive aqueles que necessitam de

iluminação permanente no período diurno.

•

•

•

•

•

Pedido de fornecimento: ato voluntário do interessado que solicita ser

atendido pela concessionária no que tange à prestação de serviço

público de fornecimento de energia elétrica, vinculando-se às condições

regulamentares dos contratos respectivos.

Ponto de entrega: ponto de conexão do sistema elétrico da

concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora,

caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento.

Potência: quantidade de energia elétrica solicitada na unidade de tempo,

expressa em quilowatts (kW).

Potência disponibilizada: potência que o sistema elétrico da

concessionária deve dispor para atender às instalações elétricas da

unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos nesta

Resolução e configurada nos seguintes parâmetros:

a) unidade consumidora do grupo “A”: a demanda

contratada, expressa em quilowatts (kW);

9

32


10

b) unidade consumidora do Grupo “B”: a potência e KVA,

resultante da multiplicação da capacidade nominal ou

regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento

de proteção geral da unidade consumidora pela tensão

nominal, observado no caso de fornecimento trifásico, o

fator específico referente ao número de fases.

Potência instalada: soma das potências nominais de equipamentos

elétricos de mesma espécie instalados na unidade consumidora e em

condições de entrar em funcionamento.

•

•

•

•

•

•

•

•

Ramal de ligação: conjunto de condutores e acessórios instalados entre

o ponto de derivação da rede da concessionária e o ponto de entrega.

Religação: procedimento efetuado pela concessionária com o objetivo

de restabelecer o fornecimento à unidade consumidora, por solicitação

do mesmo consumidor responsável pelo fato que motivou a suspensão.

Subestação: parte das instalações elétricas da unidade consumidora

atendida em tensão primária de distribuição que agrupa os

equipamentos, condutores e acessórios destinados à proteção, medição,

manobra e transformação de grandezas elétricas.

Subestação transformadora compartilhada: subestação particular

utilizada para fornecimento de energia elétrica simultaneamente a duas

ou mais unidades consumidoras.

Tarifa: preço da unidade de energia elétrica e/ou da demanda de

potência ativas.

Tarifa monômia: tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída

por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa.

Tarifa binômia: conjunto de tarifas de fornecimento constituído por

preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e demanda

faturável.

10

33


11

Tarifa de ultrapassagem: tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre

a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites

estabelecidos.

•

•

•

•

•

•

•

•

Tensão secundária de distribuição: tensão disponibilizada no sistema

elétrico da concessionária com valores padronizados inferiores a 2,3

kV.

Tensão primária de distribuição: tensão disponibilizada no sistema

elétrico da concessionária com valores padronizados iguais ou

superiores a 2,3 kV.

Unidade consumidora: conjunto de instalações e equipamentos elétricos

caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de

entrega, com medição individualizada e correspondente a um único

consumidor.

Valor líquido da fatura: valor em moeda corrente resultante da

aplicação das respectivas tarifas de fornecimento, sem incidência de

imposto, sobre as componentes de consumo de energia elétrica ativa, de

demanda de potência ativa, de uso do sistema, de consumo de energia

elétrica e demanda de potência reativas excedentes.

Valor mínimo faturável: valor referente ao custo de disponibilidade do

sistema elétrico, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do

Grupo “B”, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação.

Carga Elétrica: Conjunto de valores das grandezas elétricas que

definem as solicitações impostas a um equipamento elétrico, tais como:

transformadores, motores, etc.

Falta Elétrica: Contato ou arco acidental entre partes sob potenciais

diferentes e ou uma ou mais dessas partes para terra, em um sistema ou

equipamento energizado.

11

34


12

Curto-circuito: Ligação intencional ou acidental entre dois ou mais

pontos de um circuito através de uma pequena impedância.

•

•

•

Sobrecarga: Corrente que excede, ligeiramente, o valor nominal de um

equipamento.

Corrente de Curto: Corrente que excede muitas vezes, o valor nominal

de um equipamento.

Os aspectos anteriores preocuparam-se tão somente em definir e conceituar

as principais grandezas elétricas (demanda, energia, etc.) necessárias à

compreensão do tema proposto. No entanto, não se reportou em nenhum

instante os conceitos e definições envolvendo as sobretensões devido às

descargas atmosféricas e àquelas oriundas de chaveamentos. Desta forma,

neste item, apresentar-se-á, resumidamente, a título de informação alguns

aspectos elétricos inerentes aos fenômenos citados.

3 – SOBRETENSÕES E COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO

a) Origem e Classificação das Sobretensões

As redes elétricas estão sujeitas a várias formas de fenômenos transitórios,

envolvendo variações súbitas de tensão e corrente provocadas por

descargas atmosféricas, faltas no sistema ou operação de disjuntores ou

seccionadoras.

De uma forma genérica, os estudos realizados com a finalidade de obtenção

dos valores referentes aos fenômenos transitórios, são necessários para a

especificação dos equipamentos de um sistema elétrico. Esses estudos são

denominados de sobretensões. Na prática, além dos valores das possíveis

12

35


13

sobretensões nos terminais dos equipamentos, também é de interesse a

determinação das sobrecorrentes. Os cálculos das correntes transitórias,

também são necessárias para a verificação dos esforços térmicos e

mecânicos nos equipamentos e barramentos de uma subestação.

As sobretensões podem ser classificadas de uma forma bem ampla em dois

grupos: sobretensões externas ou internas, conforme a causa que as

provocam seja de origem externa ou interna ao sistema elétrico.

As sobretensões atmosféricas são caracterizadas por uma frente de onda de

alguns microsegundos a poucas dezenas de microssegundos e são

provocadas principalmente por descargas atmosféricas. Uma sobretensão

de qualquer outra origem, que tenha característica de frente de onda

similares àquelas utilizadas para a definição das sobretensão atmosférica,

também é classificada como sobretensão atmosférica. A figura 3 apresenta

um exemplo típico de uma sobretensão atmosférica. A figura 4 apresenta

um exemplo típico de uma sobretensão de manobra fortemente amortecida.

KV

Va

0,9 Va

0,5 Va

0,3 Va

1,2

50

µ s0

Figura 3 - Sobretensão atmosférica típica;

13

36


14

Observa-se na figura 3 um valor de sobretensão elevado, atingindo o pico

em torno de 1,2 µs, reduzindo a sobretensão a metade após 50 µs.

4 6 8

KV

1000

600

200

2 10µ s

Figura 4 - Sobretensão típica de manobra fortemente amortecida;

Observa-se na figura 4, que a sobretensão atingiu aproximadamente

1000kV em 2 µs, enquanto que decorridos 10µs, a sobretensão foi reduzida

para 800 kV. Isto se justifica pelo forte amortecimento sofrido pela

sobretensão.

b) Características dos Isolamentos

Os isolamentos, de uma forma geral, abrangem os espaçamentos no ar, os

isolamentos sólidos e os imersos em líquido isolante. De acordo com a

finalidade a que se destinam, são classificados como sendo para uso

externo e interno, conforme se utilizam: em instalações sujeitas a agentes

externos como umidade, poluição, intempéries, etc., ou para uso interno.

Além dessa classificação, de ordem geral, existe outra, do ponto de vista de

isolamento. Os isolamentos podem ser: auto-regenerativos, que são os que

têm capacidade de recuperação de sua rigidez dielétrica após a ocorrência

de uma descarga causada pela aplicação de uma tensão de ensaio; ou não-

regenerativos, que são aqueles que não têm a capacidade de recuperação de

14

37


15

sua rigidez dielétrica. Havendo uma descarga, há danificação parcial ou

total do isolamento não-regenerativo.

c) Níveis de Isolamento dos Equipamentos

O nível de isolamento de um equipamento é o conjunto de tensões

suportáveis nominais, aplicadas ao equipamento durante os ensaios e

definidas em norma específica para esta finalidade, que define sua

característica de isolamento.

As tensões definidas em norma, a serem aplicadas nos ensaios para

comprovar o nível de isolamento de um equipamento, são as seguintes:

• tensão suportável nominal à frequência industrial de curta

duração, geralmente 1 minuto. Esta grandeza elétrica também é

conhecida como tensão aplicada.

• tensão suportável nominal de impulso de manobra (atmosférico).

A tensão suportável nominal à frequência industrial de curta duração, é o

valor eficaz especificado da tensão à frequência industrial que um

equipamento deve suportar em condições de ensaio especificadas e durante

um período de tempo, geralmente não superior a 1 minuto.

A tensão suportável nominal de impulso de manobra (ou atmosférica) é o

valor de crista especificado de uma tensão suportável de impulso de

manobra, que caracteriza o isolamento de um equipamento no que concerne

aos ensaios de tensões suportáveis. As tabelas 1 e 2 ilustram os níveis de

isolamento normalizados em função da classe de tensão de um

equipamento.

15

38


16

Tabela 1 – Níveis de isolamento normalizados para 1kV < Um ≤ 52 kV (NBR 6949);

Tensão máxima do equipamento Um (kV – valor eficaz)

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (kV – valor da

crista) NBI

Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (kV – valor

eficaz)

3,620

4010

7,240

6020

1595

11034

25,8125

15060

38170

20080

48,3 250 105

Tabela 2 – Níveis de isolamento normalizados para 52kV < Um ≤ 300kV (NBR 6949);

Tensão máxima do Equipamento Um

(kV – valor eficaz)

Base para os valores em p.u.

Um 32

(kV – valor de crista)

Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico

(kV – valor de crista) NBI

Tensão Suportável Nominal à Frequência Industrial

durante 1 minuto (kV – valor de crista)

72,5 59 325 141

92,4 75 380 150

145 118

450 185

242 200

550 230

650 275

750850

325

950

1050

360

395

460

16

39


17

As normas de coordenação do isolamento, inclusive a NBR- 6939 têm por

objetivos fixar os níveis de isolamento dos equipamentos e estabelecer

diretrizes para a elaboração de especificações e métodos de ensaios de

equipamentos.

Os ensaios são realizados de acordo com os procedimentos estabelecidos

nas normas pertinentes e têm por objetivo verificar se um equipamento está

em conformidade com as tensões suportáveis nominais que determinam o

seu nível de isolamento. Para cada tipo de ensaio e cada tipo de

equipamento, a norma do equipamento considerado especifica os métodos

para detectar falha no isolamento e os critérios que permitem afirmar ter

ocorrido falha no isolamento, durante os ensaios. Sempre que possível, os

ensaios devem ser feitos de acordo com as recomendações constantes das

normas pertinentes. No entanto, pequenos desvios são admissíveis em

função de características especiais de um tipo particular de equipamento,

desde que os níveis de isolamento normalizados não sejam modificados. Os

ensaios nos equipamentos novos podem ser de tipo ou de rotina,

dependendo da finalidade a que se destinam. Os ensaios de tipo têm a

finalidade de verificar a conformidade de uma determinada característica

de projeto de um equipamento elétrico, ou de um componente, com a sua

respectiva especificação. Os ensaios de rotina têm a finalidade de verificar

se determinado equipamento, ou componente, está em condições adequadas

de funcionamento ou de utilização, de acordo com a respectiva

especificação. Basicamente, o ensaio de tipo é realizado num protótipo, ou

numa amostra, e o ensaio de rotina é realizado no equipamento, ou seção já

pronto para entrega.

17

40


18

d) Princípios Básicos de Coordenação de Isolamento

Denomina-se coordenação de isolamento ao conjunto de procedimentos,

utilizados principalmente para a especificação de equipamentos, que tem

por objetivo fundamental a redução, a uma nível econômico e

operacionalmente aceitável, a probabilidade de falhas nos equipamentos ou

no fornecimento de energia, levando-se em consideração as solicitações

que podem ocorrer no sistema e as características dos dispositivos de

proteção. Esses componentes para efeito de coordenação de isolamento de

subestações, são os pára-raios, escoando para a terra parte da corrente

proveniente da sobretensão devido ao desempenho que tem no controle das

sobretensões, tanto do tipo de manobra quanto atmosféricas.

Através do estudo da coordenação de isolamento que envolve a

determinação das sobretensões, as quais os equipamentos estarão

submetidos, seguida de seleção conveniente das suportabilidades elétricas,

considerando-se as características dos dispositivos de proteção disponíveis.

As concessionárias definem os valores da NBI normal e reduzido na SE.

Nestas condições, as margens mínimas recomendadas pela NBR-8186 são

as seguintes: 20% e 40% para equipamentos da faixa A, conforme mostra a

tabela 1.

e) Espaçamentos Elétricos e Distâncias de Segurança

Em adição aos estudos de coordenação de isolamento para a determinação

dos níveis de isolamento dos equipamentos das subestações, são definidos

estudos para a determinação dos espaçamentos elétricos mínimos e das

distâncias de segurança no interior da subestação.

Os espaçamentos elétricos numa subestação, ao contrário dos equipamentos

não podem ser ensaiados a impulsos e, providências devem ser adotadas

18

41


19

para evitar que ocorram descargas no isolamento, em tensões inferiores

àquelas para as quais os equipamentos foram especificados.

Com base em ensaios de laboratório de diversas configurações de eletrodo,

são obtidas informações sobre o espaçamento requerido para suportar um

determinado impulso aplicado, as quais devem ser utilizadas para o

estabelecimento das distâncias elétricas mínimas na subestação.

A NBR-8186 apresenta a Tabela 6, no anexo F, as informações sobre os

espaçamentos e valores de tensão suportável a impulso atmosférico, a qual

é reproduzida na Tabela 3.

Além das definições dos níveis de isolamento dos equipamentos, em

função das tensões nominais e NBI, são estabelecidas as distâncias

mínimas entre condutores-terra. Tabela 3 - Correlação entre o nível de isolamento e o espaçamento mínimo fase-terra no ar para tensões suportáveis nominais de impulso atmosférico até 750 kV Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico

(kV) Espaçamento Mínimo Fase-Terra no Ar

(mm) 40 60 60 90 95 160 110 200 125 220 150 280 170 320 200 380 250 480 325 630 380 750 450 900 550 1100 650 1300 750 1500

19

42


20

f) Distância entre Escoamento de Buchas e Isoladores

A complementação dos estudos de coordenação de isolamento é realizada

selecionando-se as distâncias de escoamento das superfícies isolantes

(isoladores) expostas ao meio ambiente, como as porcelanas das buchas e

isoladores.

Para estes isolantes, a solicitação mais importante é a tensão nominal de

operação, a qual está continuamente aplicada e que é sensível ao efeito das

condições ambientais.

O comportamento destes isolantes é bastante influenciado pela umidade e

densidade do ar. Pois, na presença de substância poluentes, há redução da

suportabilidade do isolante à tensão na freqüência industrial.

Em condições ambientais limpas, a corrente de fuga pela superfície da

porcelana é da ordem de miliampéres, tendendo a aumentar devido à

contaminação desta superfície por depósitos de sal, resíduos químicos ou

poeira. Este fenômeno é ainda agravado quando a superfície contaminada é

umedecida por chuva fina ou orvalho, criando camadas de maior

condutividade e propiciando a ocorrência de descargas através do

isolamento.

A tabela 4 a seguir, ilustra o exposto.

20

43


21

Tabela 4 – Escala Provisória dos níveis de poluição naturais.

Nível de Poluição Ambiente Característico

Distância de Escoamento Admitida

(mm/kV eficaz)

Desprezível

Áreas sem indústria e áreas com baixa densidade de indústria, mas sujeitas a ventos e/ou chuvas freqüentes. As áreas classificadas neste nível devem estar localizadas longe do mar ou em altitudes elevadas e em nenhum caso podem estar sujeitas a ventos marítimos.

16

Leve

Áreas com indústrias que não produzam fumaça particularmente poluente, áreas com alta densidade de indústrias mas sujeitas a frequentes ventos limpos e/ou chuvas e áreas sujeitas a vento marítimos mas não muito próximas da costa (afastadas no mínimo 1 km).

20

Forte

Áreas com alta densidade de indústrias produzindo poluição, áreas próximas ao mar e de algum modo expostas a ventos marítimos relativamente fortes.

25

Muito Forte

Áreas geralmente de moderada extensão, sujeitas a fumaças industriais, produzindo camada condutora razoavelmente espessa, áreas geralmente de moderada extensão muito próximas da costa e expostas a ventos marítimos muito fortes e poluentes.

31

A título de ilustração, mostra-se um exemplo de cálculo da distância de

isolação:

Exemplo: Para uma subestação em 138 kV, situada numa região de

poluição leve, a quantidade de isoladores necessários em cada ponto de

aplicação dos mesmos é obtida da equação:

no isoladores = 1,05 . V/d

no isoladores = 820

138.05,1 ≅ isoladores

21

44


22

onde:

V = tensão nominal (kV)

d = distância de escoamento admitida em mm/kV

Como conclusão ao se elaborar uma oferta de uma subestação, em relação à

coordenação de isolamento, deve-se considerar:

O NBI dos equipamentos em função da tensão nominal (classe de

tensão) da subestação;

•

•

•

As distâncias entre condutores, definindo a área/lay out da subestação;

A quantidade de isoladores em função das características do ambiente.

4 – NOÇÕES DE SUBESTAÇÕES

4.1 – CONCEITUAÇÃO

Uma subestação pode ser definida como sendo um “conjunto de

equipamentos com propósito de chaveamento, transformação,

proteção ou regulação da tensão elétrica”, ou ainda “instalação elétrica

destinada à alteração conveniente das características de energia

elétrica ou manobras de circuitos elétricos de potência”

Destinam-se basicamente a:

• Suprimento de energia elétrica a consumidores;

• Seccionamento de circuitos elétricos, necessários à estabilidade

dos sistemas elétricos.

22

45


23

Nestes seccionamentos há normalmente uma redistribuição de energia

proveniente de várias fontes de geração e destinadas aos vários centros de

carga a serem supridos.

Poderão ainda ser conceituadas em função do nível de tensão de operação,

como por exemplo:

• Extra Alta Tensão (EAT) – acima de 345kV, destinadas

basicamente ao seccionamento dos sistemas de transmissão;

• Alta Tensão (AT) – de 69kV a 230kV, destinadas ao

seccionamento dos sistemas de subtransmissão e subestações

transformadoras, as quais são construídas para o atendimento de

carga localizada, normalmente subestações abaixadoras de tensão

elétrica.

A função ou tarefa mais importante das subestações é garantir a

continuidade com a máxima segurança de operação e confiabilidade dos

serviços a todas as partes componentes dos sistemas elétricos. As partes

defeituosas ou sob falta devem ser desligadas imediatamente e o

abastecimento de energia deve ser restaurado por meio de comutações ou

manobras.

Consequentemente, a escolha das ligações quando do planejamento de uma

subestação, assume um significado especial e deve ser realizada

estritamente de acordo com o planejamento do sistema elétrico.

Em sistemas elétricos interligados, por exemplo, que possuem uma rede de

distribuição secundária, a falta de uma subestação de distribuição não

resulta em uma falta de alimentação. Para tais subestações, não é necessário

um alto investimento em sua construção. Por outro lado, em redes radiais,

23

46


24

quando da desenergização da subestação de alimentação principal, todos os

consumidores ficariam simultaneamente sem energia.

Deve-se considerar ainda o fato da rede possuir circuitos singelos ou

duplos. No caso de circuitos singelos, a segurança das subestações

alimentadoras deve ser particularmente considerada, com a possível

instalação de um barramento auxiliar.

4.2 – SUBESTAÇÕES PRINCIPAIS

É o espaço físico destinado aos equipamentos e estruturas eletromecânicas

que, interligados dentro de uma determinada configuração, recebem energia

em um dado nível de tensão proveniente de geração própria ou de

concessionária, e transmitem para pontos de utilização ou pontos de

transferência em outro nível de tensão ou frequência compatíveis com o

sistema elétrico existente ou a ser instalado.

4.3 – SUBESTAÇÃO UNITÁRIA

Local destinado a receber a energia elétrica proveniente da subestação

principal e transmitir às unidades elétricas industriais de produção em

níveis de tensão e frequência compatíveis.

4.4 - TIPOS DE SUBESTAÇÃO

Os projetos de subestação poderão ser elaborados segundo três tipos

básicos, de acordo com a maneira de instalar, ou seja:

Subestação ao tempo; •

• Subestação semi-abrigada;

24

47


25

• Subestação abrigada.

a) Subestação ao Tempo

São aquelas instaladas ao ar livre, cujos equipamentos ficarão sujeitos a

intempéries.

b) Subestação semi-abrigada

São aquelas providas somente de cobertura em toda à extensão do pátio de

manobra.

c) Subestação abrigada

São instaladas em locais abrigados, cujos equipamentos não estão sujeitos a

intempéries.

5 – PLANTA INDUSTRIAL

As figuras 5, 6, 7 e 8 mostram esquematicamente as configurações de

plantas industriais e a forma de participação da Schneider:

• Entrada de energia em AT, sem subestações unitárias;

• Entrada de energia em AT, com subestações unitárias;

• Entrada de energia em MT, sem subestações unitárias;

• Entrada de energia em MT, com subestações unitárias.

25

48


26

SUBESTAÇÃOPRINCIPAL

ESCOPO DOTURN-KEY

AT

MT

CASA DE COMANDOPN PROTEÇÃO E CONTROLEPN CA/CCRETIF / BATERIASPAINÉIS MTMT

PONTO DE ENTRADA DACONCESSIONÁRIA

UNIDADE INDUSTRIALPRODUÇÃO PAINÉIS MT/BT

POSSÍVEL IMPLATAÇÃODA SCHNEIDER COM OFORNECIMENTO DEPAINÉIS

MT

Figura 5 – Entrada de energia em AT sem Subestação unitária;


ESCOPO DOTURN-KEY

AT

MT MT MT

CASA DE COMANDOPN PROTEÇÃO E CONTROLEPN CA/CCRETIF / BATERIAS

MT

MT MT MT

PONTO DE ENTRADA DACONCESSIONÁRIA

SE UNITÁRIAPAINÉIS MT/BT



Fornecimento dosEquipamentos eInstalação

Figura 6 – Entrada de energia em AT com Subestação unitária;

26

49


27


ESCOPO DOTURN-KEY

MT

CABINE DEFORÇA + MEDIÇÃO

Figura 7 – Entrada de energia em MT sem Subestação unitária;


ESCOPO DOTURN-KEY

MT

MT/BT MT/BT MT/BT

Figura 8 – Entrada de energia em MT com Subestação unitária;

Deve-se salientar que, os custos estão intimamente ligados à escolha do

tipo de subestação a ser utilizado. Assim, os requisitos técnicos exigidos

para uma subestação são proporcionais aos custos de investimento.

27

50


28

6 – EQUIPAMENTOS DE PÁTIO

Podem ser classificados dentro de dois grupos:

• Equipamentos de manobra;

• Equipamentos de transformação.

6.1 – EQUIPAMENTOS DE MANOBRA

Enquadram-se disjuntores e chaves seccionadoras, e podem ser ainda

classificados como:

• Ativo – disjuntores, visto que pode manobrar em carga normal ou

defeito. Esta manobra poderá ser comandada pelo operador, a

partir das chaves de comando instaladas nos painéis de comando

da subestação ou no próprio disjuntor, ou automaticamente, para

defeitos, através de relés de proteção;

• Passivo – Seccionadoras, as quais normalmente não podem fazer

manobras em carga.

6.2 – EQUIPAMENTOS DE TRANSFORMAÇÃO

São equipamentos de transformação das características elétricas de tensões

e correntes, proteção de outros equipamentos à surtos de tensão e

equipamentos para comunicação.

Neste item enquadram-se os transformadores de potência, transformadores

de potencial (TP), transformador de corrente (TC), pára-raios, filtros de

28

51


29

onda (bobina de bloqueio) e reguladores de tensão. Podem ser ainda

incluídos, os reatores e capacitores, os quais se destinam à melhoria da

regulação das linhas de transmissão possibilitando um melhor rendimento

dos sistemas a que estão conectados.

6.3 – EQUIPAMENTOS DE COMANDO, CONTROLE E

PROTEÇÃO

Destinam-se à supervisão dos sistemas elétricos. Conectados aos

secundários de TP’s E TC’s tomam uma imagem do que ocorre

eletricamente nos circuitos onde estão ligados os equipamentos.

6.4 – EQUIPAMENTOS DE COMANDO

Destinam-se ao acionamento de disjuntores e chaves seccionadoras. Podem

ainda ser vistos como:

• Local ou remoto – em função de sua localização em relação ao

equipamento a ser acionado;

• Manual ou automático – em função da necessidade ou não da

participação do operador.

6.5 – EQUIPAMENTOS DE CONTROLE

Destinam-se à supervisão dos sistemas elétricos. Sendo estes:

• Indicadores de tensão, corrente, potência ativa e reativa,

temperatura, freqüência;

• Medidores de controle e faturamento;

• Registradores gráficos de tensão, corrente, potência ativa e

reativa, temperatura;

29

52


30

• Registradores de defeitos (oscilógrafos);

• Anunciadores óticos e acústicos;

• Localizadores de defeitos;

• Etc.

6.6– EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

Compreende principalmente os relés de proteção que podem ser divididos

em função da sua aplicabilidade:

• Relés de sobrecorrente e relés de sobrecorrente direcional;

• Relés de distância;

• Relés de sobretensão;

• Relés diferenciais;

• Relés de religamento;

• Etc.

30

53

CAPÍTULO 3

CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

54

CAPÍTULO 3 – CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES 2

CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

1 – INTRODUÇÃO

Para o desenvolvimento de qualquer projeto de uma instalação elétrica, deve-se

representar todos os seus componentes de tal forma a se obter uma visão global

de toda a instalação, tanto sob o aspecto de disposição e localização no sistema

elétrico, como de suas funções.

A representação gráfica de um sistema elétrico de potência, ou os diagramas

elétricos, deve conter a maior quantidade possível de informações, com o

objetivo de representar os componentes e as suas funções específicas.

Consequentemente, vários são os diagramas elétricos que se tornaram os mais

usuais, os quais são analisados na sequência deste capítulo.

2 – DIAGRAMAS ELÉTRICOS

2.1 – DIAGRAMA UNIFILAR

Trata-se da representação mais usual na análise de um sistema elétrico. É um

diagrama onde se representa o circuito elétrico por uma de suas fases,

destacando-se as partes de força do sistema (aqueles que se destinam à condução

da energia), sem contudo entrar em detalhes da forma de conexão, ajustes,

comando, etc. Na figura 1a pode-se observar a representação unifilar do

diagrama de blocos representado na figura 1, enquanto que a figura 1b, mostra

um diagrama elétrico típico de uma subestação.

55


2.2 - DIAGRAMA TRIFILAR

É a representação de um circuito elétrico, levando-se em consideração as suas

três fases, sendo importante como subsídio para a elaboração dos demais

esquemas de detalhamento de um determinado projeto. O diagrama trifilar, além

de conter as informações básicas do diagrama unifilar, contém muitos outros

detalhes, que serão inclusive transportados a outros esquemas, dando uma

excelente idéia de conjunto. Na figura 2, pode ser ilustrado a representação do

diagrama trifilar tomando-se como base o diagrama da figura 1a.

(a)

56


3 TP’sTP’s PARA PROTEÇÃO DIRECIONAL

5051

5051

67 N 50 N51

50 N51

MEDIÇÃO MEDIÇÃO

67 N 6767

DISJUNTOR DISJUNTOR

ENTRADA AÉREA ENTRADA AÉREA

3 TP”s 3 TP”s

2 TC’s2 TC’s

3 TC’s 3 TC’s

MEDIÇÃO COM DUPLA

ALIMENTAÇÃO

A

B

C

A

B

C

67

5051

67 N

50 N51

A B

A C

B

A

B C

PONTO DE LIGAÇÃO

PONTO DE ENTRADA

RAMAL DE LIGAÇÃO

RAMAL DE ENTRADA

RAMAL DE SERVIÇO

PARA-RAIO, TIPO ESTAÇÃO 10 kA

TRANSFORMADOR DECORRENTE

TRANSFORMADOR DEPOTÊNCIAL

CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS C/CHIFRES E ATERRAMENTO. C/ BLOQUEIO MECÂNICO

CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS DECOMANDO SIMULTÂNEO

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE FASECOM ELEMENTOS INSTANTÂNEO ETEMPORIZADOS DIRECIONAIS.

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE NEUTROCOM ELEMENTOS INSTANTÂNEO ETEMPORIZADOS DIRECIONAIS.

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE FASEINSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS.

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE TERRAINSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS.

DISJUNTOR

(b)

Figura 1 - Representação unifilar de uma subestação;

57


Figura 2 - Representação trifilar;

2.3 - DIAGRAMA DE IMPEDÂNICA

Quando se deseja analisar o comportamento de um sistema em condições

normais de carga ou durante a ocorrência de um curto-circuito, o diagrama

unifilar deve ser transformado num diagrama de impedâncias, mostrando o

circuito equivalente de cada componente do sistema, referido ao mesmo lado de

um dos transformadores.

Na figura 3, representa-se o diagrama de impedância referente ao diagrama

unifilar mostrado na figura 1a.

Figura 3 - Diagrama de impedâncias;

58


3 - ESTUDO E ESCOLHA DOS TIPOS DE DIAGRAMA EM FUNÇÃO DAS CARGAS – APLICAÇÕES

3.1 – GENERALIDADES

O projeto de uma instalação é realizado com maior facilidade com auxílio de um

diagrama de ligação, o qual é completado no decorrer do surgimento de idéias,

até que contenha todas as indicações, assim como os dados técnicos dos

aparelhos, do material, dos instrumentos e dos diversos equipamentos de

proteção.

Inicialmente, torna-se necessário a definição de unidades funcionais, conhecidas

como “bay's”, podendo estes ser de linha, transformador e transferência.

Os aparelhos de manobra que compõem uma unidade funcional em ordem, são:

uma chave seccionadora de terra, que tem por finalidade o aterramento de linha

de transmissão quando das manutenções, sendo, portanto, um dispositivo de

segurança. Em seguida tem-se um disjuntor isolado por duas chaves

seccionadoras, uma de linha e outra de barramento.

Para a complementação da unidade funcional ("bay"), necessita-se de um pára-

raios, e dos transformadores de potencial e de corrente para conexão dos

aparelhos de medição e proteção. A posição destes transformadores, pode ser

feita de dois modos:

a) Entre a chegada de energia e o disjuntor colocado antes da

seccionadora de transferência “by pass”, pois facilita a transferência

da proteção para disjuntor de acoplamento;

59


b) Entre o disjuntor e o barramento, conseguindo com isto a própria

proteção pelo disjuntor.

Quanto à disposição, deve-se colocar o transformador de corrente antes do

transformador de potencial, pois deste modo o transformador de corrente

protege o de potencial.

A figura 4 mostra as unidades funcionais de uma subestação.

60


bay detransferência“bay de

transformador”

CCP ( Comando, controle, proteção )

Unidadefuncional“bay dalinha”

I

II

CCP CCP

Legenda:

Pára-ráio

Seccionadora

Seccionadora com lâmina de terra

Disjuntor

TC (transformador de corrente)

TP (transformador de potencial)

Transformador

Figura 4 – Unidades Funcionais em uma Subestação;

61


3.2 - BARRAMENTO SINGELO (SIMPLES)

Representa o tipo básico, sendo comumente empregado em subestações de

distribuição. A figura 5 ilustra o diagrama básico de uma subestação com

barramento singelo.

CCP CCP

CCP CCP

SAÍDA / ENTRADADE LINHA

Figura 5 – Diagrama Básico – Barramento Singelo;

As características mais importantes dos barramentos singelos são:

Boa visibilidade de instalação: com isto é reduzido o perigo de manobras

errôneas por parte do operador.

Reduzida flexibilidade operacional; em casos de distúrbios ou manutenção

no barramento é necessário desligar toda a subestação.

Baixo custo de investimento (representa 88% de uma instalação idêntica, em

138 KV, com barramento duplo).

62


Pela introdução de um seccionamento ao longo do barramento

(seccionamento longitudinal), de acordo com a Figura 6, onde são oferecidas

possibilidades adicionais de operação em grupo, limitações de distúrbios e

possibilidades de divisão da rede. Além disto, os consumidores podem ser

alimentados no mínimo de duas maneiras diferentes. A operação com duas

tensões e frequência também é possível.

CCP CCP

CCP CCP

Figura 6 – Barramento singelo com seccionamento longitudinal;

Os barramentos singelos são utilizados em:

Subestações transformadoras e de distribuição quando a segurança de

alimentação dos consumidores pode ser obtida por intermédio de

comutações (redes interligadas formando malha por exemplo).

Em pontos da rede para os quais não há necessidade de fornecimento

contínuo (sem interrupção).

63


O sistema que utiliza barramento simples (singelo) com seccionamento ao longo

do mesmo, pode ser executado utilizando-se um disjuntor com seccionador

longitudinal. Assim, obtém-se o chamado barramento singelo com disjuntor de

acoplamento longitudinal desenhado na Figura 7.

CCP

Figura 7 – Barramento singelo com disjuntor de acoplamento longitudinal;

Esta execução oferece, ao contrário daquela com seccionamento longitudinal,

uma conexão mais simples, fácil e com possibilidades de separação das diversas

partes, sem interrupção de serviço. Oferece, ainda, a possibilidade de conexão

de uma bobina limitadora de corrente juntamente com o disjuntor. Uma

instalação com este tipo de conexão básica, determina, portanto, uma maior

flexibilidade no que se refere às diversas possibilidades de operação. Esta

conexão é encontrada, freqüentemente, nas instalações de consumo próprio de

usinas elétricas. Normalmente, em instalações de média tensão de grande porte,

64


há necessidade imperiosa de se seccionar os barramentos por causa da presença

de altas correntes de curto-circuito. Esta separação é perfeitamente possível

quando se dispõe de um disjuntor de acoplamento transversal.

A utilização de bobinas limitadoras de corrente é preferida quando se trata de

instalações existentes e que deva ser ampliada; normalmente, esta ampliação

provoca o aumento excessivo das correntes de curto-circuito, tornando

necessário a sua limitação. A Figura 8 ilustra os comentários expostos acima.

SA FECHADA

KA71,46"3KI

KA76,45"2KI

KA85,44"1KI

=

=

=

345 MVA 345 MVA

Ampliação

500 KVAµ = 5%

500 KVAµ = 5%

500 KVAµ = 5%

KA87,31"3KI

KA42,31"2KI

KA31"1KI

=

=

=

MVA450"3KS

MVA345"2KS

MVA280"1KS

=

=

=

SA

Figura 8 – Ampliação de uma subestação;

65


3.3 – BARRAMENTO AUXILIAR

Os barramentos auxiliares identificados na figura 9, os quais normalmente estão

conectados ao barramento principal por intermédio de um disjuntor, oferecem

vantagem adicionais aos diagramas apresentados, a saber:

Livre possibilidade de manobra para qualquer disjuntor, sem desligamento de

derivação correspondente. Alta segurança de alimentação.

Conexão de derivação sem disjuntor e sem utilização dos barramentos

principais.

Aumento de custos relativamente reduzido (aproximadamente 4% quando

comparado com uma subestação de 138 KV – barramento duplo).

Este tipo de diagrama para subestações tem aplicação em:

Pontos da rede, nos quais é exigida alta segurança de alimentação (quando,

por exemplo, existe permanência de circuitos singelos).

Em conexão com barramentos múltiplos, para localidades com forte poluição

de ar, quando a limpeza acarreta desligamentos frequentes.

66


Barramento principal

Barramento auxiliarCSA CSB CSE CSC CSD

CL CL

A B C D

Figura 9 – Barramento Auxiliar;

Observações:

Normalmente os transformadores de corrente são colocados entre o

transformador e a chave seccionadora ou na saída de linha (circuitos “A” e

“C”) para que eles permaneçam em serviço mesmo durante a utilização do

disjuntor auxiliar (acoplamento) no circuito de reserva. Deste modo, a proteção

do transformador pode ser facilmente comutada para o disjuntor de reserva

(auxiliar). Caso as linhas não tenham comprimento variável, os transformadores

de corrente para as saídas de linha podem ser dispostos conforme indica o

circuito “B” da Figura 9. Com isto, pode-se comutar facilmente o relé de

distância para o disjuntor de reserva. Não seria prudente comutar os

67


transformadores de corrente, pois estes não podem trabalhar com o secundário

aberto, mesmo por pouco tempo.

O barramento auxiliar em conexão com um sistema de barramentos duplos,

oferece uma grande segurança contra interrupções de fornecimento. Quase todas

as partes da instalação podem ser, consequentemente, comutadas sem tensão e

sem interrupção de fornecimento.

Em grande estações transformadoras é comum a previsão de um grupo de

transformadores de reserva. Neste caso, é suficiente coordenar o barramento

auxiliar com o circuito alimentador da linha. Entretanto, no caso em que todas as

linhas de alimentação deixam o barramento em uma mesma direção, os custos

são menores do que para um sistema de barramento adicional (barramento

duplo). Em conexão com um barramento singelo, esta solução é freqüentemente

adotada é tecnicamente mais vantajosa do que um barramento duplo.

Estas vantagens refletem-se principalmente na disposição dos equipamentos na

subestação, apresentando facilidades de manobra e visibilidade de instalação.

3.4 – BARRAMENTO DUPLO

A figura 10 identifica o diagrama unifilar de uma subestação com barramento

duplo, enquanto que a figura 11 ilustra o diagrama esquemático do barramento

duplo com o auxiliar.

A utilização do barramento duplo é recomendado nas seguintes situações:

Instalações de grande porte que operam com tensões e frequências diferentes.

Fornecimento de energia para diversos consumidores a partir de uma única

alimentação.

68


Onde o fornecimento de energia deve ser contínuo, sem sofrer qualquer

interrupção (por exemplo: durante a manutenção dos equipamentos da

instalação).

Impossibilidade de se fixar previamente a disposição das diversas derivações

(entradas e saídas).

Barramento I

Barramento II

Figura 10 – Barramento Duplo;

De uma forma geral, chega-se sempre a solução empregando-se barramentos

duplos; esta escolha depende da natureza da instalação (tipo de acoplamento dos

barramentos, etc.). Em alguns casos, chega-se à conclusão da necessidade do

emprego de até 6 barramentos; como por exemplo em instalações para consumo

próprio de usinas elétricas; pontos de união de redes; reunião de diversos

consumidores com tarifas diferentes.

.

69


Barramento I

Barramento II

Barramentoauxiliar

Figura 11 – Barramento duplo com barramento auxiliar;

Características dos barramentos duplos:

Liberdade de escolha das conexões para manobras;

Divisão racional de todos os circuitos em dois grupos, para limitação de

distúrbios e divisão da rede;

Manutenção de um barramento, sem interrupção do fornecimento de energia

dos circuitos, os quais são conectados ao outro barramento;

70


Para a manutenção dos aparelhos de um circuito é efetivamente necessário

desligar essa alimentação. Caso seja prevista uma forma de construção

adequada, pode-se utilizar o disjuntor de acoplamento e o 2° barramento

como disjuntor de reserva daquele circuito. Com esta solução, os aparelhos

são "jampeados" (curto-circuitados) com o auxílio de um cabo.

Observações:

Um acoplamento livre, entre duas partes da rede, permite o uso de um disjuntor

com características nominais reduzidas. Somente o disjuntor de acoplamento é

dimensionado ou especificado para a capacidade total de interrupção do curto-

circuito.

Aplicação

Pontos de alimentação importantes, cuja saída de serviço coloca um

consumidor em situação desfavorável;

Interligação de dois sistemas importantes.

As Figuras 12, 13 e 14 caracterizam diversos tipos de acoplamentos utilizados

em conjunto com o sistema de barramentos duplos.

Figura 12 – Acoplamento transversal ou disjuntor de transferência;

71


Figura 13 – Acoplamento transversal e secciomento longitudinal;

Figura 14 – Acoplamento transversal e seccionamento longitudinal duplo;

Prefere-se a utilização de uma terminologia própria para caracterizar o

acoplamento entre duas partes distintas de uma subestação. Assim sendo, será

utilizado, neste documento, termos tais como: disjuntor de acoplamento

longitudinal, quando a conexão é feita em um mesmo barramento seccionado;

disjuntor de acoplamento transversal, quando a conexão é feita entre dois

barramentos distintos.

A razão desta terminologia é decorrente de uma forma definida para diferenciar

os diversos tipos de acoplamento ou transferência. Assim sendo, poderia

igualmente utilizar um termo como “disjuntor de transferência”, como é usual na

maioria das publicações especializadas.

72


3.5 - BARRAMENTO TRIPLO

Uma análise da figura 15 mostra que tal construção “barramento triplo” é muito

dispendiosa e somente é aplicada em casos muito especiais. Suas principais

características e aplicações são:

Características:

Elevada flexibilidade operacional;

Altos custos;

Má visibilidade da instalação, o que pode levar o operador a executar

manobras indevidas.

Aplicação:

Somente em casos excepcionais, nos quais é exigida uma operação contínua

em grupo, com quaisquer disposições das alimentações;

O terceiro barramento é utilizado durante uma manutenção;

Pontos de acoplamento, quando este for em grande número;

Instalações de usinas elétricas.

73


Figura 15 – Barramento triplo com seccionamento

longitudinal triplo e acoplamento completo;

3.6 – SISTEMA COM DISJUNTOR EXTRAÍVEL

Este tipo de sistema é aplicável em subestações, onde se exige economia de

espaço. Esta configuração atualmente é utilizada somente para níveis de tensão

até 138 kV. As figuras 16,17 e 18 identificam os diagramas unifilares de uma

alimentação com disjuntores extraíveis.

Características:

Eliminação da chave seccionadora;

Intertravamento mais simples;

Áreas ou espaços de instalação reduzidos;

Barramentos duplos exigem dois disjuntores por circuito, consequentemente,

mais dispendiosos.

74


Aplicação:

Subestações para instalação abrigada (interiores), com barramento singelo

para economia de espaço (até 138 KV);

Subestações para instalação abrigada (interiores), com barramento duplo,

com dois disjuntores, somente para extrema segurança de serviço.

Figura 16 – Sistema com disjuntores extraíveis;

Apesar dos altos custos comparativos dessas instalações, a técnica de utilização

dos disjuntores extraíveis está sendo cada vez mais difundida, principalmente

em instalações de média tensão (6 a 34,5 KV). A interligação de disjuntores e

transformadores de corrente em um mesmo carrinho não é aconselhável quando

existem diversificações de correntes nos consumidores, pois seria necessário

manter diversos disjuntores de reserva.

75


Figura 17 – Disjuntores extraíveis instalados juntamente com TP e TC;

Figura 18 – Barramento duplo com disjuntores extraíveis;

76


3.7 – SISTEMA COM BARRAMENTOS EM ANEL

A figura 19 detalha o diagrama unifilar de uma subestação com barramento em

anel.

Características:

Um disjuntor pode sair de operação sem prejudicar o funcionamento normal

de instalação;

Todos os equipamentos localizados no anel devem ser dimensionados para a

maior corrente do anel (aproximadamente o dobro da corrente dos circuitos

derivados);

Sistema impróprio para grandes subestações, porque no caso de desligamento

de dois disjuntores, podem sair de serviço partes completas da instalação;

Pouca visibilidade da instalação e do fluxo de corrente.

Figura 19 – Barramento em anel;

77


Aplicação:

Em regiões onde existem predominância norte americana, para instalações de

médio porte com até 6 derivações.

Observações:

a) Caso os transformadores de corrente estejam situados dentro do anel

(disposição usual), quase toda a instalação fica coberta pela faixa de

proteção das derivações. Somente o trecho entre o transformador de

corrente e o disjuntor correspondente fica fora desta proteção. Entretanto,

caso sejam instalados transformadores de corrente, em ambos os lados do

disjuntor, desta forma, a proteção fica assegurada.

b) Não se consegue com sistema em anel, as mesmas condições apresentadas

pelos barramentos múltiplos, como por exemplo: divisão da rede.

3.8 – SISTEMAS COM DOIS DISJUNTORES

Características:

Enorme segurança de serviço para toda a instalação;

Altos custos de investimentos (cerca de 160% referidos a

138 KV com barramentos duplos).

Aplicação:

Na Rússia, para pontos importantes de redes.

uma subestação de

78


Figura 20 – Sistema com dois disjuntores;

Observação:

Um desligamento seletivo de faltas nos barramentos, sem interrupção do

fornecimento, somente é possível se os barramentos estão em paralelo e com

religamento automático.

A figura 20 esclarece os comentários expostos.

3.9 – SISTEMA COM "1 ½" DISJUNTORES

A figura 21 é o diagrama esquemático que associa a alimentação de subestações

com o sistema chamado de 1 1/2 disjuntores.

Características:

Para cada dois circuitos existe um disjuntor de reserva, conseguindo-se

assim, grande segurança de serviço;

79


Muitos disjuntores e seccionadoras devem ser especificados, para sustentar

uma corrente dupla do circuito derivado, quando do desligamento de um dos

disjuntores;

Construção dispendiosa e má visibilidade implicando em manobras

indevidas.

Aplicação:

Na América do Norte, para pontos de redes com elevadas exigências no que se

refere à segurança de serviço.

Figura 21 – Sistema com "1 ½" disjuntores;

80


3.10 - SISTEMA COM CHAVE SECCIONADORA DE

PASS)

A figura 22 identifica a operação das subestações com a pos

operação com chaves by pass.

Características:

Uma derivação pode ser mantida em serviço també

manutenção do seu disjuntor. A proteção, quando isso a

por um outro disjuntor;

Seccionadores sob carga, instaladas no lugar das seccion

(By pass) possibilitam ou facilitam a comutação (ligar/d

transmissão e transformadores a vazio;

Em conexão com barramentos duplos, o disjuntor de

servir como reserva.

Figura 22 – Sistema de barramentos duplos com acop

transversal e seccionadora de passagem (by pas

PASSAGEM (BY

sibilidade da

m para o caso da

contecer, é assumida

adoras de passagem

esligar) de linhas de

acoplamento pode

lamento

s);

81

CAPÍTULO 3 – CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

Aplicação:

Em conexão nos barramentos singelos para subestação de p

portes (principalmente em países de língua inglesa).

29

equeno e médio

82

CAPÍTULO 4

DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS


83

CAPÍTULO 4 - DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS CONCESSIONÁRIAS

DE ENERGIA ELÉTRICA

2

DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS


1 - INTRODUÇÃO

Estudou-se no capítulo 3 que, em função das necessidades, características

elétricas, segurança, confiabilidade, etc., a subestação é definida a partir de um

diagrama elétrico que fixa o princípio de funcionamento da mesma,

características dos equipamentos de pátio, comando, controle e proteção.

Várias são as possibilidades de funcionamento, e os diagramas unifilares podem

conter muitos tipos de configurações, dentre os quais destacam-se:

• Barra simples;

• Barra simples seccionada;

• Barra principal e barra de transferência;

• Barra dupla;

• Barra dupla e barra de transferência;

• Barra dupla com “by-pass”;

• Barra tripla;

• Anel;

• Anel duplo ou interligado;

• Disjuntor e um terço;

• Disjuntor e meio;

• Disjuntor duplo.

84



3

•

•

•

•

•

Sob o ponto de vista técnico, deve-se lembrar dos custos que estão intimamente

ligados à escolha do tipo de subestação a ser utilizado, isto é, todos os requisitos

técnicos exigidos para uma subestação são proporcionais aos custos de

investimento. Neste sentido, este capítulo tem por objetivo complementar o

anterior, mostrando os diagramas unifilares de algumas das principais

concessionárias. Desta forma o leitor passa a ter uma visão geral das

configurações das subestações brasileiras e realizar uma comparação entre as

mesmas.

1.1 – COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DO RIO DE

JANEIRO (CERJ)

1.1.1 – ESQUEMA UNIFILAR TÍPICO 1

a) Características Operacionais

O diagrama unifilar apresentado na figura 1 é o arranjo mais simples de uma

subestação. Geralmente é utilizada quando não há previsão de expansão de carga

ou a unidade consumidora não ultrapassar o seu limite de demanda permitido

para a alimentação em média tensão.

Com base no unifilar, pode–se concluir que:

Qualquer defeito a montante do transformador implicará em desligamento da

subestação através do disjuntor;

A manutenção dos equipamentos implicará na desenergização total da

subestação com a conseqüente interrupção do funcionamento da planta

industrial.

b) Vantagens

Área reduzida para a subestação;

Projeto civil, elétrico, eletromecânico simples;

Estudos de proteção e seletividade simples;

85



4

•

•

•

Custo reduzido para implementação devido à simplicidade e o número de

equipamentos envolvidos

c) Desvantagens

Interrupção de energia em caso de falhas dos equipamentos ou da

concessionária;

Não permite a expansão do sistema.

PROTEÇÃO

52 I

MEDIÇÃO

Figura 1 – Diagrama unifilar típico da CERJ;

86



5

•

•

•

•

•

•

•

1.1.2 – DIAGRAMA UNIFILAR TÍPICO 2

a) Características Operacionais

Esta configuração é utilizada para entrada única de energia alimentando dois

transformadores de força, ou alimentando apenas um, com previsão futura para

instalação de outro transformador.

Observa-se que este arranjo oferece maior flexibilidade e confiabilidade que a

configuração da figura 1. Cita-se a seguir algumas considerações importantes

sobre o diagrama unifilar da figura 2:

Possibilidade de colocação dos transformadores em paralelo para

alimentação das cargas;

Alimentação por apenas um transformador, permanecendo o outro em stand

by, operando a vazio;

Manutenção de um transformador sem perda de alimentação de energia às

unidades de produção;

Na ocorrência de uma falta interna no transformador, este pode ser colocado

fora de operação sem paralisar o fornecimento de energia elétrica, acessando

o primário dos transformadores através de disjuntores.

Com a colocação de uma seccionadora by pass em paralelo com os

disjuntores, os mesmos poderão ser colocados fora de operação para

manutenção, sem paralisação do fornecimento de energia elétrica. Neste

caso, a subestação ficará protegido somente pelos relés da concessionária;

b) Vantagens

Aumento da confiabilidade do sistema;

Maior flexibilidade no sistema, permitindo a ampliação de cargas;

87



6

•

•

•

•

•

Facilidade de manutenção dos equipamentos sem interrupção do

funcionamento da planta industrial;

c) Desvantagens

Custo maior de implantação exigindo uma área maior e um maior número de

equipamentos;

Projeto civil, elétrico e seletividade mais complexos;

No caso de manutenção do disjuntor de entrada, a subestação fica protegida

somente pela concessionária;

No caso de problemas na alimentação da concessionária a subestação estará

desenergizada.

MEDIÇÃO

PROTEÇÃO

52

IPROTEÇÃO

52

I

PROTEÇÃO

52

I


88



7

1.1.3 – DIAGRAMA UNIFILAR TÍPICO 3

a) Aspectos operacionais

a-1) Entrada de energia

A subestação é alimentada pelas linhas 1 e 2. Sendo alimentada pela 1, os

intertravamentos entre disjuntores não permitem o paralelismo com a linha 2.

No caso de defeitos nos equipamentos e/ou na alimentação da linha 1, a

subestação será alimentada pela linha 2, conforme procedimentos operacionais a

serem confirmados com a concessionária. As figuras 3 e 4 ilustram os

comentários realizados.

a-2) Bays dos transformadores

No lado primário dos transformadores são colocados disjuntores ou

seccionadoras ou seccionadoras com chifres.

a-3) Seccionadoras

O arranjo com seccionadora é o mais econômico, porém, no caso de uma falta

interna ou não, será desligado o disjuntor de entrada, interrompendo o

fornecimento de energia. A seccionadora é utilizada apenas para a manutenção

do transformador em questão, estando intertravada com o disjuntor da MT

localizada no painel da SE, assegurando a operação a vazio.

89



8

•

•

•

•

•

•

a-4) Seccionadoras com chifres

São solicitados pelo cliente e/ou concessionária, devido ao fato de terem a

capacidade de operar em vazio, mas com a corrente de magnetização dos

transformadores sem desgaste dos pólos principais.

a-5) Disjuntores

No caso de faltas no bay de transformador, o seu disjuntor irá operar, isolando o

circuito sem interromper o fornecimento de energia às outras cargas.

b) Vantagens

Aumento da confiabilidade e segurança do sistema;

Maior flexibilidade;

Alternativa de alimentação de energia à subestação, no caso de defeito na

linha da concessionária;

Facilidade de manutenção dos equipamentos sem a interrupção do

funcionamento da planta industrial.

c) Desvantagens

Custo maior de implantação exigindo uma área maior e um maior número de

equipamentos;

Projeto civil e seletividade mais complexos.

90



9

MEDIÇÃO

PROTEÇÃO

52

I

P

PROTEÇÃO

52

I

P

52

52


91



10

MEDIÇÃO

PROTEÇÃO

52

I

PROTEÇÃO

52

I

52


Com base na figura 3, para subestações com dupla alimentação a CERJ permite

apenas o paralelismo temporário para a troca de alimentação. Nestes casos a

concessionária solicita que o projeto seja submetido a aprovação, para que o

sistema permita o paralelismo temporário através de disjuntores.

O paralelismo temporário só poderá ser utilizado quando houver tensão nos dois

ramais de alimentação, sendo para isto necessário instalar um TP para cada

circuito, antes das seccionadoras de entrada.

92



11

Caso o consumidor não se interesse pelo paralelismo momentâneo deverá ser

previsto um intertravamento (elétrico ou mecânico) entre as duas seccionadoras

de entrada ou os dois disjuntores de modo que a entrada de um seja precedida da

abertura do outro.

Caso o consumidor deseje paralelismo continuamente nos dois circuitos de

alimentação, deverá ser objeto de estudo especial por parte da CERJ.

1.2 – ELETRICIDADE DE SÃO PAULO (ELETROPAULO)

Convém ressaltar que cada concessionária de energia elétrica, em função dos

níveis de tensão de operação das subestações a serem projetadas e construídas,

normalmente utiliza um determinado tipo de configuração.

É evidente que à medida que aumenta a flexibilidade operacional e a

confiabilidade da subestação, o custo de implantação da mesma também cresce.

Este item tem por finalidade apresentar, de uma maneira sucinta, a concepção de

uma subestação industrial envolvendo desde a entrada de energia em alta tensão

até a distribuição interna em média tensão, permitindo assim uma melhor

compreensão das fases da implantação do empreendimento e auxiliando os

engenheiros na elaboração das propostas técnicas.

A título de informação, o item subsequente apresenta algumas normas gerais de

operação recomendadas pela ELETROPAULO. Deve-se salientar que para as

93



12

•

•

•

outras concessionárias estas informações estão contempladas nas normas

específicas de subestações.

1.2.1 – NORMAS GERAIS DE OPERAÇÃO

Visando orientar o consumidor em tensão de 88/138 kV, na escolha do esquema

que melhor corresponder à sua necessidade, apresentamos a seguir as Normas

Gerais de Operação, que deverão ser rigorosamente obedecidas pelos operadores

das estações dos consumidores.

A ELETROPAULO mantém em funcionamento, durante as 24 horas do dia,

a sala de controle do Despacho da Carga, com o qual o pessoal autorizado

das estações dos consumidores em 88/138 kV deverá comunicar-se para todo

e qualquer entendimento relativo ao fornecimento de energia elétrica.

Os consumidores deverão manter em suas estações, nas 24 horas do dia,

pessoal habilitado para efetuar quaisquer manobras que esta concessionária

possa vir a solicitar.

A transferência de alimentação nas estações, de um ramal para outro, far-se-á

nos seguintes casos:

I - Estações com esquemas sugeridos nas figuras 5, 6, 7 e 9.

a - A pedido da sala de controle do Despacho da Carga, a

qualquer instante, o mais rápido possível, em condições de

emergência.

b - Por necessidade do consumidor, com autorização da sala de

controle do Despacho da Carga.

C - No caso da falta de tensão no ramal que estava alimentando a

estação. Caso a estação do consumidor não seja equipada com

94



13

•

dispositivo de transferência automática, as manobras para a

transferência manual deverão ser iniciadas 01(um) minuto após a

ocorrência do desligamento.

As manobras de transferência de alimentação, na situação a e b, poderão

ser executadas sem interrupção, somente se a estação do consumidor for

dotada de esquema de transferência com paralelismo momentâneo. Em

hipótese alguma será permitida a transferência manual sem interrupção,

ou seja, com paralelismo dos ramais.

II - Estações com esquemas sugeridos na figura 8.

No caso de falta de tensão por mais de 2 minutos nos consumidores que

apresentarem um ramal único, estes deverão se comunicar imediatamente

com a sala de controle de Despacho da Carga.

Todos os serviços de manutenção, programados pelo consumidor, que

necessitem o desligamento de um dos ramais ou de ambos que

alimentam a estação, deverão ser solicitados ao Setor de Programação

do Despacho de Carga com antecedência mínima de 15 dias e

confirmado por carta, telex ou fax encaminhado ao órgão supracitado

com até 10 dias de antecedência do início dos serviços.

Os serviços dos seccionadores de entrada ou nos demais equipamentos, no

lado dos ramais, somente poderão ser executados após o aterramento do

ramal correspondente. O aterramento será executado pela ELETROPAULO

na data programada, obedecendo a rotina acima mencionada.

95



14

• Deverá ser comunicada, com a brevidade possível, à sala de controle do

Despacho da Carga.

a - Qualquer anormalidade que provoque o desligamento do disjuntor de

entrada nessa estação.

b - Qualquer manobra no(s) disjuntor(es) ou nos seccionadores de entrada.

c - Qualquer anomalia no fornecimento de energia elétrica, por parte da

ELETROPAULO.

Estas normas gerais de operação serão fornecidas aos consumidores sob forma

de ‘Instruções para Manobras’ adaptadas às condições de cada estação, logo

após a energização, as quais deverão ser rigorosamente obedecidas.

A seguir são apresentadas nas figuras de 5 a 10 as sugestões para diversas

configurações no âmbito da ELETROPAULO.

Figura 5 – Sugestão para instalação da estação para 2 circuitos

aéreos na tensão nominal de 88/138 kV;

96



15



97



16



98



17

Figura 8 – Sugestão para instalação da estação para 1 circuito

subterrâneo (4 cabos) na tensão nominal de 88/138 kV;

99



18


subterrâneos na tensão nominal de 88/138 kV;

100



19

Figura 10 – Esquema para a transferência automática e programada

com paralelismo momentâneo das linhas;

101



20

A seguir mostra-se nas figuras subsequentes, a título de comparação, as

informações adicionais referentes aos arranjos típicos das concessionárias

CEMIG, CPFL e CELCE.

102



21

1.3 – COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS (CEMIG)

MEDIÇÃOFATURAMENTO

PROTEÇÃO

MEDIÇÃO ECONTROLE

Opcional

Comunicação

Previsão de EspaçoNota 3

T1 T2

ENTRADA SIMPLESBARRA SIMPLES


PROTEÇÃO

MEDIÇÃO ECONTROLE

Opcional

Comunicação

Previsão de EspaçoNota 3

T1 T2

ENTRADA SIMPLESBARRA DUPLA

Nota 1 Nota 1

1 – Os equipamentos de medição de faturamento são fornecidos pela CEMIG ( TC’s, TP’s einstrumentos de medição.

2 – Quando não for prevista chave “BY-PASS” recomenda-se colocar a chave 89D nestaposição, para facilitar manutenção nos equipamentos de medição.

3 – Prever espaço para instalação de capacitores de acoplamento e bobinas de bloqueio.4 – A seccionadora de entrada é aterrada do lado da linha par questões de segurar a CEMIG e

principalmente porque as linhas da CEMIG são dedicadas ao consumidor.5 – Paralelismo momentâneo para transferência de alimentador é autorizada mediante consulta e

aprovação.6 – Transferência automática é autorizada mediante consulta e aprovação.7 – Entrada Dupla, é obrigatório o uso de disjuntores.

Figura 11 - Arranjos típicos da CEMIG;

103



22


2 – Quando não for prevista chave “BY-PASS” recomenda-se colocar a chave 89D nesta posição,para facilitar manutenção nos equipamentos de medição.




ENTRADA SIMPLES BARRA PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA


PROTEÇÃO

MEDIÇÃO ECONTROLE

Opcional

Comunicação

Previsão deEspaço-Nota 3

Nota 1

BTBP


104



23

T1 T2


2 – Quando não for prevista chave “BY-PASS” recomenda-se colocar a chave 89D nesta posição,para facilitar manutenção nos equipamentos de medição.




Nota 1

ENTRADA DUPLA - BARRA SIMPLES – C/ CIRCUIT SWITCHER


PROTEÇÃO

MEDIÇÃO ECONTROLE

Opcional

Comunicação


Nota 1

89D

Nota 2


PROTEÇÃO

MEDIÇÃO ECONTROLE

Opcional

Comunicação


89D

Nota 2

T3 T4


105



24

1.4 – COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ (CPFL)

5051

50 N51A B

A C

B

A

B C

PONTO DE LIGAÇÃO

PONTO DE ENTRADA

RAMAL DE LIGAÇÃO

RAMAL DE ENTRADA

RAMAL DE SERVIÇO








DISJUNTOR

NOTA: A unidade consumidora poderá seralimentada a partir do barramento 72,5 kV ou apartir de uma derivação de linha de transmissão daconcessionária

BARRAMENTO

5051

50 N51

MEDIÇÃO

ENTRADA AÉREA

3 TP”s

2 TC’s

3 TC’s

A

B

C

5051

50 N51

MEDIÇÃO

ENTRADA SUBTERRÂNEA

3 TP”s

2 TC’s

3 TC’s

A

B

C

BARRAMENTO

Figura 14 - Arranjos típicos da CPFL;

106



25

3 TP’sTP’s PARA PROTEÇÃO DIRECIONAL

5051

5051

67 N 50 N51

50 N51

MEDIÇÃO MEDIÇÃO

67 N 6767

DISJUNTOR DISJUNTOR

ENTRADA AÉREA ENTRADA AÉREA

3 TP”s 3 TP”s

2 TC’s2 TC’s

3 TC’s 3 TC’s

MEDIÇÃO COM DUPLAALIMENTAÇÃO

A

B

C

A

B

C

67

5051

67 N

50 N51

A B

A C

B

A

B C

PONTO DE LIGAÇÃO

PONTO DE ENTRADA

RAMAL DE LIGAÇÃO

RAMAL DE ENTRADA

RAMAL DE SERVIÇO






RELÉ DE SOBRECORRENTE DE FASECOM ELEMENTOS INSTANTÂNEO ETEMPORIZADOS DIRECIONAIS.

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE NEUTROCOM ELEMENTOS INSTANTÂNEO ETEMPORIZADOS DIRECIONAIS.



DISJUNTOR

Figura 15 - Arranjos típicos da CPFL;

107



26

1.5 – COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ (CELCE)

5051

50 N51A B

A C

B

A

B C

PONTO DE LIGAÇÃO

PONTO DE ENTRADA

RAMAL DE LIGAÇÃO

RAMAL DE ENTRADA

RAMAL DE SERVIÇO








DISJUNTOR

NOTA: A unidade consumidora poderá seralimentada a partir do barramento 72,5 kV ou apartir de uma derivação de linha de transmissão daconcessionária

BARRAMENTO

5051

50 N51

MEDIÇÃO

ENTRADA AÉREA

3 TP”s

2 TC’s

3 TC’s

A

B

C

5051

50 N51

MEDIÇÃO

ENTRADA SUBTERRÂNEA

3 TP”s

2 TC’s

3 TC’s

A

B

C

BARRAMENTO

Figura 16 - Arranjos típicos da CELCE;

108

CAPÍTULO 5

ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS

PROVOCADOS PELA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO

109

CAPÍTULO 5 - ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS PROVOCADOS PELA 2CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO

ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS

PROVOCADOS PELA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO

1 – INTRODUÇÃO

Toda a engenharia elétrica está fundamentada na ciência de controlar os efeitos

positivos e negativos da corrente elétrica. Através de seus efeitos térmicos e

magnéticos, a corrente elétrica produz trabalho útil ou destruição. Esta realidade

motiva os estudos, análises e desenvolvimentos de equipamentos elétricos nas

mais variadas situações normais e anormais. Dentre as quais, destacam-se neste

capítulo as análises dos efeitos provenientes das sobrecargas e dos curtos-

circuitos.

2 – CORRENTES ANORMAIS

Tendo sido convencionado denominar de corrente de regime permanente Ith, a

corrente máxima que um dispositivo suporta em funcionamento contínuo. Toda

corrente que excede aquele valor é anormal. Esta anormalidade está vinculada

ao desenvolvimento de esforços térmicos e dinâmicos acima da capacidade

limite do equipamento. Estas anormalidades são definidas como sobrecargas e

curto circuito.

A diferenciação entre sobrecarga e curto-circuito pode ser feita de forma simples

e objetiva:

110


Sobrecarga caracteriza-se por corrente maior que a nominal, surgida em

circuito/equipamento sem defeito. É quase sempre decorrente de solicitação

indevida do sistema e costuma, na maioria das vezes, não ultrapassar 50% dos

valores nominais de correntes.

O curto-circuito, ao contrário, já é um tipo de corrente anormal surgida em

função de defeito e, por isso, muito mais violenta e perigosa. Seus valores mais

freqüentes estão situados na faixa de 1.000 a 2.000% das correntes nominais,

podendo, em casos extremos, alcançar valores em torno de 10.000%. Estes casos

extremos correspondem às maiores solicitações em termos de capacidade de

interrupção dos equipamentos de proteção oferecidos no mercado. Estes

comentários podem ser observados na figura 1.

3 – COMPORTAMENTO DOS ISOLANTES EM FACE AS

CORRENTES ANORMAIS

Existem os mais diversos tipos de materiais isolantes empregados para separar

pontos com diferença de potencial.

Os fios e cabos condutores milimétricos utilizados atualmente têm isolamento de

PVC, borracha ou polietileno, sendo as respectivas áreas transversais

dimensionadas para 30°C de temperatura ambiente mais um ∆t de plena carga.

A plena carga supõe uma elevação de temperatura de 40°C, o que eleva a

temperatura final admissível do condutor em PVC a 70°C.

Não sendo excedidos estes valores, a vida média do condutor de PVC pode ser

estimada em 20 anos, conforme ilustrado na figura 2.

111


A durabilidade de um isolamento de PVC depende dos componentes químicos

que lhe conferem elasticidade. Quando aumenta a temperatura, aqueles

elementos tendem a desagregar-se, diminuindo sua capacidade

isolante.Acontece a queda de flexibilidade e o isolamento fica quebradiço,

absorvendo umidade.

Em função disso, as normas determinam que para 145% de carga deve haver

desligamento do circuito em menos de uma hora, sendo a temperatura limite

estabelecida em 160°C, de acordo com a figura 2. Esta temperatura tanto pode

ser atingida em curto tempo a partir de uma alta corrente, como em tempo mais

longo com sobrecargas mais moderadas, sendo ela, em última análise, quem

determina o tempo máximo que um isolante pode ficar exposto às

sobrecorrentes.

Completando, lembramos que o aumento de temperatura tem ainda um outro

efeito das sérias conseqüências sobre o isolamento de PVC. .

Com o amolecimento da capa isolante, acontece um deslocamento da mesma por

efeito dinâmico, tanto do peso do condutor como das tensões de estiramento no

perímetro externo das dobras mais acentuadas do condutor.

Esse deslocamento diminui a espessura do isolamento e consequentemente faz

surgir um ponto fraco sujeito à ruptura, e consequentemente, pode ocorrer um

curto-circuito.

112


Raro

Pouco

Freqüente

Muito Freqüente

8ms 80ms 200ms 3s 5s 2min 2h 2 ∞ tempo

5.000%

2.000%

1.250%600%

150%120%105%100%

IN

10.000%

Figura 1 –Distribuição das correntes de sobrecarga e curto-circuito

por ocorrência e tempos máximos admissíveis;

113


Tempo

20 anos

1 hora

200 ms

8 ms

100 % 145 % 2.000 % 10.000% I

A

B

C

Figura 2 - Curva característica de vida do isolamento PVC de condutores;

4 – SOBRECARGAS

Sobrecargas de curta duração surgem durante o funcionamento de um sistema,

em decorrência da partida de motores trifásicos de indução, da ligação de

capacitores, etc. Estas sobrecargas, durante alguns poucos segundos ou frações,

atingem valores entre 7 e 10 vezes a corrente nominal e são consideradas

admissíveis, dentro daqueles limites, pela normalização que especifica a

construção de dispositivos de proteção. Consequentemente, aqueles

114


dispositivos apresentam curvas de retardo para evitar o desligamento

instantâneo, que seria danoso ao processo de produção.

Sobrecargas de duração mais longa acontecem quando os cabos são solicitados

por correntes surgidas da exigência de potência acima da nominal de um motor.

Isto é comum quando, por exemplo, a máquina acoplada ao motor é alimentada

com demasia de matéria prima, sofre defeitos mecânicos como eixo travado ou

oferece um conjugado resistente inadequado ao conjugado motor.

Alcançando o limite de duração admissível em cada caso de sobrecarga, é

necessária a atuação de um dispositivo de proteção. Assim, evita-se a

deterioração do material isolante das partes da instalação, que resultaria,

invariavelmente, em curto-circuito.

5 – ANÁLISE DE SOBRECARGA EM MOTORES

Quando o motor está operando com potência nominal, seu enrolamento é

percorrido pela corrente nominal. Esta corrente nominal provoca perdas que

permanecem constantes e faz aumentar a temperatura do motor.

Após a partida, a temperatura cresce exponencialmente, conforme destacado na

figura 3, sendo o calor gerado absorvido, em sua maior parte, pela carcaça.

Se não houvesse transmissão de calor para o ambiente, a temperatura cresceria

linearmente e após o tempo 1τ alcançaria a temperatura final Tm. Na realidade,

115


com a elevação da temperatura do motor, uma parcela da energia calorifica é

cedida ao meio ambiente.

Quanto maior a temperatura do motor, maior será a parcela de calor transferida

para o ambiente. O crescimento da temperatura torna-se, então, mais lento. A

sua curva de crescimento aproxima-se assintoticamente da temperatura limite

Tm. Após um tempo 5τ a temperatura já alcançou 0,9933Tm.

O intervalo de tempo representa uma grandeza física denominada constante de

tempo térmica. A constante de tempo τ é definida pela capacidade de absorção

de calor (capacidade térmica) pela resistência térmica e principalmente pelo

peso do material. Para motores mais modernos, esta constante varia entre 20 a

60 minutos, conforme o tamanho do motor. Isto significa que a temperatura final

será atingida entre 100 e 300 minutos. A temperatura final Tm corresponde à

temperatura máxima admissível para carga nominal. O calor resultante a partir

daí, é transferido totalmente para o ambiente. Passa então a existir um equilíbrio

térmico.

Temperatura

TM

TO

Temperaturado meio derefrigeração

Temperaturafinal 0,95

0,865

0,632

Curva deAquecimento

Curva deResfriamento

1τ 2τ 3τ 4τ 5τ tempo

Figura 3 - Aquecimento de um equipamento devido à sua corrente nominal;

116


A temperatura cresce na forma exponencial. Isto, contudo, é válido para um

corpo homogêneo. Para um material heterogêneo como é o caso de uma

máquina elétrica, isto ocorre de forma aproximada.

O comportamento no resfriamento ocorre de forma semelhante, conforme

também ilustra a figura 3.

As curvas indicadas na figura 4a mostram temperaturas atingidas pelo

enrolamento de um motor, quando percorrido por correntes maiores que a

nominal.

Para funcionamento com corrente nominal (1,0 IN), durante um período

correspondente a cinco vezes a constante de tempo térmica, o enrolamento do

motor atinge a temperatura final, que corresponde à temperatura máxima

admissível pelo motor, em função de sua classe de isolamento.

Se o motor funcionar com correntes maiores que a nominal, o enrolamento

atingirá temperaturas finais maiores. A temperatura final atingida é

aproximadamente proporcional ao quadrado da relação entre a corrente de carga

e a corrente nominal.

117


1τ 2τ 3τ 4τ 5τ tempo

2IN

1,5IN

1,3IN

1,2IN

1,1IN

1,0IN

t2

t1,5

t1,3

t1,2t1,1

1,0

1,21

1,44

1,70

2,25

Temperatura /temperatura nominal

TO

1,1 1,2 1,3 1,5 2 x In Corrente de Cargaem Múltiplos daCoorente Nominal

Tempo de CargaAdmissível

(b)

t1,3t1,5t2,0

t1,1

t1,2

(a) aquecimento por corrente nominal (l,0.IN) e sobrecargas (1,1; 1,2; 1,3; 1,5; 2 IN)

(b) Curva de capacidade de carga correspondente.

Figura 4 - Carga máxima admissível de um equipamento, para que sua temperatura máxima

não seja ultrapassada;

118


Nas considerações anteriores, não se levou em conta que uma máquina elétrica

também tem seu aquecimento dependente da velocidade e da freqüência.

Quanto maior a sobrecarga, menor o tempo que o enrolamento leva para atingir

a temperatura máxima admissível.

Da figura 4, pode-se obter a seguinte tabela:

Tabela 1, Valores de corrente e seus respectivos tempos de funcionamento necessários para

alcançar a temperatura nominal do motor

Corrente de Carga Tempo p/ Alcançar Tm

1,0 IN

1,1 IN t 1,1

1,2 IN t 1,2

1,3 IN t 1,3

1,5 IN t1,5

2,0 IN t2

A figura 4b mostra a variação de corrente de carga em função do tempo para que

a temperatura máxima não seja atingida.

A figura 5 mostra a curva da capacidade de carga para um motor com rotor em

curto-circuito. Tal curva fornece as exigências para o comportamento do

dispositivo de proteção do motor contra sobrecorrentes. A curva de atuação

deste dispositivo deve situar-se um pouco abaixo da curva de carga do motor,

garantindo um aproveitamento máximo do motor em termos de potência e ao

mesmo tempo, protegendo-o contra sobreaquecimentos inadmissíveis.

119


90

80

70

60

50

40

30

20

10

01.0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4

Tempo deligação

I

Figura 5 - Curva de carga de um motor com rotor em curto-circuito;

6 – CURTO-CIRCUITO

Os defeitos de isolamento permitem o contato direto entre pontos com diferença

de potencial, provocando drástica redução na impedância de um circuito. Em

conseqüência, a corrente sobe instantaneamente, na mesma proporção, com ação

devastadora sobre os componentes de um sistema. Geralmente a elevação da

corrente atinge valores em torno de 10 a 15 vezes a corrente nominal do circuito.

Também operações erradas têm o mesmo resultado, tornando o curto-circuito,

sem dúvida, o pior tipo de defeito numa instalação elétrica.

Os efeitos dos curtos-circuitos em uma instalação dependem dos níveis e da

duração das corrente de curto circuito. Quando nas instalações encontram-se em

operação transformadores em paralelo, são necessários preocupações ainda

maiores em relação à intensidade da corrente de curto-circuito no lado de baixa.

120


Isto pode ser justificado pelo fato que o paralelismo aumenta os níveis das

correntes das faltas.

O dimensionamento adequado da proteção é uma das etapas fundamentais do

projeto de qualquer sistema elétrico de potência, quer seja a mesma uma simples

instalação residencial ou um complexo sistema industrial. O fato de dispositivos

de proteção atuarem quase instantaneamente quando ocorrem correntes de curto-

circuito, não é suficiente. Por isso a escolha correta dos dispositivos de proteção

deve-se levar em consideração sua capacidade de operar adequadamente e com

segurança, quando da ocorrência de uma falta em qualquer ponto da instalação.

A conseqüência do curto-circuito é sempre um corte no fornecimento de energia,

interrupção nos processos de fabricação, com prejuízos na produção, prejuízo

dos componentes, como também risco à segurança de operadores.

Os prejuízos são minimizados se os componentes como cabos, barramentos,

elementos de fixação, transformadores de corrente e comutadores forem

especificados para suportar ás solicitações térmicas e dinâmicas causadas pela

corrente de curto-circuito.

A solicitação térmica, além de ser função do quadrado do valor eficaz da

corrente de curto-circuito, depende do tempo de duração desta corrente. Desta

forma, é necessária que a proteção contra curto-circuito atue o mais rapidamente

possível e separe o ponto de falta da fonte de tensão.

A solicitação dinâmica depende principalmente do quadrado do valor do pico da

corrente de curto-circuito. Isto também exige uma rápida atuação do dispositivo

121


de proteção. Os componentes da instalação serão poupados de solicitações

térmicas e dinâmicas mais intensas, se a corrente de curto-circuito não atingir o

seu valor de pico.

O dispositivo de proteção contra curto-circuito deve, então, dentro das

possibilidades, atuar como limitador da corrente de curto-circuito. Este

dispositivo deve, também, estar em condições de interromper com segurança o

maior valor possível da corrente de curto-circuito, ou seja, ter uma capacidade

de interrupção dimensionada para este valor.

Para dimensionar e escolher os meios de serviços elétricos que se empregam em

instalações e de redes de abastecimento, deve-se recorrer as normas nacionais e

internacionais. Essas recomendações indicam que além de registrar as

solicitações permanentes que se originam durante o serviço normal, por

exemplo, pela corrente e tensão nominais, tem-se que considerar os efeitos

anormais, tais como o caso de curto-circuito. Já que a intensidade das correntes

de curto-circuito alcançam, geralmente, valores equivalentes a um múltiplo da

intensidade nominal, temos que contar com altas solicitações dinâmicas e

térmicas e, em determinadas circunstâncias, com tensões perigosas. Estas

constituem um perigo para as pessoas e meios de serviço, o que justifica, por

motivos de segurança, uma avaliação das solicitações em caso de curto circuito.

Para isso, é preciso conhecer os valores de intensidade da corrente de curto-

circuito.

Em condições normais, a corrente de um circuito é determinada basicamente

pela tensão aplicada e pela impedância da carga. Quando ocorre um curto-

circuito, a tensão da fonte de alimentação passa a ser aplicada a uma carga cuja

122


impedância é muito pequena, constituída pela impedância dos condutores

situados entre a fonte e o ponto em que se deu a falta, pela impedância do

transformador de onde parte o circuito e pelas impedâncias dos equipamentos

eventualmente existentes entre o transformador e a falta. A corrente de curto-

circuito é praticamente independente da carga e está diretamente relacionada

com a capacidade da fonte de energia. Quanto maior a potência do equipamento

que funciona como fonte para o sistema, maior será a corrente de curto-circuito.

O dispositivo de proteção deve ser capaz de interromper, com segurança, a

máxima corrente de curto-circuito que possa circular por ele caso ocorra uma

falta do circuito ou equipamento, protegendo-o de forma rápida e eficiente,

proporcionado uma coordenação seletiva, isolando o setor em que ocorreu a

falta, sem que ocorra a interrupção no fornecimento de energia a qualquer outro

setor do sistema. A titulo de ilustração, a figura 6 mostra 5 possíveis pontos de

ocorrência de um curto. Para uma falta no ponto 4, apenas o dispositivo de

proteção F4 deve atuar, isolando apenas este ramal, possibilitando que os demais

permaneçam energizados. Por outro lado, se o ponto de ocorrência da falta for o

1, o dispositivo de proteção que deverá realizar a interrupção será o F1.

123


Figura 6 - Coordenação seletiva da proteção;

6.1 – FONTES DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITOS

Em um sistema elétrico, considera-se como "fontes da corrente de curto-

circuito" a qualquer dispositivo que, a partir da ocorrência da falta, passa a

alimentar o sistema com a corrente de curto-circuito. As duas fontes básicas são

os geradores síncronos e os motores síncronos e os de indução, conforme ilustra

a figura. 7.

124


::::::::

Concessionária deEnergia ElétricaGerador

MotorSíncrono Motor de

Indução

Quadro de Distribuição geralde força

Contribuição de Correntede Curto-Circuito doMotor de Síncrono

Contribuição de Correntede Curto-Circuito do

Motor de Indução

Corrente Total de Curto-Circuito das Quatro

Fontes de Contribuição

Contribuição de Correntede Curto-Circuito do Gerador

Contribuição de Correntede Curto-Circuito da

Concessionária

Figura 7 - Fontes que contribuem quando ocorre um curto-circuito;

Os geradores síncronos são alimentados por máquinas primária, tais como:

turbinas hidráulicas, grupos diesel ou atualmente por outras fontes alternativas.

No instante que ocorre um curto-circuito trifásico em um sistema elétrico de

potência alimentado por um gerador, este continuará a produzir tensão, porque a

excitação de seu enrolamento de campo (corrente contínua) é mantida e a fonte

mecânica continua a acioná-lo com uma velocidade praticamente constante.

Nessas condições, o gerador faz circular a corrente de curto-circuito entre ele e o

ponto em que ocorreu a falta, sendo limitada apenas pelas impedâncias do

125


gerador e do trecho do circuito entre o gerador e a falta. Se o curto ocorrer nos

terminais do gerador, a corrente só será limitada pela própria impedância do

gerador, conhecida como reatância subtransitória da máquina síncrona.

Em seu funcionamento normal os motores elétricos realizam a conversão da

energia elétrica em mecânica, mas quando acionados mecanicamente, produzem

energia elétrica. No instante do curto, o motor passa a funcionar, por um breve

período de tempo como gerador, contribuindo para aumentar a corrente de curto

circuito . Deve–se salientar que somente nos instantes iniciais, ou seja, somente

no regime subtransitório, os motores alimentam o curto circuito. Essa

contribuição, no caso de grandes motores trifásicos, pode ser estimada

considerando que esta corrente é de 3,5 vezes a corrente nominal de cada motor.

Os transformadores são freqüentemente citados como fontes da corrente de

curto-circuito. Na realidade, o transformador simplesmente libera, de acordo

com a sua potência, a corrente de curto-circuito produzido pelos geradores e

motores que o antecedem, sua ação será simplesmente a de transformar os

valores da tensão e de corrente sem, porém, gerá-las. A corrente de curto-

circuito "fornecida" por um transformador é determinada por sua tensão

secundária, por sua impedância, pela impedância dos geradores e equipamentos

até os terminais do transformador e pela impedância do circuito entre ele e o

curto-circuito ( barras e cabos ).

126


7 – TIPOS DE DEFEITOS (CURTO-CIRCUITOS)

Os sistemas trifásicos distinguem-se essencialmente em 5 classes de defeitos,

que estão representados na figura 8, junto com as indicações dos sentidos de

percurso das correntes de curto circuito. Entre todos os tipos de curto circuito, o

tripolar é o mais fácil de compreender e calcular.

Do ponto de vista estatístico, a porcentagem de curto circuitos tripolares, entre

os tipos de falta que podem ser produzidos, é relativamente pequeno. Entretanto,

temos que levar em conta que, tratando-se de alta tensão, é geralmente o tipo de

defeito que provoca as maiores solicitações (efeito térmico e efeito dinâmico) e,

por conseguinte, estes valores são decisivos para dimensionar os meios de

serviço.

127


Figura 8 – Tipos de faltas e sentido das correntes de curto circuito em sistemas trifásicos.a)

curto circuito tripolar; b) curto circuito bipolar sem contato à terra; c) curto circuito bipolar

com contato à terra; d) curto circuito unipolar à terra; e) contato duplo à terra;

128


7.1 – ANÁLISE DO CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO (TRIPOLAR)

Sabe-se que, os sistemas elétricos industriais possuem características indutivas.

Desta forma, um curto circuito pode ser representado pelo fechamento da chave

“S” no circuito da figura 9.

Figura 9 – Circuito equivalente de uma rede em curto circuito trifásico;

Aplicando a Lei de Kirchoff na figura 9, tem-se:

dtdiLRiv +=

Ou:

dtdiLRiwtUf +=+ )sen(**2 α (1)

Onde:

Uf = valor eficaz da tensão (na fase);

129


R = Resistência do circuito (instalação) da entrada até o ponto em

que ocorreu o curto circuito;

L = Indutância do circuito (instalação) da entrada até o ponto em

que ocorreu o curto circuito.

A solução da equação (1) é:

tLR

eXR

UfwtXR

Ufi−

−+

−−++

= *)sen(2)sen(22222

ϕαϕα (2)

Onde:

X = wL ≡ Reatância indutiva do circuito (instalação) da entrada até

o ponto em que ocorreu o curto circuito;

α ≡ Instante em que ocorre o fechamento de “S”;

ϕ ≡ Defasagem entre a tensão e a corrente.

Observando a equação (2), conclui-se que a corrente de curto circuito é

composta de duas parcelas, ou seja:

• Uma parcela de comportamento senoidal, dada por:

)sen(2)(22

ϕα −++

= wtXR

UftiAC

• Uma parcela de comportamento exponencial, unidirecional, dada por:

130


tLR

DC eXR

Ufti−

−+

= *)sen(2)(22

ϕα

Nestas condições, a corrente de curto circuito tem a forma de onda típica

ilustrada na figura 10.

Fig. 10 – Corrente de curto circuito (α = ϕ ± 90º);

a) Cálculo do valor eficaz da corrente de curto circuito ( simétrico )

Para analisar os efeitos térmicos provocados pela corrente de curto circuito em

um equipamento, lança-se mão de um artifício, que simplifica bastante a

seqüência de cálculo.

Como a componente alternada da corrente de curto circuito tem a mesma forma

de onda da tensão, seu valor eficaz ( valor simétrico ) pode ser obtido a partir do

valor eficaz da tensão, ou seja:

ZUfI K =" (3)

131


Onde:

Z ≡ Impedância do circuito (instalação) da entrada até o ponto em

que ocorreu o curto circuito.

b) Cálculo do valor de crista ( pico ) da corrente de curto circuito

(assimétrico )

O efeito dinâmico provocado por uma falta trifásica é o maior valor instantâneo

da corrente de curto circuito . Como a partir da expressão (3), é conhecido o

valor eficaz da componente alternada, o maior valor instantâneo da corrente de

curto circuito pode ser determinado a partir da expressão (4).

Ki IfIs "*2*= (4)

Onde:

fi ≡ Fator de impulso ou fator de assimetria, que leva em conta a

influência da componente contínua.

O fator de impulso ou de assimetria pode ser obtido a partir de dados do circuito,

com auxílio da equação (5).

XR

i ef03,3

*98,002,1−

+= (5)

Onde:

132


R ≡ Resistência do circuito (instalação) da entrada até o ponto em

que ocorreu o curto circuito;

X ≡ Reatância indutiva do circuito (instalação) da entrada até o

ponto em que ocorreu o curto circuito.

O valor de fi, também, pode ser obtido a partir da curva da figura 11, que

representa a equação (5).

Figura 11 – Fator de impulso;

Por exemplo, a circulação da corrente de curto circuito por uma chave fechada

produz solicitações térmicas e dinâmicas no equipamento que dependem da

intensidade da corrente. No caso de defeito, a chave deve suportar fechada o

valor eficaz da corrente de curto, durante um determinado intervalo de tempo,

sem que a temperatura das peças de contato ultrapasse o valor máximo

admissível. Geralmente o intervalo de tempo considerado é de 1s. A corrente de

pico ou a corrente de curto dinâmica é o maior valor instantâneo que a chave

deve suportar fechada, sem que ocorram danos mecânicos.

133


Conclui-se então que para determinação das solicitações térmicas e mecânicas

provocadas pela corrente de curto circuito, deve-se calcular o seu valor eficaz,

responsável pelo efeito térmico, e o seu valor de pico, responsável pelo efeito

dinâmico.

7.2 – FORMULÁRIO BÁSICO PARA O CÁLCULO DA IMPEDÂNCIA

DOS CIRCUITOS ELÉTRICOS

Dispositivos Dados Cálculos R (mΩ)

X (mΩ)

Entrada kVUnMVAP

pr

cc

==

Ω===

=

m10*Pcc

UnXZ

0r

3

2s

zero

Trafo

VUn%R%Z

kVAP

S

t

====

Ω=−=

Ω==

Ω==

mRZX

m100*Pt

Un%RR

m100*Pt

Un%ZZ

22

2s

2s

Barras

mm144,0'X

0178,0ou161

nmlmmA

Cu

2

Ω=

=ρ

===

Ω==

Ω=ρ=

mnl'*XX

mA*n

10*lR3

Cabos

mm096,0'X

nmlmmA

Cu

2

Ω=

ρ===

Ω==

Ω=ρ=

mnl'*XX

mA*n

10*lR3

134


Após determinada as impedâncias equivalentes, pode-se calcular o valor eficaz e

dinâmico da corrente de curto circuito conforme as expressões 3 e 4,

verificando-se assim o efeito térmico e dinâmico provocado pela corrente de

curto circuito.

8 – CÁLCULO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO,

UTILIZANDO-SE O MÉTODO SIMPLIFICADO

Para que possamos efetuar um cálculo rápido do nível de curto-circuito de uma

instalação, basta considerarmos o curto na saída do transformador. Nestas

condições, a única impedância envolvida no sistema será a do transformador.

Com isso, se substituirmos a impedância equivalente do circuito pela do

transformador, tem-se que o valor eficaz da corrente de curto circuito pode ser

calculada pela expressão 6:

ZUnsIk

*3"= (6 )

Onde:

100**% 2

PtUnsZZtrafo = (7)

Portanto:

UnsZPtIk

*%*3100*"= (8)

O valor dinâmico da corrente de curto-circuito será dado pela equação 9:

"Ik2"Ik*2*fiIs ∗≅= (9)

135


Dentro do exposto, pode-se para calcular com base no esquema elétrico

fornecido, as correntes de curto-circuito trifásico, levando-se em consideração

os métodos completo e o simplificado. Deve-se ressaltar que, ambos os

exemplos de aplicação propostos serão desenvolvidos durante a realização do

curso, com objetivo de mostrar a metodologia apresentada neste capítulo.

9 – EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1

CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO

Ao se elaborar uma oferta de subestação para a definição da capacidade de

interrupção/suportabilidade, é necessário obter o nível de curto-circuito das

instalações mostradas na figura 12 identificadas pelas regiões 1, 2 e 3.

a) Região 1 – Alta Tensão:

Compreende a entrada da concessionária até o transformador AT/MT. •

•

•

•

Par o cálculo do nível de curto-circuito, deve-se conhecer a potência de

curto-circuito no ponto de entrega de energia. Estes valores são fornecidos

previamente pelas concessionárias.

O Scc da concessionária é função da capacidade da linha que alimentará a SE

e esta varia com a localização da mesma.

O nível de curto-circuito de corrente do Scc da concessionária interfere nos

preços dos equipamentos.

Para o cálculo da corrente de curto-circuito trifásica simétrica na região 1

emprega-se a seguinte expressão:

136


alVnoSccIcc

min33

⋅=φ (10)

b) Região 2 – Média Tensão

Compreende a saída do transformador T1 até o lado de alta do transformador

T2. O nível de curto-circuito obtido define a capacidade de interrupção de todos

os equipamentos desta região.

Caso os valores das correntes de curto-circuito não tenham sido definidas pelo

cliente para esta região, pode-se obtê-las, para efeito de oferta, desprezando-se a

impedância da concessionária e a impedância dos barramentos ou cabos de MT,

e considerando-se a maior impedância do trecho que é a impedância do

transformador T1.

100%min3

3 ⋅⋅⋅

=ZalVno

SnIcc φ (11)

Onde: Sn: Potência aparente do transformador.

Vn: Tensão nominal do lado de MT.

A expressão acima é válida para o caso de um único transformador. Também

pode ser aplicada, quando existirem dois ou mais transformadores desde que os

mesmos não operem em paralelo.

Quando os dois transformadores operam em paralelo para efeito de cálculo,

pode-se considerar que a corrente de curto-circuito tem seu valor dobrado, uma

vez que os dois transformadores, tendo a mesma impedância Z% e estas estando

em paralelo, resultam em uma impedância equivalente de Z%/2. Assim, o nível

137


de curto-circuito obtido é o dobro do curto-circuito com apenas um

transformador, ou seja, 2*Icc3φ.

c) Região 3 – Baixa Tensão:

Para o cálculo da capacidade de interrupção dos equipamentos instalados no

lado de BT (serviço auxiliar, QGBT, CCM, etc), deve-se utilizar a seguinte

expressão:

100%

3 ⋅=ZInIcc φ (12)

Onde: In: Corrente nominal do transformador T2.

Z%: Impedância percentual do transformador T2.

Obs: Quanto a possibilidade da operação em paralelo, o nível de curto-circuito

deve ser calculado de maneira semelhante a região de média tensão.

138


Scc

D1

D2 D2

D3 D3

D4 D4D4

D5D5

D6D6

CARGAS

CABO MT

BARRAMENTO MT

BARRAMENTO BT

T2

TauxZ%

T1Z%

T1Z%

BARRAMENTO AT

BT

1) ALTA TENSÃOO nível de curto circuitoé função do Scc daconcessionária

2) MÉDIA TENSÃOO nível de curto circuitoé função principalmente da:- Potência Instalada (trafo’s)- Da Impedância dos Trafo’s T1- Do Paralelismo entre eles

3) BAIXA TENSÃOO nível de curto circuitoé função principalmente da:- Potência do Trafo T2- Da Impedância do Trafo T2- Da Existência de Paralelismo de

Trafo’s

Figura 12 – Esquema unifilar para cálculo do curto-circuito – exemplo 1;

139


10 – EXEMPLO DE APLICAÇÃO 2 Calcular as correntes de curto-circuito (simétrico) nos pontos indicados no

diagrama unifilar da figura 13.

140


( )

( ) 36153110.138.3

10.86331 3

6

=

=

φ

φ

Icc

Icc138kV -3φScc=863 MVA (ano 2010)

CARGAS

CABO MT13,8/0,22 kV30 kVAZ=4%

138/13,8 kV25/33 MVA

Z=7,5%

BT

1

2

4

13,8/0,48 kV1000 kVAZ=5%

3

In2kVparaleloIcc

kVIcc

Icc

AIn

In

8,36)(24,182

5,7100.13802

1380210.8,13.3

10.332 3

6

==

=

=

=

kVIcc

Icc

AIn

In

224100.782

782220.310.303

3

=

=

=

=

kVIcc

Icc

AIn

In

2425

100.12032

12032480.310.10004

3

=

=

=

=

Figura 13 – Esquema unifilar para cálculo do curto-circuito – exemplo 2;

141


11 – EXEMPLO DE APLICAÇÃO 3 Calcular as correntes de curto-circuito (simétrico) nos pontos indicados no

diagrama unifilar da figura 14.

138kV - 3φ

138/13.8kV10/12.2 MVAZ=9%

13.8/0.22 kV40 kVA Z=5%

Valores Fornecidos pela Concessionária

Ano de 1996:Trifásico: 428∠-71º MVA Z1=0.2335∠-71º puFase-Terra 270∠-74º MVA Z0=0.6642∠-76º pu

Ano de 2010:Trifásico: 1757∠-73º MVA Z1=0.1159∠-73º pu (base de 100MVA)Fase-Terra: 552∠-75º MVA Z1=0.3121∠-76º pu (base de 100MVA)

1

2

3

Figura 14 – Diagrama unifilar para cálculo do curto-circuito – exemplo 3;

142


12 – SOLUÇÃO DO EXERCÍCIO 3 PROPOSTO

138kV - 3φ

138/13.8kV10/12.2 MVAZ=9%

13.8/0.22 kV40 kVA

AIcc

Icc

7350)3(1101383

101757)3(1 3

6

=⋅⋅

⋅=

φ

φ

AIcc

Icc

AIn

In

21005100105

10522031040 3

=

⋅=

=⋅⋅

=

In2

AIccTrafosIccTrafo

Icc

AIn

In

1162122581021

91005232

5232138003

105,1226

=−=−

⋅=

=⋅⋅

=

Figura 15 – Diagrama unifilar do exercício 3 resolvido;

143


13 - CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA (MONOFÁSICO)

A intensidade da corrente, no curto-circuito fase-terra, depende da impedância

Zn conectada entre o ponto neutro e terra. Esta impedância pode ser quase nula

se o neutro for solidamente aterrado ou, pelo contrário, quase infinito se o neutro

for isolado.

O cálculo desta corrente de curto-circuito desequilibrada requer o uso do método

das componentes simétricas. Este método substitui a rede real pela superposição

de 3 redes fictícias, as quais são denominadas por seqüência positiva, seqüência

negativa e seqüência zero. Cada componente do sistema fica caracterizado por 3

impedâncias: Z1 (seqüência positiva), Z2 (seqüência negativa) e Z0 (seqüência

zero). Desta forma, o cálculo da corrente I0 de falta fase-terra, é expresso por:

nZZZZUI

33

0210 +++= (13)

Este cálculo é utilizado em sistemas nos quais o neutro é aterrado por uma

impedância Zn e determina o ajuste da proteção de terra que deve intervir para

interromper a corrente de falta à terra. Na prática, por uma questão de facilidade,

costuma-se usar o valor de nZ

UI30 = . Para uma melhor visualização desta

expressão, a figura 16 mostra o sentido da corrente Io.

144


Figura 16 - Corrente de circulação Io;

13.1 – CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO NOS TERMINAIS

DE UM GERADOR

O cálculo da corrente de curto-circuito nos terminais de um gerador síncrono é

mais complicado que nos terminais de um transformador. Isto porque a

impedância interna da máquina não pode ser considerada constante depois do

início da falta. Ela aumenta progressivamente, influenciando no decaimento da

corrente de curto, caracterizando três períodos distintos, conforme pode ser

constatado na figura 17.

145


Figura 17 - Corrente de curto-circuitos nos terminais de um gerador;

No período subtransitório, o valor eficaz da componente CA é elevado, variando

entre 5 e 10 vezes a corrente nominal de regime permanente. A duração deste

período é de aproximadamente 0.01 a 0.1 segundos.

No período transitório, a corrente de curto-circuito é reduzida à valores

compreendidos entre 2 e 6 vezes a corrente nominal de regime permanente. A

duração deste período é de aproximadamente 0,1 a 1 segundo.

Para o período permanente, o valor eficaz da componente CA assume valores

entre 0,5 a 2 vezes a corrente nominal.

Obviamente, esses valores dependem da potência da máquina, do seu modo de

excitação, das reatâncias subtransitória, transitória e do carregamento da

máquina no instante da falta. Além disso, a impedância de seqüência zero dos

geradores é de modo geral de 2 a 3 vezes menores que as suas impedâncias

seqüência positiva. Assim sendo, a corrente de curto circuito fase-terra será

146


então maior que a trifásica. Normalmente, a corrente de curto-circuito trifásica

permanente nos terminais de um gerador está compreendida entre 6 e 20 vezes a

corrente nominal, dependendo da potência da máquina.

14 - COMPORTAMENTO DOS EQUIPAMENTOS DURANTE

O CURTO-CIRCUITO

Os equipamentos podem ser agrupados em: passivos e ativos.

Equipamentos passivos: são os do tipo que não intervém durante a falta, esta

categoria inclui todos os equipamentos que, devido a sua função, suportam as

solicitações térmicas e dinâmicas impostas pelas correntes de curto-circuito.

Nesta categoria enquadram-se: cabos, linhas aéreas, barramentos, chaves

seccionadoras, interruptores, transformadores, reatâncias e capacitores,

transformadores de medição, etc. A suportabilidade desses componentes estão

relacionadas com as suas capacidades de resistir aos esforços térmicos e

dinâmicos decorrentes de uma falta.

Equipamentos ativos: Esta categoria inclui os componentes projetados para

eliminar a corrente de curto-circuito, ou seja: disjuntores e fusíveis.

Estes dispositivos devem possuir, uma capacidade de abertura e, se necessário,

uma capacidade de fechamento sobre a falta existente.

Capacidade de abertura: Esta característica básica de um dispositivo de

interrupção é a corrente máxima (em kA eficazes) que ele é capaz de abrir nas

147


condições específicas definidas pelas normas, geralmente se refere ao valor

eficaz da componente CA da corrente de curto-circuito.

A capacidade de abertura depende também de outras condições

complementares:

• Tensão;

• Relação de R/X do circuito interrompido;

• Freqüência própria da rede;

• Número de aberturas com corrente máxima;

Capacidade de fechamento: Geralmente esta característica possui valores

idênticos ao da capacidade de abertura. No entanto, existem casos em que a

capacidade de fechamento precisa ser maior, por exemplo, para disjuntores de

geradores.

A capacidade de fechamento é então definida como sendo o maior valor da

corrente de curto circuito (valor de pico), que aparece nos primeiros instantes da

ocorrência do curto circuito. Este valor é que pode danificar os componentes sob

o ponto de vista dos esforços eletrodinâmicos.

148

CAPÍTULO 6

TRANSFORMADORES

149

CAPÍTULO 6 – TRANSFORMADORES

2

TRANSFORMADORES

1 – INTRODUÇÃO

Os transformadores são máquinas elétricas estáticas, de construção simples e

rendimento elevado, destinados a cumprir uma missão de relevante importância

nos sistemas elétricos, que é a transformação da tensão de valores baixos para

altos e vice-versa, de forma a permitir a geração, o transporte e o uso da energia

elétrica na tensão mais adequada a cada situação.

Para entender o mecanismo envolvido neste processo e mesmo a sua

necessidade nos sistemas elétricos, considere um sistema elétrico constituído por

uma usina hidráulica de geração de energia elétrica e um centro consumidor

constituído de uma cidade com suas variadas cargas: residências, iluminação

pública, comércio, indústrias, etc..., situada a uma distância de, por exemplo,

300 Km. A energia gerada na usina não pode ter uma tensão muito alta já que

isto obrigaria a um gasto muito grande com a isolação interna dos geradores,

além de representar um risco muito grande de acidentes. Por estas razões, as

tensões nas usinas geradoras é limitada a valores tais como, 13.200 volts, 6.600

volts ou menos.

Por outro lado, o transporte de altas potências a tensões destes níveis em

distâncias tais como as do exemplo, pode significar um gasto muito grande com

torres e perdas no sistema. Por isso é necessário que a tensão da transmissão seja

elevada para valores mais condizentes, que levem a valores de corrente elétrica

menores e, consequentemente, possibilitem o uso de condutores de menor

secção, com redução dos custos das linhas de transmissão e dos próprios

condutores.

150


3

Ao se aproximar do centro consumidor, no nosso caso uma cidade, é perigoso e

mesmo inviável, efetuar a distribuição da energia elétrica na tensão de

transmissão - 34.500V, 69.000V, 13.800V ou maiores ainda - deve ser

distribuída nos circuitos primários com tensões que não são ainda as tensões de

consumo - 220V, 380V - já que a cidade pode apresentar distâncias

significativas. A tensão usada então, para a distribuição primária é normalmente,

de 13.800 volt. A cada quarteirão ou menos, a tensão é finalmente, transformada

para a tensão de consumo - 127V, 220V ou 380V, e nestas condições, entregue

ao consumidor final. Alguns consumidores de maior porte poderão,

eventualmente, receber a energia elétrica na tensão primária.

Nesta breve descrição percebe-se o indispensável papel do transformador, já que

é ele quem faz as transformações dos níveis de tensão citados. Na subestação

geradora deverá existir um transformador que eleve a tensão do nível de geração

(13.800V por exemplo) para o nível de transmissão (138.000 V por exemplo).

Como a potência elétrica é igual ao produto da tensão pela corrente, a corrente a

ser transportada, será 10 vezes menor do que aquela que existe no gerador, e o

condutor da linha de transmissão será, também 10 vezes menor do que aquele do

gerador, se usada a mesma densidade de corrente.

Na subestação da cidade um outro transformador fará o trabalho inverso daquele

da geradora, isto é, abaixará a tensão de 138.000 volts para os 13.800 volts dos

circuitos primários urbanos. Em vários pontos da cidade, transformadores de

distribuição, farão a transformação final, para a tensão de consumo.

Num sistema simples como este é facilmente perceptível o trabalho

indispensável do transformador e a sua grande importância nos sistemas

elétricos, mantendo as seções dos condutores dentro de limites aceitáveis,

econômica e tecnicamente.

151


4

2 – PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO

Um transformador consiste de dois ou mais circuitos elétricos acoplados

magneticamente.

O funcionamento do transformador é fundamentado no fenômeno da indução

magnética, ou seja, objetiva- transferir magneticamente potência de um

enrolamento (primário) a outro enrolamento (secundário).

Então, em princípio, não temos ligação elétrica entre os dois circuitos. Pode-se

representar esquematicamente um transformador conforme a figura 1:

N1 N2I1

VP VSe1 e2

Fluxo Magnético φ

Figura 1- Princípio de funcionamento de um transformador;

A circulação da corrente I1, na bobina com N1 espiras resulta na força

magnetomotriz F1 = N1I1 que dá origem ao fluxo magnético φ que, circulando

confinado no núcleo, envolve a bobina com N2 espiras.

A variação do fluxo magnético fará, pela Lei de Faraday e = dφ/dt, aparecer a

tensão induzida e2 no enrolamento secundário. Nestas condições, a tensão

induzida e1 pode ser relacionada com a tensão induzida e2, pela relação entre o

número de espiras.

152


5

2

1

2

1

2

1

NN

VVou

NN

ee

S

P == (1)

O valor eficaz da tensão e1 é dada por:

E1 = 4,44.f.N1.φMX x 10-8 (2)

O valor eficaz da tensão e2 é dada por:

E2 = 4,44.f.N2.φMX x 10-8 (3)

A relação de transformação (kt) é definida pela equação 4.

2

1

2

1

2

1

VV

NN

EEkt === (4)

Da expressão 4, observa-se que a relação entre as tensões é diretamente

proporcional ao número de espiras.

Por outro lado as correntes do enrolamento primário (I1 ) e do secundário (I2 )

podem ser relacionados com base na formula 5.

1

2

2

1

NN

II

= (5)

Com base na fórmula 5, verifica-se que a relação de correntes é inversamente

proporcional a relação de número de espiras.

153


6

Comparando-se as expressões (4 e5), obtém-se:

(6) 2211 IVIV ⋅=⋅

Onde: V1 é a tensão aplicada no enrolamento primário;

V2 é a tensão obtida no enrolamento secundário;

Na equação 6, nota-se que o produto V1I1 (S1)é a potência aparente no

enrolamento primário, considerando transformadores monofásicos, e é igual a

V2I2 (S2) que é a potência aparente no enrolamento secundário. Nestas

condições, a potência aparente para um sistema trifásico é definido pela seguinte

relação:

222111 33 IVSIVS ⋅⋅==⋅⋅= (7)

3 – PRINCÍPIOS CONSTRUTIVOS –

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

O funcionamento dos transformadores baseia-se nos fenômenos de mútua

indução entre dois circuitos eletricamente isolados, mas ligados

magneticamente. Para que a ligação magnética seja a mais perfeita possível, é

necessário que eles estejam enrolados sobre um núcleo magnético de pequena

relutância magnética. Este núcleo deverá ter alta permeabilidade magnética e

por isso seus entreferros devem ser reduzidos. Para a redução de perdas no ferro

ocasionados pelo fenômeno de histerese e correntes parasitas no mesmo, o

núcleo deve ser construído de uma liga de aço com uma pequena porcentagem

de silício (1 a 5%). O silício serve para aumentar a permeabilidade magnética do

aço, porém torna-o quebradiço. Além disso, o núcleo deve ser construído por

154


7

lâminas de espessura de 0,1 a 0,5 mm., devidamente isoladas. A laminação visa

dificultar a circulação das correntes parasitas induzidas no núcleo.

Envolvendo o núcleo são colocados os enrolamentos dos circuitos elétricos

primário - aquele que está ligado à tensão que se quer transformar (V1) - e

secundário - aquele que fornece a tensão transformada (V2). As correntes que

circulam nos enrolamentos primário e secundário, I1 e I2, constituem as correntes

primária e secundária do transformador. Denomina-se relação de transformação,

à relação entre as tensões primária e secundária (k=V1/V2) que é

aproximadamente igual à relação entre os números de espiras do primário e

secundário (N1/N2).

Como os fenômenos de mútua indução são reversíveis, nenhuma distinção pode

ser feita entre os circuitos primário e secundário, pois os dois enrolamentos

podem funcionar independentemente, como primário ou secundário bastando

para isso, alimentar um ou outro. Construtivamente, os dois enrolamentos

denominam-se enrolamento de AT - alta tensão - o que tem maior número de

espiras e enrolamento de BT - baixa tensão - o que tem menor número de

espiras. O transformador será elevador de tensão, quando se alimenta como

primário o enrolamento de BT e ao contrário, como abaixador de tensão quando

se alimenta o enrolamento de AT.

4 – RENDIMENTO E REGULAÇÃO DE TENSÃO

Para a utilização de um transformador em um sistema elétrico, uma série de

requisitos são desejados. Entre eles, citam-se o rendimento e a regulação de

tensão. Para transformadores de potência é sempre exigida uma baixa regulação

com altíssimo rendimento.

155


8

4.1 – RENDIMENTO DE TRANSFORMADORES

Os transformadores são máquinas estáticas que transferem energia elétrica de

um a outro circuito, mantendo a mesma freqüência e, normalmente, variando

valores de corrente e de tensão.

Essa transferência de energia, com foi visto anteriormente, é acompanhada de

perdas, tais como: no núcleo (Po), nos enrolamentos (Pj) e adicionais (PA). Essas

perdas dependem da construção do transformador (material e espessura das

chapas etc.) e do regime de funcionamento (tensão, corrente, etc.).

Considerando a existência dessas perdas, tem-se para os transformadores, assim

como para qualquer conversor de energia, uma diferença entre a potência de

entrada (P1) e de saída (P2). A relação entre P1 e P2 vem expressa pelo

denominado rendimento, cuja definição é:

1

2

PP

=η (8)

Ou em porcentagem:

100%1

2 ×=PPη (9)

Na maioria das máquinas, para se determinar o rendimento, bastaria medir as

potências na entrada e na saída e substituí-las nas expressões (8) e (9). No caso

de transformadores, é necessário o uso de um processo indireto, pois, para estes,

o rendimento pode chegar até 99% e, nessas condições, a diferença das

156


9

potências de entrada e saída é bem pequena, muitas vezes superando a classe de

precisão dos instrumentos de medida.

Para contornar esse problema, utiliza-se:

Pl=P2+Pj+Po+PA (10)

Como PA ≈ 15% a 20% de Po; considerando-se a pior hipótese e substituindo na

equação anterior, vem:

P1 = P2 + Pj + 1,2 Po (11)

tem-se ainda que:

P2 = V2 I2 cosψc (12)

PJ = r1I12 + r2I2

2 = R2I22 (13)

Na equação de P1, substituindo P2 e PJ pelos segundos membros das expressões

(12) e (13), tem-se:

P1 = V2I2 cosψc + R2 I2 + l,2Po (14)

De modo a generalizar a formulação, observa-se que a corrente na expressão

anterior não é I2n mas, sim, um valor qualquer de I2.

Levando-se (12) e (14) em (9), tem-se:

157


10

1002,1cos

cos% 22222

22

OC

C

PIRIVIV

++=

ψψη (15)

Deste modo, para a determinação do rendimento de um transformador, é

suficiente a colocação de um wattímetro no secundário (verificando o valor de

P2), um amperímetro (valor de I2), o conhecimento de R2 (ensaio em curto) e Po

(ensaio a vazio).

Nota: Segundo a ABNT, o rendimento fornecido pelo fabricante deve-se referir

às condições nominais e ao fator de potência da carga de valor unitário.

O ensaio para a determinação do rendimento não é um ensaio de rotina, sendo

geralmente feito em protótipos quando do projeto do transformador.

Dependendo do resultado, efetuar-se-á uma alteração do projeto de modo a

elevar tal valor.

Na figura 2, tem-se um ábaco para o cálculo do rendimento de transformadores

em função do Po e Pj, para diversas correntes de carga.

158


11

Figura 2 - Ábaco para cálculo do rendimento de transformadores;

Como exemplo, apresenta-se o cálculo do rendimento para um transformador

que apresenta perdas nos enrolamentos da ordem de 1,5% da potência nominal e

perdas no núcleo da ordem de 0,45% da mesma potência nominal. Como

resultado, tem-se que, para a plena carga (4/4), o rendimento será de 98,1 %.

4.2 – CONDIÇÃO DE MÁXIMO RENDIMENTO

É natural, na operação com qualquer componente de um sistema, que o mesmo

apresente o maior rendimento para o ponto de funcionamento onde a máquina

ou o equipamento permanece por mais tempo. Assim, imaginamos um

transformador de potência que seria instalado, por exemplo, em sua subestação.

Devido a seu funcionamento quase que constantemente próximo da potência

159


12

nominal, o que o caracteriza como transformador de força, é interessante que o

máximo rendimento ocorra para tal potência que corresponde à corrente

fornecida próxima da nominal. Um outro caso a ser considerado seria o de um

transformador de distribuição para o qual o funcionamento em grande parte do

tempo se encontra em subcarga. Uma curva típica de operação de um

transformador de distribuição é ilustrada na figura 3.

Nota-se, pela figura 3, que o transformador fica na maior parte do tempo

alimentando uma carga correspondente a, por exemplo, metade de sua carga

nominal (I2n/2). Portanto, nesse caso, é mais interessante o funcionamento com o

máximo rendimento para I2 = I2n/2. Para se verificar como isso se processa,

consideremos os desenvolvimentos a seguir.

P [kW]

Hora do Dia

Pn

½ Pn

6 12 18 24

Figura 3 - Curva de carga de transformador de distribuição;

A equação do rendimento para uma corrente I2 qualquer é:

1002,1cos

cos% 22222

22

OC

C

PIRIVIV

++=

ψψη (16)

Para transformadores e sistemas bem projetados, embora haja variação de I2, V2

é praticamente constante e a carga alimentada tem um fator de potência com um

160


13

valor praticamente constante. Nessas condições, podem-se introduzir algumas

simplificações na expressão do rendimento e obter algumas importantes

conclusões.

Na expressão do rendimento, multiplicando-se e dividindo-se os termos

dependentes da corrente por I2n, tem-se:

( )( ) ( ) 100

2,1//cos/cos%

222222222

2222

OnnnnC

nnC

PIIIRIIIVIIIV

++=

ψψη (17)

ou

( )( ) ( ) 100

2,1//cos/cos%

222222222

2222

OnnnCn

nCn

PIIIRIIIVIIIV

++=

ψψη (18)

Considerando o que já se referiu anteriormente para V2 e cosψc, pode-se

escrever:

nCn PIV 222 cos =ψ que corresponde à potência nominal e terá um valor

praticamente constante.

jnn PIR =222 - que corresponde às perdas no cobre (nominais) e

terá um valor constante.

Chamando:

fcII

n

=2

2 (19)

em que: fC é a fração de plena carga, tem-se:

161


14

1002,1

%0

22

2

PPfPfPf

jnCnC

nC

++=η (20)

De uma forma geral, isto é, para qualquer fator de potência, tem-se:

1002,1cos

cos%0

2 PPfSfSf

jnCCnC

CnC

++=

ψψη (21)

sendo:

Sn a potência aparente nominal do transformador.

De onde se encontra que, em (20), a única variável é fC. Derivando, portanto, a

expressão (20) em relação a fC e igualando a zero, obtém-se:

ojnC PPf 2,12 = (22)

Na fase de projeto do transformador, deve-se estabelecer o valor de fC como

aproximadamente igual a 1 para os transformadores de força e 1/2 para os de

distribuição, resultando em um rendimento máximo para o transformador.

Caso sejam levantadas as curvas η% = f(fC), para transformadores típicos de

força e de distribuição, os resultados serão dos tipos mostrados na figura 4.

162


15

n %

n %MAX

¼ ½ ¾ 1

n %

¼ ½ ¾ 1 Figura 4 - Curvas rendimento x fC para transformadores: a) transformadores de

distribuição (até 500 kVA); e b) transformadores de força (acima de 500 kVA);

4.3 – REGULAÇÃO DE TENSÃO PARA TRANSFORMADORES

A regulação de tensão de uma máquina mede a variação de tensão em seus

terminais devido à passagem do regime a vazio para o regime em carga.

Para o caso específico de transformadores, a regulação mede a variação de

tensão nos terminais do secundário, quando a este se conecta uma carga.

Com o transformador a vazio, no secundário tem-se a tensão E2, que passa para

um valor V2 ao se ligar uma carga. Se a regulação é boa, esta variação será

pequena e vice-versa.

A Variação ∆V = E2 - V2 depende da carga que se coloca no secundário, e pode

ser: positiva, negativa ou nula, sendo que seu valor é influenciado por I2 e

cosψC.

Em geral, a regulação dos transformadores é definida para valor nominal da

corrente e fator de potência da carga aproximadamente unitário.

A regulação é dada relativamente a V2, e sua expressão em porcentagem é:

163


16

100%Re2

22

VVEg −

= (23)

100%Re2VVg ∆

= (24)

Analisando a expressão anterior, conclui-se que um grande valor da regulação

significa grande diferença entre E2 e V2, ou seja, grande variação de tensão. Se,

ao contrário, o valor da regulação é pequeno, tem-se pequena variação de

tensão.

Na prática determina-se a regulação de transformadores, utilizando-se a

expressão 24.1.

φφ sen%cos%%Re ⋅⋅+⋅⋅= XfcRfcg (24.1)

Onde: fc: fator de carga;

R%: resistência percentual do transformador;

X% reatância percentual do transformador;

cosφ fator de potência da carga;

5 – PRINCÍPIOS CONSTRUTIVOS –

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

Para a transformação de tensão nos sistemas trifásicos podem-se empregar três

transformadores monofásicos distintos e iguais. Os três enrolamentos primários

destes transformadores serão alimentados pela linha trifásica primária através de

agrupamento em estrela ou triângulo. Dos três enrolamentos secundários que são

164


17

também agrupados em estrela ou triângulo, sai a linha trifásica secundária. Os

agrupamentos mais comuns são:

Estrela - Estrela Y/Y

Estrela - Triângulo Y/∆

Triângulo - Triângulo ∆/∆

Triângulo - Estrela ∆/Y

Estrela - ZigZag Y/Zig-zag

Define-se como relação de transformação nos transformadores trifásicos à

relação entre as tensões de linha de primário e secundário, independentemente

do esquema de ligação acima. Neste caso, esta relação já não será a mesma entre

os números de espiras como nos transformadores monofásicos, já que esta

relação é a que existe entre as tensões em cada fase. Assim, na ligação Y-Y e na

ligação ∆/∆ elas serão iguais, mas nas ligações Y/∆ e ∆/Y a relação entre as

tensões de linha será:

2

1

2

1

21

11 33NN

VV

VVK

f

f === na ligação Y/∆, e;

2

1

2

1

21

11

31

3 NN

VV

VVK

f

f ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=== na ligação ∆/Y.

O emprego de bancos de transformadores monofásicos em sistemas trifásicos é

limitado a casos especiais, devido ao alto custo desta solução. Normalmente,

empregam-se transformadores trifásicos, que são obtidos do agrupamento sobre

um mesmo núcleo trifásico, dos 6 enrolamentos dos 3 transformadores

monofásicos. Existem dois tipos de montagem normais dos transformadores:

• Núcleo envolvido

• Núcleo envolvente

165


18

O núcleo envolvido tipo mais comum para os transformadores de distribuição ou

de força de potência mediana, possui as formas indicadas na figura 5:

Monofásico Trifásico

Figura 5- núcleo de transformadores;

A montagem do núcleo é feita normalmente, com chapas cortadas em 1 e

colocadas superpostas, de 2 a 5 chapas, com a seguinte ilustra a figura 6:

Figura 6 – Montagem de núcleos de transformadores trifásicos;

As seções das colunas são, normalmente dentadas - de 2 a 4 dentes por canto -

de forma a reduzir o perímetro do círculo envolvendo o núcleo e

consequentemente, reduzindo também, o comprimento das espiras dos

enrolamentos, tornando-os mais baratos. Além disso, as seções dentadas

proporcionam maior número de pontos de apoio para as bobinas, tornando-as

mais resistentes aos esforços de deformação que atuam nas mesmas em

situações de curto-circuito e/ou de sobrecargas rápidas.

O inconveniente das seções dentadas em relação às quadradas, é o aumento do

custo da mão de obra de corte das chapas do núcleo, pois passam a ter uma

166


19

maior variedade de formatos de chapas com conseqüente aumento do custo da

mão de obra de montagem.

Quadrada

4 pontos de apoio 8 pontos de apoio 12 pontos de apoio

Dentada-2 dentes Dentada-3 dentes

Figura 7 – Comparação entre as seções quadradas e dentadas;

Os enrolamentos dos transformadores trifásicos são construídos de tal forma que

as bobinas de AT e BT de uma mesma fase são colocadas sobre uma mesma

coluna. Nos transformadores monofásicos, apesar de ser possível a colocação de

cada enrolamento em uma coluna, adota-se também a construção com os dois

enrolamentos sobre a mesma coluna, para reduzir-se o fluxo de dispersão e, em

conseqüência, melhorar o acoplamento magnético, com redução da reatância de

dispersão e melhoria da regulação. Existem dois tipos de construção, de

enrolamentos concêntricos e de bobinas alternadas. No 1 ° tipo, um dos

enrolamentos, geralmente o de BT, envolve o núcleo e é envolvido pelo de AT.

O de BT neste caso, é constituído de uma única bobina. Já o de AT, é formado

por várias bobinas, separado do de BT por material isolante em forma cilíndrica.

Coluna

AT BT

Figura 8- Disposição das bobinas da AT e BT;

167


20

O 2° tipo de bobinas concêntricas, tem o enrolamento de BT também dividido

em várias bobinas da mesma forma que o de AT, que são dispostas na coluna,

alternadamente, uma bobina de AT e seguida de outra de BT.

Os condutores dos enrolamentos de BT, são normalmente de seção retangular, já

que possuem seção grande (>10mm2). Os condutores do enrolamento de AT, por

serem de seção menor, são normalmente circulares.

6 – PARALELISMO DE TRANSFORMADORES

Sem dúvida, uma das mais importantes operações com transformadores é a

ligação de várias unidades em paralelo, de tal modo a ser conseguida uma maior

confiabilidade e continuidade no fornecimento de energia, ou mesmo uma maior

potência para um sistema elétrico. Para que o propósito seja atingido

corretamente, certas precauções devem ser tomadas, e serão o objetivo desta

análise.

Entre as vantagens citadas do uso em paralelo de transformadores destaca-se,

como se disse, a obtenção de uma certa potência que, talvez, não pudesse ser

conseguida com um único transformador de potência normalizada. Uma outra

grande vantagem da ligação em paralelo de transformadores pode ser

evidenciada pelo diagrama unifilar de uma subestação alimentadora mostrado na

Fig. 9 .

168


21

1

2

3

4

ENTRADA

CARGA

Figura 9 - Subestação industrial típica com transformadores em paralelo

Nota-se que, no caso de defeito do transformador 1, ou mesmo para sua

manutenção, pode-se atuar nos disjuntores 1 e 2, retirando o citado

transformador de serviço, e mantendo a alimentação da carga pelo

transformador 2. Nota-se que há um aumento da confiabilidade do sistema em

termos de fornecimento de energia, o que foi conseguido pelo uso dos dois

transformadores operando em paralelo.

De modo geral, para que dois ou mais transformadores sejam colocados em

paralelo, eles devem satisfazer a uma série de condições que serão especificadas.

Duas essenciais, indicadas por (F), e duas de otimização, indicadas por (O). O

estudo será realizado para o caso mais simples (dois transformadores), podendo

os resultados serem estendidos a todos os casos.

169


22

6.1 - MESMA RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO, OU VALORES

MUITO PRÓXIMOS (F)

Como as tensões entre fases para a alimentação são as mesmas, quer para o

transformador 1, quer para o 2, conforme a figura10 , para que os mesmos

possam ser ligados em paralelo a primeira condição estabelece que as leituras

nos voltímetros indicados sejam as mesmas ou aproximadamente iguais.

H2H1

X2X1

H2H1

X2X1

Figura 10 - Verificação da relação de transformação;

Vejamos o caso de transformadores monofásicos que não satisfaçam a tal

condição, ou seja, as relações de transformação são diferentes ( ). A

análise é feita com base na Fig. 11.

21 KK ≠

Icirc

Icirc

T1E´2 E”2

E1 E1T2

Figura 11 - Circuito interno formado pelos enrolamentos dos transformadores;

170


23

Observa-se pela Fig.11 que, sendo as tensões do primário as mesmas, caso haja

diferença na relação de transformação, poder-se-á ter, por exemplo, 22 EE ′′>′ ,

ou seja, . 12 KK >

Considerando o funcionamento a vazio, pode-se traçar o diagrama fasorial da

Fig. 12 aplicado ao circuito interno formado pelos dois secundários. Deve-se

atentar para o fato de que as fems estão em oposição à referida malha.

E”2 E´2

∆E2

ϕ

Icirc

Figura 12 - Diagrama fasorial para o circuito formado durante o funcionamento a vazio;

Na Fig. 12, tem-se:

- fem induzida no secundário do transformador . 2E′& 1T

- fem induzida no secundário do transformador . 2E ′′ 2T

. - fem resultante para a malha formada. 22 EE ′′−′=∆ &&&2E

- corrente de circulação que se estabelece na malha circI

formada pelos secundários devido a . 2E&∆

Deve-se considerar que, neste estudo, admitem-se os dois transformadores com

impedância do mesmo valor, o que permite somar as impedâncias na forma

algébrica. Admite-se também que os transformadores estão ligados de forma

correta, e, conseqüentemente, o único problema se refere à relação de

transformação.

171


24

Dessa forma, prova-se que a equação 25 fornece o módulo da corrente de

circulação:

)/%.(%100%.%

nnCIRC SSZZ

KI′′′′′+′

∆= (25)

Onde:

%100.12 KK

KK∆=

− (26)

21 K.KK = (27)

%K∆ : Variação percentual das relações de transformação;

k: Relação de transformação média;

k1: Relação de transformação do transformador 1;

k2: Relação de transformação do transformador 2;

%Z ′ : Impedância percentual do transformador 1;

'%Z ′ : Impedância percentual do transformador 2;

nS ′ : Potência aparente nominal do transformador 1;

nS ′′ : Potência aparente nominal do transformador 2;

Esta corrente de circulação não tem nenhuma utilidade e é responsável por um

sobreaquecimento do transformador, pois, circulando pelas resistências 2R′ e

, dissipam potências pelo efeito Joule. Assim, recomenda-se uma certa

percentagem máxima da citada corrente, expressa em função da diferença de

tensões, admitida no máximo igual a 0,5% da tensão nominal do enrolamento

correspondente.

2R ′′

A operação em paralelo de transformadores que possuam relações de

transformação diferentes, funcionando a vazio, conduz a uma tensão no

172


25

barramento, possuindo um valor intermediário entre 2E′ e , portanto menor

que a fem de um dos transformadores e maior que a do outro.

2E ′′

6.2 – MESMO GRUPO DE DEFASAMENTO (F)

Quando dois transformadores são colocados em paralelo, é essencial que, para a

malha interna formada pelos secundários, tenha-se a fem resultante nula. Para

tal, deve-se ter 22 EE ′′=′ e as duas tensões em oposição, conforme se ilustra na

Fig. 13.

E”2 E´2

Figura 13 - Composição fasorial desejada para as fems, como ela ë vista

pela malha interna secundária formada pelos transformadores;

O problema da igualdade dos módulos foi devidamente analisado. Façamos

agora algumas considerações a respeito da oposição entre os fasores

representativos das fems.

Desejando-se conectar transformadores monofásicos em paralelo, o intento será

alcançado curto-circuitando os bornes de mesmos índices, com o que se espera

obter uma fem resultante nula para a malha interna formada pelos secundários.

Para a verificação desta condição, sejam os exemplos a seguir de conexão em

paralelo de dois transformadores, em que foram usadas as duas representações

para a polaridade, como se discutiu no capítulo anterior.

173


26

a) e subtrativos 1T 2T

Representando os transformadores como sendo vistos pela parte superior, tem-se

o arranjo ilustrado na Fig. 14.

Malha Interna

H2H1

X2X1

H2H1

X2X1E´2 E”2

T1 T2

H2H1

X2X1

H2H1

X2X1E´2 E”2

T1 T2

OO OO

Figura 14 - Paralelismo de dois transformadores monofásicos subtrativos;

Na figura acima, não houve preocupação com as ligações da TS, visto que as

mesmas consistem simplesmente em unir também terminais de mesmo índice.

Sabendo-se que os sentidos das fems obedecem à ordem dos índices, podem-se

marcar ainda na Fig. 14 os sentidos para 2E′ e 2E ′′ . Em conseqüência das

ligações realizadas, tem-se formado um circuito interno pelos dois secundários;

circuito este constituído de uma baixa impedância; portanto, se para esta malha

as tensões e 2E′ 2E ′′ se somarem, haverá uma elevada corrente de circulação

correspondendo a uma corrente de curto-circuito. De modo a evitar tal

problema, conforme se pode constatar pela figura, basta que sejam conectados

os bornes de mesmo índice; e assim, para a malha interna, ter-se-á uma fem

resultante igual a zero.

174


27

b) subtrativo e aditivo 1T 2T

Neste caso, a representação seria a indicada na Fig. 15.

H2H1

X2X1

H2H1

X2X1E´2 E”2

T1 T2

H2H1

X2X1

H2H1

X2X1E´2 E”2

T1 T2

OO 180O

a) 1a notação (comum) b) 2a notação

Figura 15 - Paralelismo de dois transformadores monofásicos: T1 subtrativo; e T2 aditivo;

No caso da 1a notação, o problema já foi devidamente analisado (ligar terminais

de mesmo índice), entretanto, à 2a notação, caberia um rápido comentário.

Quando o terminal de foi conectado com de , o objetivo era

procurar os terminais correspondentes dos dois transformadores, de tal modo

que a fem resultante na conhecida malha interna fosse nula. Efetuando essa

operação, estará ao mesmo potencial de , portanto este fato leva a uma

mudança dos índices do transformador aditivo. Alterando-se a marcação das

buchas de , estar-se-ia transformando-o de 180° para 0° e, assim, de

corresponderia a de , o mesmo ocorrendo com os . Deste modo,

constata-se que transformadores de mesmo tipo, porém de polaridades opostas,

podem operar em paralelo desde que sejam procurados os terminais

correspondentes.

1X 1T 2X 2T

1X 2X

2T 1X 1T

1X 2T 2X

175


28

Tal como foi abordado para monofásicos, ao se desejar colocar dois

transformadores trifásicos em paralelo, se o problema se resumir na ligação de

dois transformadores, sendo um 30° e outro 210°, concluir-se-á que é desejada a

operação de dois transformadores: um subtrativo e um aditivo, pertencentes a

um mesmo grupo. Neste caso, assim como no dos monofásicos, deve-se pela

mudança dos terminais de um deles - mudanças estas que poderão ser efetuadas

na TS ou na TI, ou em ambas -, transformar o angulo de 210° em 30°. Isto é

possível, como se observou no capítulo anterior.

Colocando em paralelo dois transformadores com um mesmo defasamento,

unindo os terminais , e , têm-se as tensões entre fases em oposição

correspondendo exatamente ao problema analisado. Este fato permite a ligação

em paralelo, pois, para as malhas internas formadas, as fems resultantes terão

valor nulo.

1X 2X 3X

No caso de transformadores pertencentes a grupos diferentes, sem alterar as

ligações internas do transformador (transformando, por exemplo, uma estrela

em um triângulo), eles jamais poderiam ser operados em paralelo, pois não

haveria possibilidade da transformação para um mesmo defasamento. Caso fosse

tentada a ligação, na melhor condição ter-se-ia um defasamento entre os dois

secundários de no mínimo 30°, originando uma fem resultante, conforme se

indica na Fig. 16.

176


29

α=30o

α/2

f.e.m. resultante =∆E2

E2

E2 Figura 16 – Fem resultante da tentativa de ligação em paralelo

de transformadores de grupos diferentes;

6.3 – MESMA IMPEDÃNCIA PERCENTUAL (Z%) OU MESMA

TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO OU VALORES PRÓXIMOS (O)

Estando os secundários ligados em paralelo, verifica-se que a vazio, pela

primeira condição, deve-se ter 22 EE ′′=′ . Nesta situação, nenhuma corrente de

circulação existirá e o conjunto estará operando em vazio. Colocando-se desse

modo um voltímetro entre os terminais do secundário de cada um, têm-se as

fems e , como mostra a Fig. 17. 2E ′′ 1E′

T1a´

b”a"

T2b´

Figura 17 - Efeito das impedâncias dos transformadores na distribuição da carga;

177


30

Quando uma carga for conectada e alimentada por uma corrente , esta

corrente será distribuída entre os dois transformadores. Nota-se então que,

circulando uma corrente por um transformador, que como elemento de circuito

nada mais é que uma impedância, haverá uma queda de tensão interna, de tal

modo que as tensões terminais resultantes indicadas pelos voltímetros seriam

, ou seja, como

2I

222 VVV =′′=′ 2E′ era igual a 2E ′′ , ocorreu nos transformadores

uma mesma queda 22 VV ′′∆=′∆ . Como já se referiu, essas quedas corresponderiam

ao produto de uma impedância pela correspondente corrente. Os módulos dessas

quedas de tensão são expressos por:

222 I.ZV ′′=′∆ (28)

222 I.ZV ′′′′=′′∆ (29)

Como , tem-se: 22 VV ′′∆=′∆

2

2

2

2ZZ

II

′′′

=′′′ (30)

Já que a tensão é única ( ) e como 2V VIS = , a equação anterior pode também ser

representada por:

%Z%Z

%S%S

′′′

=′′′ (31)

em que: é a potência que o transformador fornece em porcentagem de

sua potência nominal; e , idem, para o transformador .

%S′ 1T

%S ′′ 2T

178


31

Desta expressão, observa-se que as potências entre os transformadores se

distribuem de maneira inversamente proporcional às correspondentes

impedâncias percentuais.

Deve-se considerar que a condição analisada corresponde a um problema de

otimização, não constituindo um item obrigatório a ser obedecido. Este fato leva

à conclusão da possibilidade do paralelismo de transformadores mesmo com

diferentes impedâncias percentuais, com a ressalva apresentada pela equação da

distribuição de potências.

Um outro ponto a ser levantado é que o estudo foi realizado tendo em vista os

módulos das impedâncias; no próximo item analisar-se-á o efeito dos

correspondentes argumentos.

6.4 – MESMA RELAÇÃO ENTRE REATÂNCIA E

RESISTÊNCIA EQUIVALENTE (O)

Supondo que dois transformadores obedeçam a todas as condições impostas

( e - em módulos), pode-se ainda analisar se os argumentos das

referidas impedâncias podem ou não influenciar a operação em paralelo. Isso,

em outras palavras, vem a ser a consideração da influência do ângulo dado pela

relação entre a reatância e a resistência expressas em ohms ou em valores

percentuais.

22 EE ′′=′ 22 ZZ ′′=′

O assunto pode ser facilmente desenvolvido com base na Fig. 18, mostrando o

circuito equivalente de dois transformadores em paralelo. Observa-se que o

circuito é constituído de duas impedâncias conectadas da mesma forma como os

179


32

transformadores estão ligados - índices 2 indicam que o sistema foi referido ao

secundário.

I´2

I”2

I2

Z´2

Z”2

Carga

Figura 18 - Circuito elétrico equivalente à associação dos transformadores;

As impedâncias 2Z′ e , embora tenham o mesmo módulo, podem apresentar

os ângulos internos com valores diferentes, o que seria verdadeiro, caso as

relações

2Z ′′

22 RX ′′ e 22 RX ′′′′ não fossem iguais.

ϕ´j

ϕ”j

ϕ´j ≠ϕ”j → Argumentos

R´2

R”2

X´2X”2

Z´2

Z”2 Z´2=Z”2 → Módulos

Figura 19 - Transformadores com diferentes ângulos internos;

Pode-se provar que:

i.eII j

2

2 ψ∆=′′′&

& (32)

Donde se conclui que:

180


33

Caso se tenha 22 ZZ ′′=′ (módulos), as correntes se distribuirão com mesmos

módulos; entretanto, se os ângulos internos forem diferentes, as mesmas não

estarão em fase.

Como as tensões nos terminais dos trafos são as mesmas ( ), as

correspondentes potências aparentes seriam dadas por:

222 VVV &&& =′′=′

*I.VS 22 ′=′ &&& (33)

*I.VS 22 ′′=′′ && (34)

Nas quais o símbolo (*) representa o conjugado da corrente.

A potência aparente total fornecida pelo conjunto será:

SSS ′′+′= &&& (35)

Se existir o defasamento iψ∆ entre as duas correntes, então esta diferença se

manifestará também nas potências. Em conseqüência, a soma anterior poderia

ser representada pela Fig. 20.

∆ϕj

S

S”

S´

Figura 20 – Potência aparente total;

181


34

Assim verifica-se que, com os mesmos dois transformadores, com (isto

é,

0i =ψ∆

2222 XRXR ′′′′=′′ ), tem-se o valor máximo de potência aparente disponível,

pois a soma vetorial se resume à soma aritmética ( SSS ′′+′= ).

Conclui-se finalmente, que a condição de mesma relação entrem as reatâncias e

resistências é um problema de otimização do conjunto, pois, neste caso, ter-se-á

a maior potência aparente que se poderá extrair do sistema.

Exercício de Aplicação 1:

Considere T1 e T2 – dados a seguir – operando em paralelo e alimentando uma

carga de 720 kVA. Qual a contribuição de cada uma deles?

T1: SN=500 [kVA]

UN=13,8[kV]/380[V]

Z% = 4,5%

T2: SN=300 [kVA]

UN=13,8[kV]/380[V]

Z% = 4,5%

Solução:

Sabe-se que:

⇒=⇒=045,0045,0

SS

ZZ

SS

2

1

1

2

2

1

⇒=⇒=N2

2

N1

121 S

SSS

SS

⇒=⇒= 212N2

N11 S.

300500SS.

SS

S

21 S.667,1S = (1)

Por outro lado:

182


35

720SS 21 =+ (2)

Levando (1) em (2). Tem-se:

⇒=⇒=+ 720S.667,2720SS.667,1 222

]kVA[270S2 =

Logo:

]kVA[450S1 =

O que está perfeitamente de acordo com a teoria, pois como a carga – 720 kVA

– solicita 90% da potência disponível – 800 kVA -, e como as impedâncias são

iguais, os transformadores estão igualmente carregados: 270 [kVA] = 90%. 300

[kVA] e 450 [kVA] = 90%. 500 [kVA].

Exemplo de Aplicação 2:

Considere T3 e T4 – dados a seguir – operando em paralelo e alimentando:

a) carga de 11250 kVA

b) carga de 12500 kVA

Qual a contribuição de cada um deles em cada um dos casos?

T3: SN = 7500 [kVA]

Z% = 5,84%

T4: SN = 5000 [kVA]

Z% = 5,62%

Solução:

Caso a:

Sabe-se que:

183


36

⇒=⇒=0584,00562,0

SS

ZZ

SS

2

1

1

2

2

1

⇒=N2

2

N1

1SS

.9623,0SS

⇒== 22N2

N11 S.

50007500.9623,0S.

SS

.9623,0S

21 S.4435,1S = (3)

Por outro lado:

11250SS 21 =+ (4)

Levando (3) em (4). vem:

⇒=+ 11250SS.4435,1 22

]kVA[4604S2 =

]kVA[6646S1 =

e ainda:

%6,88%S100.75006646%S 11 =⇒=

%1,92%S100.50004604%S 22 =⇒=

Caso b

12500SS 21 =+

184


37

Levando (3) em (4). vem:

⇒=+ 12500SS.4435,1 22

]kVA[5116S2 =

]kVA[7384S1 =

e ainda:

%45,98%S100.75007384%S 11 =⇒=

%32,102%S100.50005116%S 22 =⇒=

Os caso a e b mostram que devido à diferença de impedâncias não houve

distribuição eqüanime entre as potências (88,6%; 92,1% e 98,45%; 102,32%) e

que no caso de carga menor que a nominal – caso a - pode não haver

sobrecarga, dissimulando o problema que aparecerá, sem dúvida, no caso de

carga nominal – caso b.

7 – PERDA DE VIDA ÚTIL EM TRANSFORMADORES

As falhas nos transformadores geralmente estão associadas a problemas na

isolação do equipamento. Quanto maior a temperatura a que a isolação estiver

submetida, maior será a sua deterioração. Portanto, o carregamento de um

transformador está diretamente ligado à sua temperatura de operação, que, por

sua vez, influi sobre a expectativa de vida útil do transformador.

185


38

Assim, decisões inteligentes de carregamento de transformadores podem ser

tomadas no sentido de se admitirem sobrecargas em certos períodos do ciclo de

carga, sem sacrificar a sua vida útil ao longo do dia. Isto vai ao encontro da

tendência verificada atualmente no sistema elétrico brasileiro, de racionalização

do uso de energia.

Baseado na NBR 5416/1991 – “Aplicação de cargas em transformadores de

potência”, da ABNT, propõe-se uma técnica de carregamento que consiste,

basicamente, em determinar a máxima ponta de carga que pode ser suprida pelo

transformador durante um determinado tempo sem que haja um acréscimo de

perda de vida útil em relação à condição nominal.

Analisa-se o critério de carregamento em condições de operação do

transformador suprindo apenas cargas lineares (sem distorções de tensão ou

corrente).

a) Carregamento de transformadores suprindo cargas lineares

a1) Comportamento térmico:

As condições de sobrecarga em um transformador são governadas pela

temperatura ambiente e pela temperatura do ponto mais quente do enrolamento.

A NBR 5416, que fornece os procedimentos para carregamento de

transformadores de potência imersos em óleo isolante para potências nominais

trifásicas até 100 MVA, aplica-se a dois tipos de transformadores, a saber:

• Transformadores de 55oC – transformadores com elevação média de

temperatura dos enrolamentos, acima da temperatura ambiente, não superior

a 55oC, e elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento,

acima da temperatura ambiente, não superior a 65oC;

• Transformadores de 65oC – transformadores com elevação média de

temperatura dos enrolamentos, acima da temperatura ambiente, não superior

186


39

a 65oC, e elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento,

acima da temperatura ambiente, não superior a 80oC.

A equação de Arrhenius expressa pela 36, estabelece a perda da vida útil do

transformador em função da sua temperatura de ponto mais quente.

t.100.10PVA

27315,6972

e⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+

θ+−

= (36) onde:

PV% = perda de vida útil percentual em relação à expectativa normal;

θe = temperatura do ponto mais quente do enrolamento, em oC;

t = tempo em horas;

A = -13,391 para transformadores de 65oC e –14,133 para transformadores de

55oC.

Da expressão (36) é possível traçar curvas correlacionando a temperatura do

ponto mais quente do enrolamento com a expectativa de vida útil do

transformador de acordo com a figura 21, para transformadores de 65oC e de

55oC.

187


40

300 240 180 160 110 95 80 40102

103

104

105

106Vida (horas)

55o C65o C

Temperatura do ponto mais quente, em oC Figura 21- Curvas de expectativa de vida útil do transformador;

Da figura 21 conclui-se que, para um transformador de 65oC operando com a

temperatura do ponto mais quente do enrolamento (θe) igual a 100oC, a

expectativa de vida útil será equivalente a 110 mil horas.

A elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente e a

elevação da temperatura do ponto mais quente sobre a temperatura do topo do

óleo são dadas pelas equações (37) e (38), respectivamente.

( )( ) i0T/t

i0f00oe1. θ∆+−θ∆−θ∆=θ∆ − (37)

( )( ) eiT/t

eiefeee1. θ∆+−θ∆−θ∆=θ∆ − (38)

onde:

188


41

∆θof e ∆θef = elevação final de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura

ambiente e elevação final de temperatura do ponto mais quente sobre a

temperatura do topo do óleo, respectivamente (oC);

∆θoi e ∆θei = elevação inicial de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura

ambiente e elevação inicial de temperatura do ponto mais quente sobre a

temperatura do topo do óleo, respectivamente (oC);

To e Te = constantes de tempo do óleo e do enrolamento, respectivamente

(horas).

A figura 22 mostra, a título de ilustração, os perfis de temperaturas do

transformador submetido a um ciclo de carga retangular.

Tempo

Tempo

Tempo

Tempo

∆θe

∆θe

∆θe + ∆θo

S

Si Si

Sp

∆θei

∆θoi

a) Ciclo de carga com dois níveis de carregamentob) Elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento sobre a ambientec) Elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento sobre a

temperatura do topo do óleod) Elevação de temperatura do ponto mais quente do topo do óleo sobre a ambiente

Figura 22 – Perfis de temperaturas do transformador submetido

a um ciclo de carga retangular;

189


42

A temperatura do ponto mais quente do enrolamento é:

aeoe θ+θ∆+θ∆=θ (39)

onde θa é a temperatura ambiente.

Partindo-se de um ciclo de carga retangular, com dois níveis de carga, é possível

determinar o máximo pico de carga que um transformador poderá suprir em

condições senoidais, sem que haja perda de vida útil em excesso. Geralmente,

torna-se necessária a determinação de um ciclo de carga equivalente a partir de

um ciclo real. A figura 23 mostra um ciclo de carga real (linha contínua) e a sua

correspondente representação em termos de ciclo de carga equivalente (linha

tracejada).

24 horas24 6 12 18

150

100

50Carga real

Carga inicial

Ponta de carga

0

Carga em porcentagem danominal

1 hora

Figura 23 – Ciclos de carga real e equivalente típicos de um transformador;

A carga equivalente, do ponto de vista de temperatura, produzirá as mesmas

perdas que as causadas pela carga real. A carga básica equivalente corresponde

ao valor médio quadrático obtido para os períodos anterior e posterior ao pico de

carga e a carga de ponta equivalente é o valor médio quadrático para o período

sobre o qual a maior parte da ponta parece existir.

190


43

É importante que, ao dividir o ciclo de carga em períodos distintos, não se

cometa o erro de fazer o equivalente de carga correspondente a períodos que não

apresentem características de carregamentos uniformes, correndo-se o risco de

subestimar a expectativa de perda de vida útil do transformador.

O método para determinação da máxima ponta de carga do transformador

consiste basicamente em dividir o ciclo diário de 24 horas em intervalos de

pequena duração e, ao fim de cada intervalo, calcular a temperatura do ponto

mais quente do enrolamento e a perda de vida útil do transformador por meio

das expressões (36) a (39).

A temperatura do ponto mais quente do enrolamento é suposta constante ao

longo do intervalo e igual ao valor final do mesmo, enquanto a perda de vida

total ao longo do ciclo diário de 24 horas será a soma das perdas de vida útil

calculadas para cada intervalo de tempo.

A metodologia determina que essa perda de vida útil total ao longo do dia não

pode ultrapassar a perda de vida normal do transformador. Por exemplo, para

um transformador de 65oC, a elevação de temperatura do ponto mais quente

acima da ambiente em condições nominais de operação é de 80oC. Portanto,

para determinar a sua perda de vida útil diária normal, considerando-se a

temperatura ambiente de 30oC, basta substituir o valor da temperatura do ponto

mais quente do enrolamento (80oC + 30oC) na equação (36), obtendo-se o

seguinte resultado:

%03691,024.100.10%PV391,13

803027315,6972

==⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

++−

A maior ponta de carga permissível é obtida através de um processo iterativo.

A primeira tentativa consiste em considerar a ponta de carga como sendo a carga

inicial. Usando este valor de ponta de carga, calculam-se os valores de elevação

de temperatura para cada intervalo de tempo dentro do período de 24 horas,

calculando-se, ao final do período, a perda de vida útil total, que é o somatório

das perdas de vida de cada intervalo de tempo. A seguir, compara-se o valor

191


44

calculado com o valor predeterminado como sendo a perda de vida normal diária

do transformador. Caso o valor calculado de porcentagem de perda de vida

ultrapasse a tolerância especificada (±4% do valor de perda de vida normal

desejado), o valor da ponta é recalculado. Se a perda de vida calculada for maior

que a desejada, a ponta de carga será reduzida e o seu novo valor será a média

entre o valor atual da ponta de carga e o valor mínimo da ponta de carga da

iteração anterior. Se a perda de vida calculada for menor que a desejada, a ponta

de carga será aumentada, e o seu novo valor será a média entre o valor atual da

ponta de carga e o valor máximo da ponta de carga da iteração anterior.

Repete-se o processo iterativo até que o valor calculado da porcentagem de

perda de vida chegue ao limite da tolerância especificada. O fluxograma

simplificado do processo é mostrado na figura 24.

Dados de entrada

InicializaçãoSmáx = 200%Smin = 0

Cálculo da carga máximade ponta

Sp = (Smáx + Smin)/2

Cálculo das temperaturas eda perda de vida total

(PVc-PV)/PV

(PVc-PV)>0

Imprimir resultadosSp, θe

Smáx = SpSmin = Sp

A

A A

Não Sim

≤ 0,04

Figura 24 – Fluxograma simplificado do processo de cálculo;

192


45

a2) Resultados obtidos a partir de um exemplo

Admita-se que se deseja determinar a máxima ponta de carga a que um

transformador, com as características nominais mostradas na tabela I, poderá

estar submetido, considerando-se a ponta de carga com duração de quatro horas

e que a carga no período fora da ponta seja de 70% da nominal.

Tabela I – Principais características de um transformador de 65oC sob carga nominal Elevação de temperatura do ponto mais quente acima da temperatura ambiente ( )omem θ∆+θ∆ . 80oC Elevação de temperatura do topo do óleo acima da temperatura ambiente ( )omθ∆ 55oC Constante de tempo do óleo (To) 3 h Constante de tempo do ponto mais quente (Te) 0,08 h Relação entre perdas no cobre e as perdas no ferro (R) 3,2

Além dos dados da tabela I, informações adicionais de entrada a um programa

computacional, como as mostradas na tabela II, são necessárias para o

desenvolvimento do processo de cálculo.

Tabela II – Dados adicionais de entrada ao programa operacional

Carga inicial do ciclo de carga (Si) 70% Tempo de duração da ponta de carga (tp) 4 h

Temperatura ambiente (ta) 30oC Perda de vida útil diária normal (PV) 0,03691%

Assim, utilizando-se os dados das tabelas I e II e com auxílio de um programa

computacional, obtêm-se os valores máximos de temperatura no transformador e

a máxima ponta de carga permissível. Os resultados obtidos estão na tabela III.

Tabela III – Valores máximos de temperatura e carregamento obtidos do programa computacional Máxima ponta de carga permissível 130% Máxima elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente 66oC Máxima elevação de temperatura do ponto mais quente sobre a do topo do óleo 38oC Temperatura do ponto mais quente do enrolamento 134oC

193


46

Portanto, por essa tabela III, conclui-se que um transformador típico de 65oC e

resfriamento ONAN, operando com uma carga de 70% da nominal fora de

ponta, poderá estar submetido a um carregamento de 130% da carga nominal

durante o período de quatro horas de duração da ponta quando estiver suprindo

cargas lineares. A temperatura do ponto mais quente será de 134oC,

considerando-se a temperatura ambiente de 30oC. Nessas condições, a vida útil

diária do transformador não estará sendo alterada em função do seu

carregamento. A figura 25 mostra os perfis de temperatura conforme o ciclo de

carga, obtidos pelo programa.

0 5 10 15 20 25

140

120

100

80

60

40

20

0

oC

Tempo (horas)

Elevação da temperatura do ponto maisquente sobre a do topo do óleo

Elevação da temperatura do topo do óleosobre a temperatura ambiente

Ciclo de carga 70%

Temperatura do ponto maisquente do enrolamento

130% 134oC

Figura 25 – Curvas de temperatura do transformador suprindo carga linear;

8 – QUADRO COMPARATIVO

A título de informação, mostra-se no quadro resumo 1, um estudo comparativo

de algumas características dos transformadores de força exigidas pelas

principais concessionárias de energia elétrica.

194


47

Quadro Resumo 1 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto aos

transformadores. TRANSFORMADORES DE FORÇA

Existe ficha técnica?

CERJ

Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: (Estrela ou ZIG – ZAG) com neutro acessível. Comutador de tensão obrigatório com tensão (2x) +- 2,5%. Regulação automática a critério do consumidor.

Não

CPFL

Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: estrela eficazmente aterrado. A potência e o número de unidades são função da capacidade prevista para subestação. TAP’s sugeridos para comutação sem carga: 144,900 – 141,450 – 138,0 – 134,550 – 131,100 – 127,650 – 124,200 kV

Não

CELESC Não há especificação na norma. Não

ELETROPAULO

Padrão ELETROPAULO: Enrolamento primário (triângulo) – religável, nas seguintes faixas: 76 a 92 kV para 88 kV 119 a 144 kV para 138 kV Regulação de tensão a critério do consumidor – Automática ou Manual tanto na alta quanto na baixa tensão.

Não

CEMIG

Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: estrela com neutro aterrado via resistor de aterramento. Regulação de tensão a critério do consumidor – Automática ou Manual tanto na alta quanto na baixa tensão.

Não

CELPE

Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: (Estrela ou ZIG – ZAG) com neutro solidamente aterrado. Aceita-se aterramento por resistor (adotado pela SCHNEIDER em LANESA) Para regulação automática em carga recomenda-se 66 kV +- 10%. Para regulação em vazio, recomenda-se: 67,65 / 66 / 64,35 /62,75 / 61,05 / 59,40 kV.

Não

COELCE

Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: Estrela com neutro acessível. Sugestões de derivações no enrolamento de tensão superior sem carga e sem tensão 70950 / 69300 / 67650 / 66000 / 64350 volts. Comutação automática: 66000 +- 8 x 1,25% volts.

sim

195

CAPÍTULO 7

TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL

196

CAPÍTULO 7 – TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL 2

TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL

1 - INTRODUÇÃO

Os dispositivos de proteção ou medição precisam receber informações sobre as

grandezas elétricas dos equipamentos a serem protegidos. Por razões técnicas,

econômicas e de segurança, estas variáveis não podem ser obtidas diretamente

na alimentação de alta tensão, é preciso utilizar dispositivos intermediários, tais

como:

• Transformadores de tensão (TP),

• Transformadores de corrente (TC),

• Sensores toroidais (TC “janela”) para medir correntes homopolares.

2 - TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC'S)

Os TC’s destinam-se a evitar a conexão direta de instrumentos de medição e

proteção nos circuitos de corrente alternada de alta tensão. Permite, desta forma,

isolar o circuito de alta tensão dos instrumentos de medição e proteção, bem

como adaptar a grandeza a medir, no caso a corrente, em uma proporção

conhecida e de modo a assegurar uma medição mais favorável e segura.

A figura 1 representa, esquematicamente, o TC e as grandezas associadas, as

quais serão definidas ao longo deste capítulo.

197


I1N1

N2

Z’

I2

Z

TC

Figura 1 – Esquema elétrico de um T.C;

O TC tem N1 < N2, resultando no secundário uma corrente I2 < I1.

Os TC’s tem geralmente poucas espiras no primário, e dependendo do valor da

corrente primária, este pode ter apenas uma espira, constituída por uma barra

colocada em série no circuito.

Uma primeira observação essencial é que a corrente I1 (corrente no enrolamento

primário) é definida pelo circuito externo, pela carga Z, e portanto não depende

da carga Z’ do(s) instrumento(s) ligado(s) no secundário do TC. Como são

empregados para alimentar instrumentos de baixa impedância (amperímetros,

bobinas de corrente de wattímetro, de medidores de watt-hora e bobinas de

corrente de diversos relés), diz-se que são transformadores que funcionam com o

secundário quase em curto circuito permitindo a circulação de uma corrente

secundária proporcional à primária em módulo e com a menor defasagem

angular possível entre ambas.

198


O equilíbrio de funcionamento do transformador de corrente é mostrado pela

equação: →→→

=+ 012211 INININ (1)

Ou seja, as forças magnetomotrizes (f.m.m) produzidas nos enrolamentos

primários (N1*I1) e secundários (N2*I2) fornecem como resultado a força

magnetomotriz de magnetização (N1*I0).

A equação 1 nos mostra que, se por um motivo qualquer, o enrolamento

secundário ficar aberto, obviamente a corrente secundária será zero, logo, toda

f.m.m. produzida pela corrente primária I1 irá se converter em f.m.m. de

magnetização. Isto causará a saturação do núcleo de ferro aumentando em

consequência, as perdas a um valor elevadíssimo, devido ao alto valor da

indução. Isto provoca um aquecimento excessivo. Além do problema citado, a

elevada tensão induzida no circuito secundário, coloca em risco os instrumentos

e principalmente vidas humanas.

Por esta razão, os transformadores de corrente devem ter sempre o seu

secundário fechado. Os enrolamentos não utilizados, que não pertençam ao

mesmo núcleo, devem ser curto-circuitados. Quando um TC possuir dois ou

mais enrolamentos no mesmo núcleo e apenas um destes enrolamentos for

utilizado o(s) outro(s) deve(m) ficar aberto(s), pois o enrolamento fechado

equilibra o TC.

Costuma-se para efeito de cálculo, desprezar a corrente de magnetização.

A equação anterior, pode então, ser escrita sob a forma:

199


2211 ININ = (2)

ou ainda:

1

2

2

1

II

NN

= (3)

Ao se fazer tal aproximação, depara-se com o transformador de corrente ideal.

Para defini-lo melhor deve-se compreender as definições das seguintes

grandezas:

2.1 – RELAÇÃO NOMINAL

É a relação entre a corrente nominal primária e a corrente nominal secundária. É

um dado de placa.

n2

n1c I

IK = (4)

2.2 – RELAÇÃO DE ESPIRAS

É a relação entre o número de espiras do enrolamento secundário e o número de

espiras do enrolamento primário.

1

2c N

NK = (5)

200


2.3 – RELAÇÃO EFETIVA OU RELAÇÃO VERDADEIRA

É aquela que o transformador efetivamente fornece, ou seja: “É a relação entre a

corrente primária e a corrente secundária, sendo ambas, medidas em termos de

valores eficazes”.

2

1r I

IK = (6)

De posse do significado dessas grandezas, pode-se definir o transformador ideal:

“É o transformador no qual, o número que mede a relação nominal, a relação de

espiras e a relação efetiva, é o mesmo”.

Analisando as equações 2 e 3 verifica-se que as correntes primária e secundária

são inversamente proporcionais ao respectivo número de espiras.

Da suposição feita acima, pode-se concluir que a relação de transformação será

fortemente influenciada pela corrente de excitação, o que provocará um “erro de

relação” e, ao mesmo tempo, um “erro de fase”, como pode ser observado no

diagrama fasorial mostrado na figura 2.

201


r2I2

U2

θ2

I2

0

Ip I0

E2

Iµ

90o

θ0

β

I1 21

2 I.nn

+

X2I2

Figura 2 – Diagrama Fasorial de um TC;

Sabe-se que o TC introduz 2 (dois) erros:

a) Erro de Relação

A corrente de excitação I0, composta da corrente magnetizante Iu, responsável

pela produção do fluxo φ, e da corrente associada às perdas no núcleo (histerese

e correntes de Foucault), causa um pequeno erro de relação.

Para a correção do erro de relação, deve-se definir o conceito de “fator de

correção de relação”, o qual é dado por:

c

rc K

KFCR = (7)

202


onde:

Kr = relação efetiva ou verdadeira

Kc = relação nominal

Portanto, o fator de correção da relação é o fator pelo qual deve ser multiplicada

a relação nominal Kc do TC para se obter a relação efetiva ou verdadeira Kr.

O erro de relação percentual fica sendo expresso por:

Erro rel. % = 100(FCRc –1) (8)

b) Erro de Fase

Como pode ser observado no diagrama fasorial da figura 2, a corrente primária

I1 é defasada da corrente secundária I2 por um ângulo de . O ângulo de

é compensado pela marcação correta da polaridade do TC, como mostra o

diagrama fasorial da figura 2, e o ângulo

β±o180

o180

β± , se constitui no erro de fase do

transformador, devido a corrente de excitação I0.

O ângulo β será positivo quando a corrente secundária (-I2) for adiantada da

corrente primária I1, e será negativo quando a corrente secundária (-I2) for

atrasada da corrente primária I1.

Os erros de fase e de relação não são valores fixos em um dado TC, dependem

da corrente primária, frequência, forma de onda da corrente primária e da carga

secundária incluindo os cabos secundários. Sob condições normais, onde a

frequência e a forma de onda da corrente primária são praticamente constantes,

203


tais erros dependem principalmente da corrente primária e da carga secundária

incluindo o efeito dos cabos secundários.

Define-se agora o que se denomina por “fator de correção de transformação” de

um TC (FCTc). É o fator pelo qual se deve multiplicar a leitura indicada por um

wattímetro, cuja bobina de corrente é alimentada através do referido TC, para

corrigir o efeito combinado do fator de correção da relação FCRc e do ângulo de

fase β .

Da ABNT-EB-251, item 4.3..1.2.1, transcreve-se as duas observações:

NOTA 1:

Os limites do fator de correção da transformação (FCTc) podem ser

considerados os mesmos limites do fator de correção da relação (FCRc),

quando o fator de potência da carga é unitário, visto que, nestas

condições, o ângulo de fase (β ) do TC, por ser pequeno, não introduz

erros significativos.

NOTA 2:

Para qualquer fator de correção da relação (FCRc) conhecido de um TC,

os valores limites positivo e negativo do ângulo de fase (β ) em minutos

são expressos por:

β = 2600.(FCRc – FCTc) (9)

Uma vez observados os aspectos anteriores, pode-se agora definir o TC.

204


2.4 – DEFINIÇÃO DA ABNT

“Transformador para instrumentos, cujo enrolamento primário é conectado em

série em um circuito, que se destina a reproduzir em seu secundário a corrente

do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida, em

uma proporção definida, conhecida e adequada para uso com instrumentos de

medição, controle ou proteção”.

É muito comum, ao se estudar um transformador de corrente, fazer analogia com

os transformadores de força. Existem, de fato, muitas semelhanças entre ambos.

A principal reside no fato de que ambos dependem fundamentalmente do

mecanismo da indução magnética. Em termos de operação, existe diferenças

consideráveis:

• Num transformador de força, a corrente que circula no primário é

função direta da corrente que circula no secundário.

• Num transformador de corrente, a corrente que circula no enrolamento

primário independe da corrente do enrolamento secundário, uma vez

que o enrolamento primário é conectado em série com o circuito.

Segundo a norma ABNT-EB-251, os valores nominais que caracterizam os

transformadores de corrente são os seguintes:

a) Corrente nominal e relação nominal;

b) Nível de isolamento;

c) Frequência nominal;

d) Carga nominal;

e) Classe de exatidão;

f) Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção);

g) Fator térmico nominal;

205


h) Corrente térmica nominal;

i) Corrente dinâmica nominal.

Far-se-á em seguida, um desenvolvimento das características acima, tentando

apresentar também alguns aspectos que envolve outra norma (ANSI –USA ).

a) Corrente nominal e relação nominal:

Segundo a ABNT as correntes primárias nominais e as relações nominais são as

especificadas na tabela 1. As relações nominais são baseadas na corrente

secundária nominal de 5A . No caso de TC’s com várias relações nominais,

todas as correntes primárias nominais devem ser escolhidas dentre as

especificadas na tabela 1.

Tabela 1 – Correntes primárias nominais e relações nominais para TC.

Corrente Nominal

Primária [A]

Relação Nominal

Corrente Primária

Nominal [A]

Relação Nominal

Corrente Primária

Nominal [A]

Relação Nominal

5 1:1 100 20:1 1000 200:1 10 2:1 125 25:1 1200 240:1 15 3:1 150 30:1 1500 300:1 20 4:1 200 40:1 2000 400:1 25 5:1 250 50:1 2500 500:1 30 6:1 300 60:1 3000 600:1 40 8:1 400 80:1 4000 800:1 50 10:1 500 100:1 5000 1000:1 60 12:1 600 120:1 6000 1200:1 75 15:1 800 160:1 8000 1600:1

Segundo a norma ANSI as correntes primárias nominais e as relações nominais

são especificadas nas tabelas 2 e 3.

206


Tabela 2 – Para TC’s que não são do tipo bucha. CORRENTES EM (A)

RELAÇÃO SIMPLES Relação dupla com conexão série-paralelo no enrolamento primário

Relação dupla com taps no enrolamento secundário

10:5 800:5 25 x 50:5 25/50:5 15:5 1200:5 50 x 100:5 50/100:5 25:4 1500:5 100 x 200:5 100/200:5 40:5 2000:5 200 x 400:5 200/400:5 50:5 3000:5 400 x 800:5 300/600:5

75:5 4000:5 600 x 1200:5 400/800:5 100:5 5000:5 1000 x 1200:5 600/1200:5 200:5 6000:5 2000 x 2000:5 1000/2000:5 300:5 8000:5 1500/3000:5 400:5 12000:5 2000/4000:5

600:5

Tabela 3 – Para TC’s multi-relação do tipo bucha. RELAÇÃO DE

CORRENTES (A) TAPS

SECUNDÁRIO

RELAÇÃO DE CORRENTES (A)

TAPS SECUNDÁRIO

600:5 2000:5 50:5 x2-x3 300:5 x3-x4 100:5 x1-x2 400:5 x1-x2 150:5 x1-x3 500:5 x4-x5 200:5 x4-x5 800:5 x2-x3 250:5 x3-x4 1100:5 x2-x4 300:5 x2-x4 1200:5 x1-x3 400:5 x1-x4 1500:5 x1-x4 450:5 x3-x5 1600:5 x2-x5 500:5 x2-x5 2000:5 x1-x5 600:5 x1x5 3000:5 1200:5 1500:5 x2-x3 100:5 x2-x3 2000:5 x2-x4 200:5 x1-x2 3000:5 x1-x4 300:5 x1-x3 4000:5 400:5 x4-x5 2000:5 x1-x2 500:5 x3-x4 3000:5 x1-x3 600:5 x2-x4 4000:5 x1-x4 800:5 x1-x4 5000:5 900:5 x3-x4 3000:5 x1-x2 1000:5 x2-x5 4000:5 x1-x3 1200:5 x1-x5 5000:5 x1-x4

Segundo as normas da ABNT e ANSI (tabelas 1, 2 e 3), os TC’s, para serviços

de medição, devem ser selecionados de modo que a corrente de serviço esteja

compreendida entre 10% e 100% da corrente nominal primária. Observar os

paralelogramos de limite da classe de exatidão nominal, os quais estão ilustrados

nas figuras 3, 4 e 5.

207


b) Nível de Isolamento

É definido com base na classe de tensão de serviço no circuito no qual o TC será

conectado. Deve-se considerar a tensão máxima de serviço. Cuidados especiais

devem ser tomados quanto à classe de isolamento. Sabe-se que o custo é função

direta da classe de tensão de isolamento nominal.

c) Frequência Nominal

As frequências nominais para os TC’s são 50 e/ou 60 Hz.

d) Carga Nominal

Todas as considerações sobre a classe de exatidão dos transformadores de

corrente, estão condicionados ao conhecimento das cargas dos mesmos. As

publicações dos fabricantes fornecem as cargas dos relés, medidores, etc., que

somadas às impedâncias dos cabos secundários, representarão a carga total do

TC.

De uma maneira geral, a carga do TC diminui à medida que aumenta a corrente

secundária do TC, devido à saturação dos circuitos magnéticos dos relés,

medidores e outros instrumentos.

Segundo a ABNT as cargas nominais são designadas pela letra “C” seguida pelo

número de volt-amperes em 60 Hz, com corrente nominal de 5 A e fator de

potência normalizado conforme tabela 4. Para seleção da carga nominal de um

transformador de corrente destinados à medição ou à proteção, somam-se às

potências consumidas pelos instrumentos de medição ou de proteção a serem

ligados no seu secundário. Quando necessário, considera-se também as

potências consumidas pelas conexões e cabos secundários. Nestas condições,

adota-se a carga padronizada de valor imediatamente superior ao valor

calculado.

208


Tabela 4 – Cargas nominais para TC.

CARGAS NOMINAIS CARACTERÍSTICAS A 60 Hz E 5 A

DESIGNAÇÃO POTÊNCIA APARENTE

(VA)

FATOR DE POTÊNCIA

RESISTÊNCIA EFETIVA

(α)

INDUTÂNCIA

(mH)

IMPEDÂNCIA

(α) (1) (2) (3) (4) (5) (6)

C 2,5 2,5 0,90 0,09 0,116 0,1 C 5,0 5,0 0,90 0,18 0,232 0,2 C 12,5 12,5 0,90 0,45 0,580 0,5 C 25 25 0,50 0,50 2,3 1,0 C 50 50 0,50 1,0 4,6 2,0

C 100 100 0,50 2,0 9,2 4,0 C 200 200 0,50 4,0 18,4 8,0

Segundo a ANSI as cargas nominais são designadas pela letra “B” seguida pelo

valor da impedância em 60 Hz, com corrente nominal 5 A e fator de potência

normalizado conforme tabela 5.

Tabela 5 – Cargas nominais para TC

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS PARA 60 Hz E 5 A DESIGNAÇÃO RESISTÊNCIA

( ) INDUTÂNCIA

(mH) IMPEDÂNCIA

( ) VOLT-

AMPERES FATOR DE POTÊNCIA

B-0,1 0,09 0,116 0,1 2,5 0,9 B-0,2 0,18 0,232 0,2 5,0 0,9 B-0,5 0,45 0,580 0,5 12,5 0,9 B-1 0,5 2,3 1,0 25 0,5 B-2 1,0 4,6 2,0 50 0,5 B-4 2,0 9,2 4,0 100 0,5 B-8 4,0 18,4 8,0 200 0,5

e) Classe de Exatidão Nominal

Especial atenção deve ser dada a esse item. É de primordial importância para a

correta especificação do TC.

Os TC’s, são agrupados em duas classes distintas:

• TC’s para serviço de medição;

• TC’s para serviço de proteção.

209


e1) TC’s para serviço de medição

É importante que esses transformadores retratem fielmente a corrente a ser

medida. É imprescindível, que apresentem erros de fase e de relação mínimos

dentro de suas respectivas classes de exatidão. Segundo as normas ABNT e

ANSI, os transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa entre

10 a 100% da corrente nominal.

Em caso de curto circuito, não há necessidade que a corrente seja transformada

com exatidão. É vantajoso que em condições de curto-circuito, o transformador

entre em saturação, proporcionando assim, uma auto proteção aos equipamentos

de medição conectados no secundário.

Os transformadores de corrente são enquadrados em uma das seguintes classes

de exatidão nominal: 0,3; 0,6; 1,2 %.

As figuras 3, 4 e 5, mostram os paralelogramos de exatidão definidos para cada

uma das classes de exatidão.

Considera-se que o TC para serviço de medição, está dentro de sua classe de

exatidão, quando o ponto determinado pelo erro de fase e pelo FCRc estiver

dentro do paralelogramo de exatidão.

e1.1) Seleção da Classe de Exatidão

Para serviço de medição, indica-se a classe de exatidão seguida do símbolo da

maior carga nominal com a qual se verifica essa classe de exatidão. Cada

enrolamento secundário deverá ser indicado com todas as suas classes de

exatidão com as cargas nominais correspondentes.

Exemplo: 0,3 - C12,5 - segundo norma ABNT

0,3B - 0,5 - segundo norma ANSI

210


Pode acontecer que o TC tenha diferentes classes de exatidão, para diferentes

cargas. Nestas condições, estas classes deverão ser indicadas da seguinte

maneira: 0,6-C2,5:1,2-C12,5

A seleção da classe de exatidão é função direta da aplicação a que se destina o

TC. É importante considerar que, tanto o TC como os instrumentos de medição

devam possuir uma classe de exatidão, se não igual, pelo menos compatível.

e1.2) Aplicações Típicas

A título de ilustração, mostra-se na tabela 6 as classes de exatidão do TC em

função das cargas conectadas em seu secundário.

Tabela 6- Classe de precisão em função de sua aplicabilidade

Classe de Precisão Aplicação 0,3 e

0,6

Medidas em laboratório. Medidas de potência e energia para fins de faturamento.

1,2

Alimentação usual de: • Amperímetros; • Watímetro; • Medidas de kWh; • Fasímetros, etc.

OBSERVAÇÕES:

1 – É também normalizada a classe de exatidão 3, sem limitação do

ângulo de fase. Por não ter limitação do ângulo de fase, esta classe de

exatidão não deve ser usada em serviço de medição de potência ou de

energia. No caso de um TC para serviço de medição com classe de

exatidão 3, considera-se que ele está dentro de sua classe de exatidão,

em condições especificadas, quando nestas condições, o fator de

correção de relação estiver entre os limites 1,03 e 0,97.

211


2 – Todo TC para serviço de medição, com um único enrolamento

secundário e com classes de exatidão 0,3 ou 0,6 ou 1,2, deve estar

dentro da sua classe de exatidão para todos os valores de fator de

potência indutivo da carga medida no primário do TC compreendidos

entre 0,6 e 1,0. Uma vez que estes limites definem o traçado dos

paralelogramos representados nas figuras 3, 4 e 5.

Figura 3 - Limite da classe de exatidão nominal 0,3;

212



213



214


e2) TC’s para Serviço de Proteção

Os TC’s usados para alimentação de relés devem retratar fielmente as correntes

de curto-circuito. Sendo estas correntes múltiplas da corrente nominal, é

importante que o TC não sofra os efeitos de saturação.

Para aplicação com relés não é necessário considerar o efeito de erro de fase. A

corrente secundária se apresenta com um baixo fator de potência, podendo-se

afirmar, que a mesma está em completa oposição de fase com a corrente de

excitação. Portanto, o efeito da corrente de excitação no erro de fase é

desprezível.

Segundo a ABNT os TC’s para serviço de relés são enquadrados em uma das

seguintes classes de exatidão:

2,5 (erro percentual até 2,5%)

10 (erro percentual até 10%)

Considera-se que um TC para serviço de relés está dentro de sua classe de

exatidão em condições especificadas, quando nestas condições, o seu erro

percentual não for superior a 2,5% no caso da classe de exatidão 2,5, ou a 10%

no caso da classe de exatidão 10, desde a corrente nominal até uma corrente cujo

valor é dado pelo produto da corrente nominal pelo fator de sobrecorrente

nominal.

Segundo a ANSI os TC’s, para serviço de relés, são enquadrados em apenas

uma classe de exatidão:

10 (erro percentual até 10%)

Anteriormente, a norma ANSI também normalizava o TC classe 2,5.

215


Consideremos agora o circuito equivalente do TC, representado na figura 6,

referido ao seu secundário.

H1

H2

'1I

'1Z

'0I

'mZ

E2

Z2

I

X1

Vf

X2

Zc

Figura 6 – Circuito equivalente do TC referido ao seu secundário;

Pelo circuito equivalente da figura 6, pode-se concluir que parte da corrente

primária é consumida para excitação do núcleo, e a corrente I2 é uma parcela da

corrente primária realmente transferida para o secundário.

Conclui-se ainda que, a f.e.m. secundária é função da corrente de excitação (Io’),

das impedâncias do secundário e da própria carga (Zc).

A curva que relaciona E2 e Io’ é denominada “curva de excitação secundária”, a

qual está ilustrada na figura 7. Ela fornece subsídios importantes para a correta

especificação do TC.

216


Figura 7 – Curva de excitação secundária;

Esta curva permite determinar o ponto a partir do qual o TC irá saturar (“Knee-

point” ou joelho da curva).

e2.1) Seleção da Classe de Exatidão

De acordo com a ABNT, os TC’s para serviço de relés são classificados, quanto

à impedância, nas duas classes seguintes:

• Transformador classe B – é um TC cujo enrolamento secundário apresenta

reatância desprezível. Nesta classe se enquadram os transformadores com

núcleo toroidal, com o enrolamento secundário uniformemente distribuído

sobre o mesmo.

• Transformador classe A – é um TC cujo enrolamento secundário apresenta

reatância que não pode ser desprezada. Nesta classe se enquadram todos os

TC’s, exceto os que são definidos como classe B.

217


O método de seleção da classe de exatidão considera que o TC está fornecendo à

carga uma corrente igual ao produto de sua corrente nominal pelo fator de

sobrecorrente nominal ( F5; F10; F15e F20) e o TC é classificado na base do

valor máximo da tensão eficaz, que o mesmo pode manter no seu secundário

sem prejuízo da sua exatidão.

Exemplos de designação:

• Transformador para proteção, classe baixa impedância, com classe de

exatidão nominal 2,5, com fator de sobrecorrente nominal igual a 10 e uma

carga de 100 VA, seria designado por: B2,5F10C100

• Transformador para proteção, classe alta impedância, com classe de exatidão

igual a 10, com fator de sobrecorrente nominal igual a 20 e com carga de 50

VA, seria designado por: A10F20C50

De acordo com a ANSI, na antiga denominação ANSI teríamos para os dois

exemplos a seguinte descrição: 2,6 L 400 e 10 H 200. Notar que a letra L é

abreviação de “LOW” que significa BAIXA, enquanto que H é a abreviação de

“HIGH” que significa ALTA.

Segundo esta norma a especificação da carga é indireta, pela especificação da

tensão secundária máxima admissível para a classe de exatidão. O fator de

sobrecorrente, é sempre considerado igual a 20.

Na moderna denominação ANSI teríamos para os dois exemplos a seguinte

descrição: 10 C 400 e 10 T 200

Observação: Atualmente a ANSI não normaliza mais a classe 2,5 e substituiu as

letras L por C e H por T.

f) Fator de sobrecorrente nominal

218


É o fator empregado em transformadores de corrente para serviço de proteção. É

expresso pela relação entre a máxima corrente com a qual o transformador

mantém sua classe de exatidão e a corrente nominal.

Segundo a ABNT este fator pode ser 5, 10, 15 (somente para classe B) ou 20 e

segundo a ANSI, igual a 20.

g) Fator térmico nominal

É o fator pelo qual deve ser multiplicada a corrente nominal primária de um TC,

para se obter a corrente primária máxima que o transformador deve suportar, em

regime permanente, operando em condições normais, sem exceder os limites de

temperatura especificados para sua classe de isolamento. Segundo a ABNT este

fator pode ser 1,0; 1,20; 1,30; 1,50 e 2,0.

h) Corrente térmica nominal

É definido como sendo o valor eficaz da corrente primária simétrica que o

transformador pode suportar por um determinado tempo (normalmente 1,0

segundo) com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem exceder os

limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento.

i) Corrente dinâmica nominal

É definida como sendo o maior valor de pico da corrente primária que o

transformador deve suportar durante determinado tempo (normalmente 0,1

segundos), com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem se danificar

mecanicamente devido às forças eletromagnéticas existentes.

219


2.5 – QUADRO COMPARATIVO


de algumas características dos transformadores de corrente para proteção

exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica.


transformadores de corrente para proteção. TRANSFORMADORES DE CORRENTE PARA PROTEÇÃO


Equipamento padrão=S= atende?

CERJ Classe ≥ 10B200 Relação de transformação múltipla – sujeito à aprovação da concessionária.

Não Sim

CPFL Podem ser do tipo bucha ou enrolado. Relação de transformação e classe de exatidão definidos em comum acordo com a CPFL.

Não Sim

CELESC Não há especificação na NORMA. Consultar concessionária. Não Sim

ELETROPAULO Classe 10B200 Sujeito à aprovação. Não Sim

CEMIG Não há especificação na NORMA. Não Sim

CELPE Relação Múltipla Classe 10F20C50 Não Sim

COELCE No de núcleos: 01 Classe: 10B200 Sim Sim

3 – TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (TP)

3.1 – TRANSFORMADOR DE POTENCIAL INDUTIVO (TPI)

O TP é um transformador, cujo enrolamento primário é colocado em derivação

com um circuito elétrico, que se destina a reproduzir no seu circuito secundário

a tensão do circuito primário com sua posição fasorial substancialmente

mantida, em uma proporção conhecida e adequada para uso com instrumentos

de medição, controle ou proteção.

220


U1

n1

n2

Z’

Z

TP

U2

Figura 8 – Ligação de um TP;

A figura 8, representa esquematicamente, um TP. Este possui um número de

espiras no primário e no secundário, tal que N1 > N2, resultando no secundário

uma tensão U2 < U1.

Os TP’s devem ter seu ponto de funcionamento muito próximo à condição de

funcionamento a vazio, o que, corresponde a uma alta impedância conectada no

seu secundário. Devido a isso, a variação da tensão é muito restrita para a

variação da carga desde o regime a vazio até o regime a plena carga.

Diferentemente do TC, o TP precisa ter não só seus enrolamentos isolados entre

si e do núcleo, mas também as próprias bobinas, camadas e espiras de cada

enrolamento precisam ser devidamente isoladas uma das outras, devido à grande

diferença de potencial existente entre os bornes do circuito primário.

As perdas no ferro e no cobre, a impedância e a corrente de magnetização

adquirem uma grande importância no TP, uma vez que se exige do mesmo uma

221


transformação fiel e “exata” da tensão primária. Estes fatores causam pequenos

erros na relação de transformação e no ângulo de fase.

Distinguem-se as seguintes relações nos TP’s:

1 – Relação nominal:

A relação nominal (dado de placa fornecido pelo fabricante) é definida como

sendo a relação entre a tensão nominal primária e a tensão nominal secundária.

n2

n1p U

UK = (10)

2 - Relação de espiras:

É a relação entre o número de espiras do enrolamento primário e o do

secundário.

2

1e n

nK = (11)

3 – Relação real do TP:

É aquela que o transformador efetivamente fornece. É a relação entre a tensão

primária e a secundária.

2

1r U

UK = (12)

De posse dessas três relações pode-se definir o transformador ideal: “É o

transformador no qual, o número que mede a relação nominal, relação de espiras

e relação efetiva, é o mesmo”. Como pode ser notado no diagrama fasorial,

ilustrado na figura 9, a corrente de excitação Io, necessária na alimentação do

fluxo φ e das perdas por histerese e correntes de Foucault no núcleo, causa uma

222


pequena queda de tensão no enrolamento primário. Também a corrente de carga

I2 que é extraída para a alimentação da carga secundária, causa uma pequena

queda de tensão em ambos enrolamentos, primário e secundário. Como

resultado, a tensão secundária é ligeiramente diferente daquela que a relação

nominal indica, e também existe um ligeiro ângulo de defasagem adicional ao de

180o normalmente existente.

A figura 9 mostra o diagrama fasorial de um TP.

φ

E1

E2

90o

Iµ

I0

21

2 I.nn

−

I1-U2

-E1

r1.I1

X1.I1U1

Ip

0

I2

X2I2

U2

r2I2

2θ

α

+

Figura 9 – Diagrama Fasorial de um TP;

223


O TP introduz dois erros, os quais estão descritos abaixo:

1 – Erro de relação:

Sabe-se que, as correntes Io e I2 causam quedas de tensões

internas nos TP’s. Estas quedas de tensão são responsáveis

pelo erro de relação.

Para a correção do erro de relação, define-se o “fator de

correção da relação”, como expresso pela equação 13.

p

rp K

KFCR = (13)

onde:

Kr = relação real do TP;

Kp = relação nominal do TP.

Portanto, o fator de correção de relação é o fator pelo qual

deve ser multiplicada a relação nominal Kp do TP para se obter

a relação Kr.

O erro de relação percentual fica sendo calculado, tomando-se

como base a equação 14.

ε rel. % = 100(FCRp-1) (14)

2 – Erro de fase:

Como pode ser notado no diagrama fasorial da figura 9, a

tensão U1 é defasada da tensão secundária U2 por um ângulo

de . O ângulo de 180α±o180 o é compensado pela marcação

correta da polaridade do TP, como mostra o diagrama da

figura 9, e o ângulo ± α se constitui no erro de fase do TP.

224


O ângulo α será positivo quando a tensão secundária (-U2) for

adiantada da tensão primária U1, e será negativo quando a

tensão secundária (-U2) for atrasada da tensão primária U1.

Os erros de relação e de fase não são valores fixos em um dado TP, pois variam

com a carga secundária, tensão primária, frequência, forma de onda da tensão

primária.

Sob condições normalmente encontrada nos sistemas elétricos, onde a tensão

primária, frequência e forma de onda da tensão são praticamente constantes, tais

erros dependem principalmente da carga secundária e do efeito dos cabos

secundários.

Define-se agora o que vem a ser “fator de correção de transformação” de um TP

(FCTp). Este é definido como sendo o fator pelo qual se deve multiplicar a

leitura indicada por um wattímetro, cuja bobina de potencial é alimentada

através do referido TP, para corrigir o efeito combinado do fator de correção de

relação FCRp e do ângulo de fase.

Da ABNT-EB-251, item 3.2.1.1, transcreve-se as notas seguintes:

NOTA 1- Os limites de correção da transformação (FCTp) podem ser

considerados iguais aos limites do fator de correção da relação (FCRp),

quando o fator de potência da carga é unitário visto que nestas condições,

o ângulo de fase (α) do TP, por ser pequeno, não introduz erros

significativos.

225


NOTA 2 - Para qualquer fator de correção da relação (FCRp) conhecido

de um TP, o valor limite positivo ou negativo do ângulo de fase (α) em

minutos é expresso pela expressão:

α = 2600 x (FCTp – FCRp) (15)

Segundo a ABNT-EB-251, os valores nominais que caracterizam um TP, são:

a) Tensão primária nominal e relação nominal;

b) Nível de isolamento;

c) Frequência nominal;

d) Carga nominal;

e) Classe de exatidão;

f) Potência térmica nominal.

a) Tensão primária nominal e relação nominal:

A tensão normalizada é selecionada para uma tensão igual ou imediatamente

superior à tensão de serviço, conforme ilustra a tabela 7.

b) Nível de isolamento:

A seleção da classe de tensão de um TP, depende da máxima tensão de linha do

circuito.

A tabela 8, a seguir, apresenta as correspondências entre as classes de tensão, as

tensões de linha e os espaçamentos de ar recomendados pela ABNT.

226

CAPÍTULO 7 – TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL 32 Tabela 7 -Tensões primárias nominais e relações nominais para TP

Grupo 1 Para ligação de fase para fase

Grupos 2 e 3 Para ligação de fase para neutro

Relações nominais

Classe de Tensão de Isolamento Nominal

(kV)

Tensão primária

nominal (V)

Relação Nominal

Tensão primária

nominal (V)

Tensão Secundária De 3/115

Tensão secundária aprox. de 115 V

(1) (2) (3) (4) (5) (6) 0,6

e

1,2

115 230

402,5 460 575

1:1 2:1

3,5:1 4:1 5:1

- 230/ 3

402,5/ 3

460/ 3

575/ 3

- 2:1

3,5:1 4:1 5:1

- 1,2:1 2:1

2,4:1 3:1

5

2300 3450 4025 4600

20:1 30:1 35:1 40:1

2300/ 3

3450/ 3

4025/ 3

4600/ 3

20:1 30:1 35:1 40:1

12:1 17,5:1 20:1 24:1

8,7

6900 8050

60:1 70:1

6900/ 3

8050/ 3

60:1 70:1

35:1 40:1

15 15-B

11.500 13.800

100:1 120:1

11.500/ 3

13.800/ 3

100:1 120:1

60:1 70:1

25 23.000 25.000

200:1 200:1(*)

23.000/ 3

25.000/ 3

200:1 200:1(*)

120:1 120:1(*)

34,5 34.500 300:1 34.500/ 3 300:1 175:1

46 46.000 400:1 46.000/ 3 400:1 240:1

69 69.000 600:1 69.000/ 3 600:1 350:1

92 92.000 800:1 92.000/ 3 800:1 480:1

138 138-B

115.000 138.000

1000:1 1200:1

115.000/ 3

138.000/ 3

1000:1 1200:1

600:1 700:1

16 161-B

161.000 1400:1 161.000/ 3 1400:1 800:1

230 230-B1 230-B2

196.000 230.000

1700:1 2000:1

196.000/ 3

230.000/ 3

1700:1 2000:1

1000:1 1200:1

345 345-B1 345-B2

287.000 345.000

2500:1 3000:1

287.000/ 3

345.000/ 3

2500:1 3000:1

1400:1 1500:1(**)

1700:1 440

440-B1 440-B2

402.500 460.000

3500:1 4000:1

402.500/ 3

460.000/ 3

3500:1 4000:1

2000:1 2400:1

(*) Tensões secundárias de 125 V V3

125 são consideradas normalizadas para sistemas existentes no Brasil; não

são recomendadas para futuros projetos.

227

CAPÍTULO 7 – TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL 33 Tabela 8 -Níveis de isolamento - tensões de linha -espaçamentos mínimos no ar

Espaçamentos mínimos no ar Classe de Tensão de Isolamento

nominal (kV)

Tensão de linha (valor eficaz em V)

de fase para terra

(mm)

de fase para fase

(mm)

(1) (2) (3) (4) 0,6 até 660 - 1,2 até 1320 25 5 1321 a 5.500 65

8,7 5.501 a 9.570 90 15-B 15

9.571 a 16.500 130 150

25 16.501 a 26.500 200 34,5 26.501 a 36.225 300 46 36.226 a 48.300 380 69 48.301 a 72.450 600 92 72.451 a 96.600 750

138-B 138

96.601 a 144.900 950 1.100

161-B 161

144.901 a 169.050 1.100 1.300

230-B2 230-B1

230

169.051 a 241.500 1.500 1600 1950

345-B2 345-B1

345

241.501 a 362.250 Ainda não normatizados

440-B2 440-B1

440

362.251 a 462.000 Ainda não normatizados

c) Frequência nominal:

As frequências nominais para TP são 50 Hz e/ou 60 Hz.

d) Carga nominal:

É a potência aparente em VA, indicada na placa do transformador, com a qual o

mesmo não ultrapassa os limites de sua classe de exatidão. As cargas nominais

estão apresentadas nas tabelas 9 e 10, segundo a ABNT e ANSI,

respectivamente. Para determinação da carga nominal de um TP, basta somar

todas as potências absorvidas por cada um dos instrumentos conectados no seu

secundário (relés, medidores, voltímetros, etc.).

228


e) Classe de exatidão:

Os TP’s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3; 0,6;

1,2%.

Tanto pela norma ABNT quanto ANSI cada classe de exatidão engloba uma

faixa de erro de relação e erro de fase.

Considera-se que um TP está dentro de sua classe de exatidão em condições

específicas quando, nestas condições, o ponto determinado pelo fator de

correção da relação (FCRp) e pelo ângulo de fase (α) estiver dentro do

“paralelogramo de exatidão”, especificado na figura 10.

Observações:

1- É também normalizada a classe de exatidão 3% sem limitação do

ângulo de fase. Por não ter limitação de ângulo de fase, esta classe de

exatidão não deve ser usada em serviço de medição de potência ou

energia. No caso de um TP com classe de exatidão 3%, considera-se

que ele está dentro de uma classe de exatidão em condições

especificadas quando, nestas condições, o fator de correção da relação

estiver entre os limites 1,03 e 0,97.

2- Todo TP com um único enrolamento secundário deve estar dentro de

sua classe de exatidão nas seguintes condições:

a) Para tensão compreendida na faixa de 90% a 100% da tensão

nominal, com frequência nominal.

b) Para todos os valores de carga, desde em vazio até a carga

nominal especificada, mantido o fator de potência.

c) Para todos os valores de fator de potência indutivo da carga

medido no primário do transformador, compreendido entre 0,6 e

1,0, uma vez que estes limites definem o traçado dos

paralelogramos na figura 10.

229


3 – Num TP com vários enrolamentos secundários cada um destes

enrolamentos deve estar dentro da classe de exatidão correspondente.

f) Potência térmica nominal:

É a máxima potência que o TP pode fornecer em regime permanente sob tensão

e corrente nominal, sem exceder os limites de temperatura especificados.

Para os TP’s pertencentes aos grupos de ligação 1 e 2, conforme as tabelas 7 e

11, a potência térmica não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga mais alta em

volt-amperes (VA), referente à exatidão do transformador. Para os do grupo de

ligação 3, a potência térmica não deve ser inferior a 3,6 vezes a carga mais alta

em VA, referente à exatidão do transformador.

Tabela 9-Cargas nominais para TP

Características Potência Aparente (VA)

Tensão secundária nominal 115 V

Tensão secundária nominal 115/ 3 V

Símbolo

Resistência (Ω)

Indutância (mH)

Resistência (Ω)

Indutância (mH)

60 Hz Fator de Potência

0,75

50 Hz Fator de Potência

0,806

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) P12,5 793,6 1.857,2 264,50 619,07 12,5 13,43 P25 396,8 928,6 132,25 309,53 25 26,86 P50 198,4 564,3 66,13 154,77 50 53,78

P100 99,2 232,15 33,06 77,383 100 107,44 P200 49,6 116,08 16,53 38,693 200 214,88 P400 24,8 58,04 8,26 19,346 400 429,76

NOTA: As características a 60 Hz e 120 V são válidas para tensões secundárias

entre 100 e 120 V, e as características a 60 Hz e 69,3 V são válidas para tensões

secundárias entre 58 e 75 V.

Em tais condições as potências aparentes serão diferentes das especificadas.

230


Tabela 10 - Cargas nominais para TP

Características da carga Símbolo da carga

VA Fator de Potência W 12,5 0,10 X 25 0,70 Y 75 0,85 Z 200 0,85

ZZ 400 0,85 As cargas normalizadas possuem valores de resistência ® e indutância (L) constantes. Base 120, 60 Hz

231


LIMITES DAS CLASSES DE EXATIDÃO NOMINAIS – 0,3 – 0,6 – 1,2

EM TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Figura 10;

232


TABELA 11 -GRUPOS PARA LIGAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Grupo Ligação Designação Tipo de Isolamento

1 Entre Fases - Total

2 Entre fase e neutro de

Sistemas sólido ou efetivamente aterrados (*)

2 – T 2 – R 2 – P

Total (**) Bucha do neutro de isolamento reduzido (***) Progressivo (***)

3

Entre fase e neutro de sistemas quaisquer (*)

3 – T 3 – R 3 – P

Total (**) Bucha do neutro de isolamento reduzido (***) Progressivo (***)

(*) A especificação da ligação dos transformadores dos grupos 2 e 3 refere-se à ligação à terra do neutro dos sistemas. O terminal do neutro dos TP’s de ambos estes grupos é sempre diretamente aterrado. (**) Todos os TP’s com nível de isolamento até 15 KV inclusive, devem ter isolamento total. (***) As extremidades com isolamento reduzido e a respectiva bucha devem satisfazer às exigências especificadas para o nível de isolamento de 5 KV.

Complementando os itens anteriores, mostra-se na tabela 12 os valores da tensão

aplicada e do nível básico de impulso de um transformador de potencial em

função de sua classe de isolamento. Os ensaios de tensão aplicada são feitos na

freqüência industrial e sua duração é de 1 minuto. Por outro lado, os ensaios de

impulso são realizados tomando-se como base o teste com onda cortada e plena. Tabela 12- Valores da tensão aplicada e do NBI do TP em função de sua classe de isolamento

ENSAIOS DE IMPULSO

COM ONDA CORTADA COM ONDA PLENA

NÍVEL DE ISOLAMENTO

ENSAIO COM FREQUÊNCIA INDUSTRIAL, DURANTE

1 MINUTO (CALOR EFICAZ EM KV)

VALOR DE CRISTA (KV)

TEMPO MÍNIMO DE CORTE (ms)

VALOR DE CRISTA (KV)

0,6 4 - - - 1,2 5

8,7

10 19 26

36 59 88

1,0 1,5 1,6

30 60 75

15-B 15

34 34

110 130

1,8 2,0

95 110

25 34,5 46 69

50 70 95

140

175 230 290 400

3,0 3,0 3,0 3,0

150 200 350 350

92 138-B 138

185 230 275

520 630 750

3,0 3,0 3,0

450 550 650

161-B 161

275 325

750 865

3,0 3,0

650 750

230-B2 230-B1

230

360 395 460

950 1.085 1.210

3,0 3,0 3,0

825 900

1.050 345-B2 345-B1

345

510 570 630

1350 1500 1.640

3,0 3,0 3,0

1.175 1.300 1.425

440-B2 440-B1

440

630 680 740

1.640 1.785 1.925

3,0 3,0 3,0

1.425 1.550 1.675

233


3.2 – TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO (TPC)

Os TPC's são constituídos, basicamente, de conjuntos de elementos capacitivos

em série os quais formam um arranjo equivalente caracterizado por duas

capacitâncias representadas por C1 e C2, cujas funções são de viabilizar um

divisor de tensão e/ou de um acoplador, via carrier, entre os sistemas de

comunicação e de potência. A informação do secundário para os equipamentos

de controle, proteção e medição é, normalmente captada de um TPI (do tipo

anteriormente considerado), cuja tensão primária está compreendida entre 5 e 15

kV. A figura 11 ilustra o esquema elétrico básico de um TPC.

Figura 11 - Esquema elétrico básico de um TPC;

Um reator, projetado e construído pelo fabricante, é posto em série com o

primário do TP intermediário, conforme indicado na figura 11. Desta forma, o

conjunto passa a ter uma reatância wL que satisfaça a seguinte igualdade:

( )wCC1Lw

21 += (16)

234


A partir da figura 11, pode-se estabelecer a relação entre as tensões primária e

secundária. Nestas condições, pode-se deduzir as expressões de U1 e de U: ( )

wCjI

wCIIjU

21

11 −

+−= (17)

12

jLwIwC

jIU −−= (18)

Substituindo-se em (18) o valor de Lw encontrado em (16), obtém-se:

( )wCCjI

wCjIU

21

1

2 +−−= (19)

Dividindo membro a membro (17) e (19), tem-se:

1

211

CCC

UU +

= (20)

A expressão (20) mostra que a relação entre as tensões U1 e U independe da

corrente. Isto é verdade, pois em vazio, isto é, quando o TP intermediário não

estiver ligado obtém-se o mesmo valor que o obtido em (20) para a relação entre

U1 e U. Para justificar o exposto acima, obtêm-se com base na figura 11 as

expressões (21) e (22) para as tensões U1 e U, respectivamente.

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ +−=−−=

21

21

211 CC

CCwjI

wCjI

wCjIU (21)

wCjIU2

−= (22)

Dividindo membro a membro, obtêm-se:

1

211

CCC

UU +

= (23)

O TP intermediário construído de tal modo que: U=KU2, a expressão (20) ou

(23) pode ser rescrita da seguinte forma:

1

21

2

1

CCC.K

UU +

= (24)

O TPC sendo construído para as tensões U1 e U2 tais que representem os valores

nominais, então a expressão (24) é o valor da “relação de transformação

nominal” do TPC:

235


pn2

n1 KUU

= (25)

Onde Kp equivale a:

1

21p C

CCKK += (26)

Observações:

1o) Os TPC’s são construídos para tensões primárias de 34,5 kV a 765 kV, sendo

a tensão intermediária de 5 kV a 15 kV e a tensão secundária de 115V e

3/115 V.

2o) Os TPC’s têm perdas bastante reduzidas e oferecem possibilidade de

acoplamento para onda portadora de alta frequência (telefonia). Sendo estas suas

duas grandezas vantagens.

3o) Apresentam entretanto um grande inconveniente: a influência acentuada que

podem sofrer por motivo da variação da frequência.

4o) É aconselhável consultar a documentação fornecida juntamente aos TPC’s

pelos seus fabricantes.

236


3.3 – QUADRO COMPARATIVO


de algumas características dos transformadores de corrente e de potencial para

medição exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica.


transformadores de corrente e de potencial para medição. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL PARA MEDIÇÃO DA CONCESSIONÁRIA CERJ Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. CPFL Fornecimento da concessionária (colocado nas bases) – Montagem do consumidor. CELESC Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. ELETROPAULO Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. CEMIG Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. CELPE Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. COELCE Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor.

237

CAPÍTULO 8

EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E PROTEÇÃO

238

CAPÍTULO 8 – EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E PROTEÇÃO

2

EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E PROTEÇÃO

1 - INTRODUÇÃO

Apesar das preocupações e cuidados tomados durante a elaboração do projeto

e a execução das instalações, o sistema elétrico está sujeito a um defeito

transitório ou permanente. Esses defeitos poderão ter conseqüências

irrelevantes ou desastrosas, dependendo do sistema de proteção empregado.

Sabe-se que na elaboração dos projetos elétricos, os elementos de proteção são

identificados nos diagramas unifilares ou trifilares através de um número e/ou

letra. A titulo de ilustração, mostra-se na tabela 1 a relação entre os

dispositivos de proteção e as suas correspondentes nomenclaturas. Deve-se

salientar que esta função, aceita internacionalmente, é normalizada pela

American Standart Association – ASA.

239


3

Tabela 1 – Nomenclatura de aparelhos - ASA No Função No Função 2 Relé de partida temporizado 52 Disjuntor de corrente alternada

3 Relé de verificação 53 Relé de excitatriz ou gerador de corrente contínua

8 Aparelho de desconexão de controle de potência 54 Disjuntor de corrente contínua de alta velocidade

9 Aparelho de reversão 55 Relé de fator de potência

10 Chave de seqüência de unidade 56 Relé de aplicação de campo

12 Aparelho de sobrevelocidade 57 Aparelho de curto-circuito ou aterramento

13 Aparelho de velocidade síncrona 59 Relé de sobretensão

14 Aparelho de subvelocidade 61 Relé de balanço de corrente

15 Aparelho de ajuste de freqüência e de velocidade 62 Relé temporizado de interrupção ou abertura

17 Classe de derivação 63 Relé de pressão de líquido ou de gás

18 Aparelho de aceleração ou desaceleração 64 Relé de proteção de terra

19 Contatos de transição de partida-marcha 65 Regulador

20 Válvula operada eletricamente 67 Relé direcional de sobrecorrente

21 Relé de distância 68 Relé de bloqueio

22 Disjuntor equalizador 70 Reostato operado eletricamente

23 Aparelho de controle de temperatura 71 Reservado para futura aplicação

25 Aparelho de sincronização ou de sua verificação 72 Disjuntor de corrente contínua

26 Aparelho térmico (detector de temperatura do óleo) 73 Contator de resistor de carga

27 Relé de subtensão 74 Relé de alarme

28 Função a ser definida 75 Mecanismo de mudança de posição

29 Contator de isolamento 76 Relé de sobrecorrente em corrente contínua

30 Relé anunciador 77 Transmissor de pulso

31 Aparelho de excitação em separado 78 Relé de medição de ângulo de fase

32 Relé direcional de potência 79 Relé de religamento

33 Chave de posição 80 Função a ser definida

34 Chave de seqüência operada a motor 81 Relé de freqüência

35 Aparelho para operação de escovas 82 Relé de religamento

36 Aparelho de polaridade 83 Relé de transferência automática

37 Relé de subcorrente ou subpotência 84 Mecanismo de operação

38 Aparelho de proteção de mancal 85 Relé receptor de onda carrier ou de fio piloto

43 Aparelho ou seletor de transferência manual 86 Relé de bloqueio

44 Relé de seqüência de partida de unidades 87 Relé diferencial

45 Função a ser definida 88 Motor auxiliar ou moto-gerador

46 Relé de reversão de fase ou balanceamento de fase 89 Chave de linha

47 Relé de seqüência de fase para tensão 90 Aparelho de religação

48 Relé de seqüência incompleta 91 Relé direcional de tensão

49 Relé de replica térmica para máquinas (temp. de enrol.) 92 Relé direcional de tensão e potência

50 Relé de sobrecorrente instantâneo 93 Contator de variação de campo

51 Relé de sobrecorrente temporizado

Além da importância dos aspectos referentes à proteção, outras funções são

igualmente necessárias nos sistemas elétricos de potência. Desta forma, surge

os dispositivos de seccionamento ou manobra, dentre estes, pode-se destacar:

contatores, disjuntores, seccionadores, etc. Estes equipamentos tem por

240


4

definição a capacidade de interromper e restabelecer correntes sob condições

normais e anormais de operação. A tabela 2 resume alguns dispositivos de

chaveamento, destacando-se as suas funções e aplicações.

Tabela 2 – Dispositivos de chaveamento, suas funções e aplicações

Abertura Fechamento Dispositivo Função

A vazio

Com carga

Curto-circuito

A vazio

Com carga

Curto-circuito

Isolação

Desconector

• Dispositivo de conexão mecânica que na posição aberta garante uma distancia de isolação satisfatória sob condições específicas.

• Para garantir a segurança de isolação de um circuito, normalmente é associado a uma chave terra.

sim Não não sim não sim (*) Sim

Chave terra

• Especificamente projetada para conectar os condutores de fases à terra.

• Possibilita a desenergização dos condutores ativos quando estes são aterrados, proporcionando uma maior segurança no manuseio desses condutores.

sim Não não sim não sim (*) Não

Seccionadora

• Dispositivo de conexão mecânica capaz de estabelecer, sustentar e interromper correntes sob condições normais e eventualmente em sobrecargas.

• Empregado no controle de circuitos (abertura e fechamento), é utilizada para realizar a função de isolação. Em redes de distribuição de MT são freqüentemente associadas com fusíveis.

sim Sim não sim sim Sim sim (*)

Contator

Dispositivo de conexão mecânica com capacidade para estabelecer, sustentar e interromper correntes sob condições normais de operação. É usado, principalmente, no controle de motores, pois pode exercer a sua função freqüentemente.

sim sim não sim sim Sim Não

Disjuntor

Dispositivo de conexão mecânica com capacidade para estabelecer, sustentar e interromper correntes sob condições normais e anormais de operação. Substitui os contatores no controle de motores MT de grande potência.

sim sim sim sim sim Sim Não

Dentro do exposto acima, este capítulo tem por objetivo apresentar e discutir

os principais equipamentos de manobra/proteção utilizados na subestação.

241


5

2 – DISPOSITIVOS ELÉTRICOS EMPREGADOS

EM SUBESTAÇÕES

2.1 – DISJUNTORES

Os disjuntores são definidos como sendo dispositivos mecânicos destinados a

conduzir e interromper correntes sob condições normais e anormais de

operação, tais como as provenientes de um curto-circuito.

Os disjuntores devem sempre ser instalados acompanhados de relés, que são

elementos responsáveis pela detecção das correntes elétricas do circuito que,

após analisadas por sensores previamente ajustados, podem enviar ou não a

ordem de comando para a sua abertura. Na ausência de relés, um disjuntor não

passa de uma excelente chave de manobra, não possuindo nenhuma

característica de proteção.

No tocante a proteção, um disjuntor deve interromper as correntes de defeito

de um determinado circuito, durante o menor espaço de tempo possível, de

forma a limitar a um mínimo os possíveis danos causados aos equipamentos

conectados à jusante.

Os disjuntores são também solicitados a interromper correntes de circuitos

operando a plena carga e a vazio, e a energizar os mesmos circuitos em

condições de operação normal ou em falta.

242


6

2.1.1 – CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

a) Tensão nominal

Tensão nominal é o valor eficaz da tensão pelo qual o disjuntor foi projetado e

construído, normalmente corresponde a máxima tensão de operação do

sistema para o qual o disjuntor é instalado.

b) Nível de isolamento

É o conjunto de valores de tensões suportáveis nominais que caracterizam o

isolamento de um disjuntor em relação à sua capacidade de suportar os

esforços dielétricos.

c) Tensão suportável a freqüência industrial (TAFI)

É o valor eficaz da tensão senoidal de freqüência industrial que um disjuntor

deve suportar, em condições especificas de ensaio. Normalmente, as normas

recomendam que os disjuntores devem suportar uma determinada tensão

aplicada em função de sua classe de isolamento. Em relação ao tempo de

aplicação desta tensão, geralmente, por recomendações normalizadas é de 1

minuto.

Por exemplo, para um disjuntor com classe de tensão igual a 15 kV, o valor da

tensão aplicada é de 34,5 kV, durante 1 minuto.

d) Tensão suportável a impulso

É o valor de impulso normalizado, atmosférico pleno ou de manobra, que um

disjuntor suporta em condições previstas de ensaios. Esta tensão define o nível

básico de impulso (NBI) do disjuntor. Este ensaio simula as condições

atmosféricas, que podem incidir nos terminais do disjuntor.

243


7

Por exemplo, um disjuntor com classe de tensão igual a 15 kV, deve suportar

um nível básico de impulso igual a 95 kV.

e) Tensão de restabelecimento

É a tensão que aparece entre os terminais de um pólo do disjuntor depois da

interrupção da corrente. Essa tensão é responsável pela reignição do arco entre

os terminais de um pólo de um disjuntor.

f) Corrente nominal

É o valor eficaz da corrente que o disjuntor deve ser capaz de conduzir

indefinidamente, sem provocar aquecimentos excessivos, ou seja, a elevação

de temperatura não excede seus limites térmicos pré-estabelecidos. Deve-se

destacar que a corrente nominal é função da temperatura ambiente do local de

instalação do referido equipamento.

g) Capacidade de interrupção

É a capacidade de interromper o valor eficaz da corrente de curto-circuito,

responsável pelo efeito térmico, sem danificar os contatos, ou seja, sem

ultrapassar os limites térmicos desses equipamentos.

h) Capacidade de fechamento

É a capacidade, em kVA ou MVA, de fechar o circuito. Normalmente, esta

capacidade é da ordem de 2,5 vezes a capacidade de interrupção. Esta

condição esta associado ao que se denomina efeito dinâmico da corrente de

curto-circuito.

244


8

2.1.2 – ARCO ELÉTRICO

Quando os contatos de um disjuntor, que estão conduzindo uma corrente

elétrica, são separados, dá-se a formação de um arco elétrico no ponto de

separação. Se a corrente e a tensão são suficientemente grandes para manter o

arco, forma-se um caminho para a corrente, juntamente com a formação de

gases incandescentes e a temperatura pode elevar-se a cerca de 2000oC. Como

esse arco é capaz de deteriorar os contatos, deve-se tomar medidas para

extingui-lo e para isso pode-se utilizar os seguintes procedimentos:

a) Aumento rápido do comprimento do arco

b) Resfriamento do arco

c) Deionização

d) Restabelecimento rápido da rigidez dielétrica do meio.

Para a almejar estes objetivos, os disjuntores utilizam-se de diversas técnicas

de interrupção. Dentre as quais, pode-se citar:

a) Jato de ar comprimido (disjuntores pneumáticos)

b) Câmara de óleo (disjuntores a óleo)

c) Câmara de vácuo (disjuntores a vácuo)

d) Jato de SF6 (disjuntores a gás)

Neste sentido, o item subsequente analisa de uma forma sucinta os tipos de

disjuntores utilizados na AT/BT.

245


9

2.1.3 – TIPOS DE DISJUNTORES

a) Disjuntores a ar

Os dispositivos de interrupção no ar à pressão atmosférica foram os primeiros

a serem usados (disjuntores magnéticos). A baixa resistência dielétrica e a alta

constante de tempo de deionização (10ms), permitem que o ar à pressão

atmosférica possa ser empregado para interromper tensões de até 20 kV. Mas,

para isso, é necessário que se tenha uma capacidade de resfriamento suficiente

para evitar problemas térmicos provocados pelo alto valor da tensão de arco.

Interrupção no ar

O princípio de interrupção no ar consiste na manutenção de um pequeno arco

tão longo quanto seja a sua intensidade, com o objetivo de limitar a energia

dissipada. O alongamento do arco ocorre quando a corrente se aproxima do

zero. Para tanto, é necessário uma câmara de interrupção para cada pólo do

disjuntor. Esta câmara, instalada no espaço existente entre os contatos,

composta por placas refratárias com alta capacidade de resistência ao calor,

permite que o arco seja alongado entre essas placas. A figura 1 ilustra o

alongamento de um arco elétrico entre as placas de material refratário na

câmara de interrupção de um disjuntor a ar.

246


10

Figura 1 – Alongamento de um arco elétrico em uma câmara de interrupção;

Na prática, quando a corrente diminui, o arco, que fica submetido a ação de

forças eletromagnéticas, penetra entre estas placas. Ele se alonga e resfria

sobre os contatos depositando material refratário até a tensão de arco se tornar

superior a da rede. Desta forma, a resistência do arco aumenta

consideravelmente e a energia que é fornecida pela rede permanecerá inferior

a capacidade de resfriamento, e então, a interrupção se realiza.

Devido a sua alta constante de tempo de deionização, a energia dissipada

permanece alta, entretanto, o risco de sobretensões durante a interrupção é

praticamente inexistente.

Os disjuntores a ar foram largamente utilizados em todas as aplicações, porém

seu uso limitou-se a tensões inferiores a 24 kV. Para altas tensões, o ar

comprimido é utilizado para aumentar a resistência dielétrica e as taxas de

resfriamento e de deionização. O arco é então resfriado por um sistema

soprador de alta pressão (entre 20 e 40 bars). Esta técnica tem sido empregada

em disjuntores de alto desempenho ou para altas tensões (superiores a 800

kV).

247


11

A técnica de interrupção a ar à pressão atmosférica é universalmente adotada

na baixa tensão, devido a sua simplicidade, durabilidade, etc. No entanto, na

média tensão existem outras técnicas mais vantajosas, pois a interrupção no ar

apresenta diversas desvantagens. Dentre elas, destacam-se:

• Tamanho do disjuntor (grandes dimensões devido ao comprimento

do arco)

• A capacidade de interrupção é influenciada pela presença de partes

metálicas e umidade do ar

• Custo e ruído elevados

b) Disjuntores a óleo

Desde o início do século, o óleo vem sendo utilizado como meio de

interrupção. Nos disjuntores, o seu emprego fica limitado entre as tensões de

5 à 150 kV.

Interrupção no óleo

O hidrogênio, obtido pela quebra das moléculas de óleo, serve como meio de

extinção, devido às suas excelentes propriedades térmicas e a sua constante de

tempo de deionização, que é melhor que a do ar, especialmente a altas

pressões.

Os contatos são imersos no óleo isolante. Na separação, o arco provoca a

quebra das moléculas de óleo liberando hidrogênio (≈70%), etileno (≈20%),

metano (≈10%) e carbono livre. A energia do arco de 100 kJ produz

aproximadamente 10 litros de gás, formando bolhas que, devido a inércia da

massa de óleo, estão sujeitas durante a interrupção, à uma pressão dinâmica

248


12

que pode atingir valores compreendidos entre 50 e 100 bars. Quando a

corrente passa pelo zero, o gás expande e atinge o arco que é então extinguido.

Há dois tipos básicos de disjuntores a óleo, a saber:

• Disjuntores a grande volume de óleo - os contatos ficam no centro

de um grande tanque contendo óleo, que é usado tanto para a

interrupção das correntes quanto para prover um isolamento para a

terra. Nos primeiros aparelhos a óleo, o arco desenvolvido

livremente entre os contatos criava bolhas de gás dispersas. Para

evitar o reacendimento entre fases ou terminais e terra, estas bolhas

não devem em hipótese alguma alcançar o tanque ou se juntar, como

mostrado na figura 2. Estes disjuntores podem, consequentemente,

ser extremamente grandes. Além do incomodo do peso, estes

aparelhos apresentam inúmeras desvantagens, tais como a falta de

segurança devido ao hidrogênio produzido que é acumulado sob a

tampa e ao elevado nível de manutenção exigido para monitorar a

pureza do óleo e manter as propriedades dielétricas.

249


13

Figura 2 – Seção transversal de um disjuntor a grande volume de óleo;

• Disjuntores a baixo volume de óleo – O arco e as bolhas são

confinadas em uma câmara de interrupção isolante. A pressão do gás

aumenta e o arco passa por um conjunto de sucessivas câmaras,

então ele se expande através de um duto na região do arco, quando a

corrente passa pelo zero. Por fim, a energia é varrida, restaurando as

propriedades dielétricas entre os contatos.

Para grandes correntes, a quantidade de hidrogênio produzida e a

correspondente pressão, aumentam consideravelmente. Em

conseqüência, o tempo de arco mínimo são curtos. Por outro lado,

para pequenas correntes, o aumento da pressão é insignificante e o

tempo de arco é longo. O tempo de arco aumenta até um valor

crítico onde torna-se difícil estabelecer a interrupção.

Adicionalmente, podem ser instalados mecanismos sopradores com

o intuito de melhorar este processo.

c) Disjuntores a vácuo

Nos disjuntores a vácuo o arco que se forma entre os contatos é bastante

diferente dos arcos em outros tipos de disjuntores, sendo basicamente mantido

por íons de material metálico vaporizado proveniente dos contatos. A

intensidade da formação desses vapores metálicos é diretamente proporcional

à intensidade da corrente e, consequentemente, o plasma diminui quando esta

decresce e se aproxima de zero. Atingindo o zero de corrente, o espaço entre

os contatos é rapidamente deionizado pela condensação dos vapores metálicos

250


14

sobre os eletrodos. A ausência de íons após a interrupção dá aos disjuntores a

vácuo características quase ideais de suportabilidade dielétrica.

Interrupção no vácuo

O arco elétrico sob condições de vácuo, dependendo da intensidade da

corrente a ser interrompida, pode apresentar características concentradas ou

difusas.

Para valores de corrente altos (≥10 kA), o arco é concentrado e único, como

nos fluidos tradicionais, conforme ilustrado pela figura 3(a). Regiões do

catodo e anodo, com alguns mm2 de área, sofrem brusca elevação de

temperatura. Desta forma, uma fina camada de material do contato é

vaporizada, portanto o arco é desenvolvido em uma atmosfera de vapor

metálico, que ocupa todo o espaço existente entre os contatos. Quando a

corrente diminui, estes vapores são condensados nos próprios eletrodos ou em

uma placa metálica instalada para esta finalidade. Neste caso, a tensão de arco

pode atingir 200 V.

Para valores de corrente inferiores a alguns milhares de amperes, a forma do

arco passa a ser difusa, constituída por diversos arcos de formato cônico

separados entre si, com ápice no cátodo, conforme mostrado na figura 3(b)

251


15

Figura 3 – (a) Arco concentrado, (b) Arco difuso;

Para os dois tipos de arco apresentados anteriormente, a extinção do arco e a

conseqüente interrupção são facilmente alcançadas quando a corrente passa

pelo zero, pois nestas condições os vapores metálicos são condensados.

A metodologia adotada na interrupção a vácuo vem exigindo alguns cuidados

específicos, tais como:

• Redução do fenômeno de corte de corrente para evitar problemas de

sobretensões;

• Evitar o desgaste prematuro dos contatos para manter alta

durabilidade;

• Atrasar o aparecimento do arco no estado concentrado para aumentar

a capacidade de interrupção;

• Limitar a produção de vapor metálico para evitar reignição;

• Manutenção do vácuo, essencial para manter as propriedades de

interrupção, durante a vida útil do disjuntor.

Para satisfazer as condições impostas acima, os fabricantes desenvolveram

duas alternativas: arco controlado por campo magnético e a composição do

material dos contatos.

I - Campo magnético

Dois tipos de conformações são utilizados no caso de campo magnético:

252


16

• Campo magnético radial – O campo é criado pela circulação da

corrente nos eletrodos projetados para este propósito. No caso de

arco concentrado, a base deste move-se de forma circular, o calor é

uniformemente distribuído limitando o desgaste e a concentração de

vapor metálico. Quando o arco é difuso, os pontos movem-se

livremente sobre a superfície do catodo como se esse fosse um disco

sólido. Na figura 4 nota-se que o arco obedece as leis

eletromagnéticas, movendo-se do centro para as extremidades dos

contatos.

Figura 4 – Campo magnético radial criado entre os contatos;

• Campo magnético axial – A aplicação de um campo magnético

axial necessita que os íons apresentem trajetória circular, o que

estabiliza o arco difuso e atrasa o aparecimento do estado

concentrado. O aparecimento de pontos no catodo é evitado, o

desgaste é limitado, permitindo uma elevada capacidade de

interrupção. O campo magnético pode ser gerado interna ou

externamente através da circulação permanente da corrente nos

253


17

enrolamentos de uma bobina. A figura 5 ilustra o processo de

distribuição do campo magnético axial nos contatos.

Figura 5 – Campo magnético axial criado entre os contatos;

II – Material do contato

Com o objetivo de manter a qualidade do vácuo, é essencial que os materiais

utilizados nas superfícies em contato com o vácuo apresentem elevado grau de

pureza e livres de gases. Além disso, é necessário que a resistência elétrica dos

contatos possua um baixo valor, para diminuir a possibilidade de soldagem

dos contatos e boa resistência mecânica. Deste modo, os principais fabricantes

de disjuntores utilizam ligas metálicas na superfície dos contatos, tais como:

cobre/cromo (50-80% de Cu, 50-20% de Cr), cobre/bismuto (98% de Cu, 2%

de Bi), etc.

254


18

d) Disjuntores a SF6

O SF6 é um dos gases mais pesados conhecidos (peso molecular 146), sendo

cinco vezes mais pesados que o ar. À pressão atmosférica o gás apresenta uma

rigidez dielétrica 2,5 vezes superior à do ar. A rigidez dielétrica aumenta

rapidamente com a pressão, equiparando-se à de um óleo isolante de boa

qualidade à pressão de 2 bars. A contaminação do SF6 pelo ar não altera

substancialmente as propriedades dielétricas do gás, um teor de 20% de ar

resulta numa redução de apenas 5% da rigidez dielétrica do gás.

O SF6 é um gás excepcionalmente estável e inerte, não apresentando sinais de

mudança química para temperaturas em que óleos empregados em disjuntores

começam a se oxidar e decompor. Por se tratar de um gás eletronegativo, o

SF6 possui uma elevada afinidade na captura de elétrons livres, o que dá lugar

à formação de íons negativos de reduzida mobilidade. Essa propriedade

determina uma rápida remoção dos elétrons presentes no plasma de um arco

estabelecido no SF6, aumentando, assim, a taxa de diminuição da condutância

do arco quando a corrente se aproxima de zero.

Foram desenvolvidas várias técnicas para a interrupção de correntes elétricas

utilizando-se o SF6. Dentre as quais, pode-se apresentar:

• Autocompressão – Simultaneamente com a separação dos contatos de

arco, um êmbolo, em cuja extremidade encontra-se o contato móvel, se

movimenta comprimindo o SF6, à medida que o contato móvel se afasta

do fixo. O gás é então direcionado para a região dos contatos, atingindo o

arco de forma transversal, retirando calor e provocando a sua extinção.

255


19

Para elevadas correntes, o arco causa um efeito de bloqueio que contribui

para o acúmulo de gás comprimido. Quando a corrente se aproxima do

zero, o arco é resfriado e extinto devido à injeção de novas moléculas de

SF6. O valor médio da tensão de arco encontra-se entre 300 e 500 V. A

figura 6 mostra a técnica da autocompressão.

Figura 6 – Princípio de funcionamento da autocompressão;

• Arco rotativo – Nesta tecnologia, o resfriamento do arco é provocado pelo

seu próprio movimento no gás SF6. A elevada velocidade no movimento

de rotação do arco (que pode exceder a velocidade do som), é causada por

um campo magnético criado pela circulação, em uma bobina ligada em

série com o contato de arco fixo, da própria corrente a ser interrompida no

momento da abertura. Quando os contatos principais se separam, a corrente

é forçada a circular pela bobina, acarretando o aparecimento de um campo

magnético. Portanto, a energia necessária para extinguir o arco é fornecido

pelo próprio sistema, este fato possibilita que esta técnica de interrupção

256


20

apresente um mecanismo de comando mais simples e econômico quando

comparado com as demais técnicas. A rápida movimentação da base do

arco sobre os contatos reduz substancialmente o seu desgaste. A figura 7

representa a tecnologia empregada no uso do arco rotativo.

Figura 7 – Técnica do arco rotativo;

• Auto-expansão – Basicamente esta técnica utiliza a própria energia

dissipada pelo arco para elevar a pressão de um pequeno volume de SF6

que penetra em uma câmara de expansão, conforme pode ser observado na

figura 8(a). Para altas correntes, o arco possibilita um efeito de bloqueio

direcionando o gás para o orifício da câmara de expansão. A temperatura

desse gás confinado aumenta devido à dissipação térmica do arco

(principalmente por radiação), criando um diferencial de pressão. Quando a

corrente se aproxima do zero, o gás confinado se expande formando um

fluxo de moléculas de SF6 em direção aos contatos, propiciando o

resfriamento do arco e extinguindo a energia calorífica como se fosse um

sistema de autocompressão. Dois métodos podem ser utilizados para o

257


21

aperfeiçoamento da referida técnica, estes consistem na centralização do

arco na região na qual ocorre a expansão do SF6. O método mecânico

consiste no confinamento do fluxo gasoso com o auxílio de placas

isolantes, como se observa na figura 8(b). No caso do método magnético,

um campo magnético devidamente dimensionado, centraliza o arco na

região de expansão de SF6 com um rápido movimento rotacional similar à

técnica do arco rotativo, como mostrado na figura 8(c).

Figura 8 – (a) Auto-expansão; (b) Método mecânico; (c) Método magnético;

O item a seguir traz um comparativo entre os diversos tipos de disjuntores e a

tendência do mercado europeu nos últimos 20 anos.

2.1.4 – COMPARAÇÃO ENTRE AS DIVERSAS TÉCNICAS

DE INTERRUPÇÃO

258


22

Atualmente na baixa tensão (BT), com raríssimas exceções, a técnica de

interrupção no ar é a única utilizada. Na EAT, a interrupção em SF6 é

praticamente a única empregada. Nas aplicações de MT, onde todas as

técnicas podem ser usadas, a interrupção à vácuo e a SF6 vem substituindo a

interrupção a ar por razões de custos e tamanho, conforme ilustra a figura 9.

Observa-se, também nesta figura, que a técnica de interrupção a óleo vem se

tornando cada vez mais obsoleta, quando em comparação com as modernas

técnicas à vácuo e a SF6. Isto se justifica pois as mesmas apresentam maiores

confiabilidade, segurança e manutenção reduzida.

Figura 9 – Trajetória dos disjuntores de MT no mercado europeu;

A tabela 3 faz uma comparação entre as diversas técnicas de interrupção,

utilizadas nos disjuntores de média tensão, destacando as vantagens da

utilização do SF6/Vácuo em relação ao óleo e ar.

259


23

Tabela 3 – Comparação entre as diversas técnicas de interrupção.

Óleo

Ar SF6/Vácuo

Segurança Risco de explosão e fogo se a pressão aumentar. Múltiplas operações causa falhas.

Efeitos externos significativos (emissão de gás quente e ionizado durante a interrupção)

Sem riscos de explosão e efeitos externos

Tamanho Volumoso Instalação exige grandes distancias.

Pequeno

Manutenção Troca regular de óleo Substituição dos contatos de arco quando possível. Manutenção regular do mecanismo de controle.

Nada para os componentes de interrupção. Lubrificação mínima no mecanismo de controle.

Sensibilidade ao meio ambiente

Umidade, poeira, etc. Umidade, poeira, etc. Insensível. Lacrado por toda a vida.

Ciclo rápido de abertura

A lenta evacuação do ar quente exige uma capacidade de superdimensionar.

Tanto o SF6 como o vácuo restabelecem rapidamente as suas propriedades. Não há a necessidade de sobredimensionamento.

Suportabilidade Medíocre Média Excelente

2.1.5 – QUADRO COMPARATIVO

A título de informação, mostra-se no quadro resumo 3, um estudo

comparativo de algumas características dos disjuntores de entrada exigidas

pelas principais concessionárias de energia elétrica.

260


24


disjuntores de entrada DISJUNTOR DE ENTRADA

Equipamento padrão=S= atende?

Existe ficha técnica da concessionária

CERJ Sim Não

Equipado com dispositivo mecânico de desligamento além dos dispositivos elétricos de ligar e desligar. Para definição do nível da capacidade de interrupção, consultar a concessionária.

CPFL Sim Tempo de interrupção inferior a 3 ciclos. A capacidade de interrupção não deverá ser inferior a 31,5 kVA.

CELESC Sim Não Capacidade de interrupção dimensionada de acordo com informações do nível de curto-circuito CELESC.

ELETROPAULO Sim Icc = 33 kA em 88 kV Icc = 31,4 kA em 138 kV

CEMIG Sim Não A ser fixado pela CEMIG para cada local específico. Para efeito de oferta consultar concessionária.

CELPE Sim Sim

In ≥ 600 A – 60 Hz Tensão máxima 72,5 kV Iccmáx = 12,5 kA Aconselhável uso de TRIP CAPACITIVO

COELCE Sim Sim In = 1.600 a Icc = 20 kA

2.2 – FUSÍVEIS

Os fusíveis são dispositivos de interrupção súbitas, extremamente eficazes na

proteção de circuitos de média tensão devido às suas excelentes características

de tempo e corrente. Eles devem ser manualmente repostos para restaurar a

operacionalidade do circuito.

261


25

Enquanto os disjuntores necessitam de equipamentos adicionais (relês e TC’s)

para detectar e interromper correntes anormais, os fusíveis possuem

características próprias de detecção e interrupção, as quais devem ser

coordenadas com outros dispositivos de proteção.

Os fusíveis são empregados para executar a proteção de transformadores de

força, acoplados, em geral, a um seccionador interruptor, ou ainda, na

substituição do disjuntor geral de uma subestação de pequeno porte, quando

associados a um interruptor automático. Eles também são largamente

utilizados na proteção de motores de MT e banco de capacitores.

A principal característica deste dispositivo de proteção é a capacidade de

limitar a corrente de curto-circuito em tempos extremamente reduzidos de

atuação. Por possuir uma elevada capacidade de interrupção, os fusíveis

limitadores são largamente utilizado em sistemas elétricos onde o nível de

curto-circuito é elevado.

O fusível limitador de corrente é um dispositivo de interrupção único, pois não

aguarda a passagem de corrente pelo zero para efetuar a abertura, mas força a

mesma a anular-se.

2.2.1 – CARACTERÍSTICAS NOMINAIS

a) Tensão nominal (Vn)

262


26

É o maior valor da tensão de operação entre fases (expressa em kV) da rede na

qual o fusível poderá ser instalado. Os valores padronizados para as tensões

nominais, são: 3,6 – 7,2 – 12 – 17,5 – 24 – 36 kV.

b) Corrente nominal (In)

A corrente nominal é aquela em que o elemento fusível deve conduzir

continuamente sem ultrapassar o limite de temperatura padronizado. Esta

temperatura dependerá dos elementos que compõem o fusível.

c) Corrente mínima de interrupção (I3)

Neste valor de corrente é feita a distinção entre fusão e interrupção. Para

intensidade de correntes inferiores a I3, o fusível funde mas pode não

interromper. Neste caso, o arco é mantido até a corrente ser interrompida por

uma ação externa. Os valores usuais para I3 se encontram entre 2 e 6 In.

d) Corrente na região onde a energia produzida pelo arco é máxima (I2)

O valor de I2 está localizado, dependendo do elo fusível, na faixa entre 50 a

100 In. Esta corrente é responsável por um tempo de pré-arco da ordem de 5

ms.

e) Corrente máxima de interrupção (I1)

263


27

É a maior corrente de defeito presumida que o fusível pode interromper. A

ordem de grandeza de I1 é de 20 a 50 kA ou mais. Estes níveis de corrente são

oriundos de situações que envolvem curto-circuitos.

f) Característica tempo x corrente

Para cada tipo de elo fusível, a fusão ou o tempo de pré-arco é associado a um

correspondente valor rms de corrente. O tempo de pré-arco para cada valor de

corrente pode ser encontrado através de uma curva logaritma padronizada,

conforme mostrado na figura 10.

Figura 10 - Tempo de pré-arco em função da corrente;

Esta curva corresponde somente ao pré-arco. O tempo de arco (tipicamente de

5 a 50ms) deve ser adicionado para obter-se o tempo total. Esta curva é

importantíssima, pois pode-se analisar a seletividade deste componente com

os demais elementos de proteção existente na instalação elétrica.

f) Curva característica da corrente limitada

264


28

Esta curva, mostrada na figura 11, complemento indispensável à característica

tempo x corrente, determina o valor de pico da corrente limitada em relação a

corrente de curto presumida.

Figura 11 - Relação entre a corrente presumida e a limitada;

Nota-se na figura acima que, para uma corrente presumida de 40kA (ponto A),

um fusível de 200A limitaria a corrente em 25kA (ponto B), fato este que

reduz consideravelmente os danos provocados pelos esforços eletrodinâmicos

produzido por uma corrente de curto-circuito.

2.3 – SECCIONADORAS

São utilizadas exclusivamente para estabelecer a conexão ou a separação de

dois componentes ou circuitos de um sistema elétrico. Não se exige das

chaves seccionadoras a capacidade de abertura e interrupção de quaisquer

265


29

correntes. Em funcionamento, isto é, com os seus contatos fechados, elas

devem ser capazes de manter a condução de sua corrente nominal, sem sobre-

aquecimento. Além disso, devem suportar todos os efeitos térmicos e

dinâmicos das correntes de curto-circuito, sem se danificar. A vazio, isto é,

com seus contatos abertos, devem estabelecer um nível suficiente de

isolamento. Os seccionadores são utilizados em subestações para permitir

manobras de circuitos elétricos, sem carga, isolando disjuntores,

transformadores de medição e de proteção e barramentos. Também são

utilizados em redes aéreas de distribuição com a finalidade de seccionar os

alimentadores durante a manutenção ou para realizar manobras operacionais.

Interruptores:

São equipamentos de manobra que podem interromper correntes de qualquer

natureza, até poucas vezes a corrente nominal. Normalmente, os interruptores

são pequenos disjuntores, ou disjuntores de pequena capacidade nominal.

Chaves seccionadoras sob carga:

São chaves seccionadoras construídas com dispositivos especiais de extinção

de arco, em seus contatos fixos e móveis, capazes de interromper até sua

corrente nominal, ou seja, a sua operação poderá ser realizada com carga.

Chaves Seccionadoras Disjuntoras:

São disjuntores que igualmente atendem as condições de chaves

seccionadoras. São construídas excepcionalmente somente para pequenas

capacidades principalmente de interrupção.

266


30

2.3.1 – CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS a) Chaves Seccionadoras

Conforme citado anteriormente, as chaves seccionadoras servem para isolar

componentes ou circuitos de quaisquer outras partes sob tensão. Sob aspecto

de segurança, pode-se considerar um circuito isolado se o mesmo estiver

interrompido por uma chave seccionadora.

b) Tipos de Seccionadoras

Quanto à aplicação no circuito, pode-se considerar os seguintes tipos de

chaves seccionadoras:

b1) Chaves Seccionadora Simples (Abertura a Vazio):

Destinadas a abrir circuitos somente à vazio, nunca sob corrente;

b2) Chaves Seccionadora sob Carga:

Destinados a abrir circuitos sob corrente nominal. Este tipo de seccionadora é

encontrado para média e baixas tensões. Em alta tensão somente a SF6;

b3) Chave de Aterramento

Destinada a aterrar um componente ou circuito. São utilizados em redes com

ponto neutro aterrado através de baixa resistência ôhmica e, em particular,

para instalações exteriores.

As principais características são:

- Alta segurança para o pessoal de serviço;

267


31

- Aumento da segurança de alimentação;

- Intertravamento contra conexões às partes já aterradas;

- Redução do tempo fora de serviço, durante a manutenção e reparos.

c) Tipos de Abertura

c1) Lateral Simples

c2) Abertura Lateral Dupla com uma Coluna Rotativa

268


32

c3) Abertura Lateral Dupla com duas Colunas Rotativas

c4) Abertura Vertical

c5) Chave Pantográfica

c6) Chave Semi-Pantográfica

269


33

d) Tipos de Acionamento

- Manual

- Motorizado

- Ar comprimido

e) Acessórios

e1) Chaves Auxiliares (Baixa Tensão)

e2) Lâmina de Terra

Este acessório tem como função realizar o aterramento logo após a

abertura da chave seccionadora.


A título de informação, mostra-se nos quadros resumo 2 e 3, respectivamente,

um estudo comparativo de algumas características das seccionadoras de

270


34

entrada e de By-Pass exigidas pelas principais concessionárias de energia

elétrica.

Quadro Resumo 2 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto as

seccionadoras de entrada SECCIONADORA DE ENTRADA

Existe ficha técnica da concessionária?

CERJ Não Manual ou motorizada sem lâmina de terra com chifres

CPFL Não In ≥ 600 A Tripolar – com operação simultânea de três pólos sem lâmina de terra

CELESC Não Manual ou motorizada com lâmina de terra do lado da linha. A lâmina só poderá ser operada com autorização prévia da CELESC.

ELETROPAULO Não Manual ou motorizada sem lâmina de terra.

CEMIG Não Manual ou motorizada com lâmina de terra do lado da linha. Aterramento da lâmina somente com autorização da CEMIG.

CELPE Não

In ≥ 600 A Manual ou motorizada, com lâmina de terra. Aterramento do lado da instalação do consumidor e nunca a LT que a alimenta.

COELCE Sim

Manual ou motorizada – com chifres para extinção de arcos. Abertura horizontal ou vertical. Com lâmina de terra. Aterramento ao lado da linha. In = 800 A/ Icc = 12,5 kA.

Quadro Resumo 3 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto as

seccionadoras By-Pass. SECCIONADORA DE BY-PASS

CERJ Permitido, porém sujeito à aprovação da concessionária quando o arranjo da subestação apresentar disjuntores nas linhas e no lado AT dos trafos. Vedado no caso de haver somente disjuntor na entrada.

CPFL Não é permitido.

CELESC Admite seccionadora de by-pass. Sujeito à aprovação.

ELETROPAULO Não é permitido. CEMIG Permitido/sujeito à aprovação da concessionária.

271


35

CELPE É permitido/sujeito à aprovação da concessionária. COELCE É permitido. Sujeito à aprovação.

2.4 – RELÉS DE PROTEÇÃO

2.4.1 - GENERALIDADES

Estudou-se nos capítulos anteriores que em geral os danos mais graves para os

equipamentos elétricos são provocados pelas seguintes condições anômalas:

•

•

•

•

•

•

Sobreintensidades (provocam sobretemperaturas);

Sobretensões (causadoras de fadigas e disrupções dielétricas);

Curtos-circuitos (causadores de danos por sobreaquecimento e por forças

eletrodinâmicas);

Subfrequências e sobrefrequências (causadoras de falhas de sincronismo,

de sobreintensidade e sobretensão);

Inversão de potência;

Sobretemperatura;

Estas condições devem ser “sentidas” pelos relés de proteção ou pelas

proteções internas dos equipamentos (relés de gás, imagem térmica,

termômetro, etc).

272


36

Os relés de proteção devem possuir características tais que permitam

distinguir com a maior segurança uma situação de defeito de uma condição

normal de operação.

De uma maneira geral, um relé de proteção deve apresentar as seguintes

características de projeto:

•

•

•

•

•

•

•

•

Operar com segurança nas condições de defeito para o qual foi projetado,

devendo permanecer inoperante para qualquer outra situação.

Deve possuir uma faixa de ajuste suficientemente ampla de forma a

permitir seletividade entre os outros relés.

Deve ser imune a ocorrência de transitórios de tensão e corrente

proveniente de transformadores de instrumentos (TP’s e TC’s), bem como

da alimentação de corrente contínua. Isso se aplica principalmente a relés

de alta velocidade, onde o tempo de operação é menor ou igual a 0,05s.

Atender as especificações técnicas internacionais.

Apresentar robustez em seus elementos principais, tais como bobinas e

contatos.

Baixo consumo dos circuitos alimentados pelos TC’s.

2.4.2 - PRINCIPAIS TIPOS CONSTRUTIVOS

Quanto as características construtivas, os relés podem ser divididos em 5

categorias:

Atração axial

Disco de indução

273


37

•

•

•

•

•

Watímetro

Estáticos

Eletrônicos

Existem ainda, dois tipos de relés utilizados como proteção interna de

transformadores e geradores:

Relé térmico

Relé de gás

Os relés eletromecânicos por serem amplamente conhecidos não serão

comentados.

a) Relés estáticos

Os relés estáticos têm o mesmo princípio de funcionamento dos relés

eletrodinâmicos, ou seja, comparam os valores de tensão e/ou corrente com os

valores de ajuste.

No entanto, ao invés de ter discos de indução e bobinas, os relés estáticos são

construídos com circuitos eletrônicos comparadores, amplificadores

operacionais e unidades de saída em contato.

O relé estático é muito mais rápido e tem um consumo muito inferior ao relé

eletrodinâmico. Além disto, as dimensões são bastante reduzidas no relé

estático. Adicionalmente permitem uma grande faixa de ajuste, o que sem

dúvida reduz os problemas de coordenação normalmente encontrados.

Os relés estáticos podem ser montados individualmente ou por função.

b) Relés eletrônicos

274


38

A proteção feita através de relés eletrônicos (digital) é a mais moderna. Estes

equipamentos são microprocessadores, ou seja, tem um alto nível de

confiabilidade associado a uma rapidez de atuação.

c) Relés térmicos

Consiste em geral de uma lâmina bimetálica aquecida pela passagem de

corrente elétrica num resistor colocado adjacente. A lâmina ao se distender irá

modificar a posição dos contatos, para a posição aberto. Nestas condições, o

circuito fica desenergizado, e consequentemente desligando os ramais por ele

protegido. Deve-se atentar pelo fato que o relé térmico vem associado a outro

dispositivo de seccionamento ( contatores, disjuntores,etc.).

d) Relés de Gás

Este relé detecta dois tipos de defeitos:

•

•

Mau contato

Curtos-circuitos

O mau contato de partes internas do transformador provoca sobreaquecimento

que como conseqüência acumulará lentamente o gás na parte superior do

tanque.

Na ocorrência de um curto-circuito acontece a liberação de gás inflamável que

se acumula na parte superior do tanque do transformador. A figura 12 mostra

o relé de gás aplicado como proteção de transformadores.

275


39

Figura 12 – Diagrama esquemático mostrando a posição do Relé de Gás;

Observa-se que este relé possui um sensor para fluxo de óleo e um para

acúmulo de gás.

O sensor de fluxo de óleo atua quando ocorre curto-circuitos violentos,

internos ao transformador. O sensor para acúmulo de gás atua para correntes

de curto-circuitos pequenas e para maus contatos prolongados. Caso haja

vazamento de óleo isolante o relé de gás também opera quando o nível do óleo

estiver abaixo de um ponto crítico.

276


40

2.4.3 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO TEMPO DE OPERAÇÃO

Apesar de se esperar a maior rapidez possível na atuação de um relé,

normalmente, por questões de seletividade entre os vários elementos de

proteção, é necessário permitir uma certa temporização antes que ordene a

abertura do disjuntor. Logo, tomando-se como base estas considerações, os

relés podem ser classificados quanto ao tempo de operação em :

•

•

•

Instantâneos;

Temporizados com retardo dependente;

Temporizados com retardo independente.

Os relés instantâneos não apresentam nenhum retardo intencional no tempo de

atuação.

Os relés temporizados com retardo dependente são os mais utilizados nos

sistemas elétricos. São caracterizados por uma curva de temporização

normalmente inversa, cujo retardo é função do valor da grandeza que o

sensibiliza. A figura 13 mostra a curva típica de um relé temporizado de

retardo dependente.

O relé temporizado com retardo independente, ao contrário do anterior, é

caracterizado por um tempo de atuação constante, independentemente da

magnitude da grandeza que o sensibiliza. A figura 14 apresenta as curvas de

um relé particular para operação por corrente.

277


41

Figura 13 - Curva típica de relé temporizado com retardo dependente;

Figura 14 - Curva típica de relé temporizado com retardo independente;

2.4.4 – CLASSIFICAÇÃO DOS RELÉS QUANTO À FUNÇÃO

Os relés quanto as suas funções podem ser classificados de acordo com os

enunciados abaixo:

Relé de sobrecorrente (50/51) •

•

•

•

Relé diferecial (87)

Relé direcional (67)

Relé de distância (21)

278


42

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Relé de religamento (79)

Relé de sincronismo (25)

Relé de falha de disjuntor (50BF)

Relé de sobretensão (59)

Relé de subtensão (27)

Relé de oscilação de potência (68)

Relé de sobrecorrente com controle de tensão (51V)

Relé de inversão e perda de fase

Relé de terra (50/51 GS)

a) Relé de sobrecorrente

É de todas as proteções a mais simples e a mais econômica. Esta proteção atua

sempre que as correntes em uma máquina ou em um trecho do circuito

ultrapassa o valor máximo estabelecido.

A corrente de atuação deve sempre ser reajustada quando há uma alteração da

potência nominal do sistema.

Em sistemas de baixa tensão a corrente pode ser medida por relés de

sobrecorrente inseridos diretamente no circuito. Em todos os outros casos, a

corrente é medida através de um TC, e o seu secundário está ligado no relé de

sobrecorrente.

As proteções de sobrecorrentes são usadas em:

Transformadores (retaguarda por falta externa)

279


43

Motores e geradores •

•

•

•

Circuitos de distribuição e de subtransmissão (onde não se justifica a

proteção de distância), como proteção de falta fase à terra.

Linhas de distribuição ( com relés de distância para proteção de fase) como

proteção de falta a terra.

Linhas com proteção primária por fio piloto, como proteção de retaguarda.,

O diagrama básico unifilar de uma proteção por sobrecorrente é mostrado na

figura 15.

Figura 15 –Sistema elétrico representativo de um subestação com

as proteções de sobrecorrente

Os relés de sobrecorrente podem ser:

Eletromecânicos •

•

•

Estáticos

Eletrônicos

280


44

Os relés eletromecânicos dispõem de dois ajustes independentes:

•

•

•

•

•

•

•

Ajuste de corrente de atuação

Ajuste de tempo de atuação

A primeira regulação é feita ou por variação do entreferro, ou por tensão da

mola de restrição ou por seleção de uma tomada de bobina (ajuste de “taps”).

O ajuste de tempo é efetuado ajustando o percurso do contato móvel (DT) ou

então por meio de dispositivos mecânicos de temporização.

Apesar de os ajustes serem independentes, há uma inter-relação entre a

corrente e o tempo de atuação.

Os relés estáticos de sobre-intensidade são construídos seguintes blocos

eletrônicos:

Entrada

Ajuste de corrente

Ajuste de tempo

Sinalização e comando

Alimentação auxiliar

Os relés eletrônicos são microprocessadores que atuam através de lógica

digital.

b) Relé diferencial de sobrecorrente

281


45

Este tipo de proteção compara vetorialmente duas correntes elétricas em dois

pontos de um mesmo sistema (por exemplo, em dois pontos de um barramento

ou entre dois enrolamentos de um transformador). Caso haja um diferença

entre as correntes, superior a um determinado valor ajustado, o relé é

sensibilizado, enviando ao disjuntor uma ordem de abertura. A diferença

vetorial pode ser determinada diretamente (relé diferencial amperimétrico) ou

em percentagem (relé diferencial percentual). Usa-se o sistema diferencial na

proteção de transformadores, reatores, geradores e barramentos. Na figura 16

observa-se a operação do relé diferencial para o ponto F, localizado dentro de

sua zona de proteção.

Figura 16 - Operação do relé diferencial para ponto de falta F, localizado

dentro de sua zona de proteção;

Nas conexões deve-se atentar para as polaridades do TC e os grupos de

ligação. Observa-se na figura 16 que, as ligações dos TC’s são estrela se as

ligações do transformador é triângulo e vice-versa.

282


46

Esta proteção é sensível a defeitos internos dos transformadores, barramentos,

geradores e reatores.

Por exemplo no caso de transformadores, pode proteger contra curto-circuitos

entre espiras, contra arcos nas buchas, contra curtos para o núcleo à carcaça,

etc.

c) Relé direcional

A proteção direcional detecta a inversão do fluxo de potência, com valores de

tensão próximos dos normais. É necessariamente, uma proteção temporizada

para evitar atuações incorretas durante as inversões momentâneas de energia

que ocorrem durante as oscilações de potência sincronizante dos geradores ou

quando das reversões de energia que acontecem após curtos-circuitos.

Na figura 17 está esquematizada uma proteção direcional. O relé 67 recebe um

sinal de corrente de um TC e, um sinal de tensão de um TP. Na ocorrência de

uma inversão no sentido de corrente, o relé 67 operará.

283


47

TOC367 − - Bobina de corrente da unidade temporizada da fase C; 67-3 - Unidade direcional

da fase C; TOC

367 − - Bobina de corrente da unidade direcional da fase C

Figura 17 - Conexão típica do relé direcional;

Associado ao relé 67, atua também o relé 67N o qual funciona da seguinte

maneira. A sua atuação no caso de falta fase-terra, consiste em aparecer uma

tensão de seqüência zero no interior do triângulo aberto dos secundários do

TP. Esta tensão, associada à corrente de neutro (corrente de desequilíbrio)

provoca a operação do relé 67N.

284


48

d) Relé de Religamento

O relé de religamento tem por finalidade reduzir o tempo de interrupção de

energia e conservar a estabilidade do sistema. Estes podem ser para

religamento monopolar ou tripolar. Esta seleção é feita através de uma chave

seletora do próprio relé.

O acionamento do religamento é função da aplicação em que o relé está sendo

empregado. Todo relé de religamento tem uma entrada para bloqueio e

atuação, que também é função da aplicação do relé.

e) Relé de Sobretensão

A proteção contra sobretensões devidas a surtos de manobra ou atmosféricas é

feita com pára-raios. Para sobretensões de maior duração e de valor mais

baixo são utilizadas as proteções com relés de sobretensões.

Os relés de sobretensão são ajustados para um valor máximo de tensão

admissível; a ultrapassagem deste valor provoca a atuação do relé e o disparo

dos disjuntores correspondentes.

Em linhas de Extra Alta Tensão (EAT) são usadas duas proteções de

sobretensão, uma instantânea e outra temporizada; a instantânea atua para

defeitos simultâneos nas 3 fases, ao passo que a temporizada funciona para

sobretensões em qualquer das fases.

A proteção de sobretensão instantânea envia um sinal via “carrier”, para o

outro extremo da linha destinado ao desligamento do disjuntor aí alocado.

285


49

Em transformadores instalados em subestação de E.A.T. a proteção de

sobretensão desliga os disjuntores dos lados de A.T. e B.T..

f) Relé de Subtensão

O relé de subtensão é ajustado para um valor mínimo de tensão admissível; a

redução da tensão a valores abaixo do ajuste provoca a atuação do relé.

Em subestações a proteção de subtensão é combinada com a de sobrecorrente

para caracterizar melhor o curto-circuito. Estes relés também são utilizados

nos esquemas de religamento onde é possível o religamento do disjuntor sem

verificação de tensão.

g) Relé de Oscilação de Potência

O relé de oscilação de potência é aplicado em conjunto com o relé de distância

afim de que oscilações de potência de curta duração não permitam que o relé

de distância opere e cause o desligamento dos disjuntores da linha . A sua

operação é do tipo temporizada.

h) Relé de Sobrecorrente Controle de Tensão

É um relé acionado pela corrente do circuito (bobina de corrente) mas cuja

ação é restringida pela própria tensão do circuito (bobina de tensão).

286


50

Na ocorrência de um curto-circuito acontece uma sobrecorrente associada a

uma redução significativa (às vezes até zero) da tensão, daí a utilização deste

tipo de relé para caracterizar melhor a ocorrência de falta.

i) Relé de Terra

O relé de terra é um dispositivo de sobrecorrente com ajuste bastante baixo, de

modo a detectar correntes de defeito de baixa intensidade. Os relés de terra

podem ser também de tensão, polarizados ou não, que detecta tensão de

seqüência zero, que é causada por uma falta à terra.

Esta proteção podem também ser ligados a TC’s de janela que ao “abraçar” as

três fases do circuito irá “enxergar” a corrente de desequilíbrio do circuito,

com um ajuste adequado distingue-se uma corrente de desequilíbrio da carga

de uma corrente de defeito.

As Figuras 18 e 19 indicam a utilização de um relé de terra.

51T

52

51 51

M

Figura 18 – Relés de terra associado a três transformadores de corrente;

287


51

52

51T

M

TC DEJANELA

Figura 19- Relé de terra associado a um TC tipo janela;

2.5 – PÁRA-RAIOS

2.5.1 - INTRODUÇÃO

Os pára-raios são equipamentos responsáveis por funções de grande

importância nos sistemas elétricos de potência, contribuindo decisivamente

para a sua confiabilidade, segurança e continuidade de operação.

Os equipamentos de uma subestação podem ser solicitados por sobretensões

provenientes de ocorrências no sistema ou de descargas atmosféricas. Com o

objetivo de impedir que estes equipamentos sejam danificados, é necessário a

instalação de dispositivos de proteção contra sobretensões, sendo os pára-raios

os dispositivos mais adequados para esta finalidade. Atuam como limitadores

de tensão, impedindo que valores acima de um determinado nível pré-

estabelecido possam alcançar os equipamentos para os quais fornecem

proteção.

288


52

Do ponto de vista construtivo, o pára-raios é um equipamento bastante

simples, é constituído de um elemento resistivo não-linear associado ou não a

um centelhador em série. Em condições normais de operação, o pára-raio é

semelhante a um circuito aberto. Na presença de sobretensões, o centelhador

dispara e uma corrente passa a circular pelo resistor não-linear, impedindo que

a tensão em seus terminais ultrapasse um determinado valor. É possível a

eliminação do centelhador, utilizando-se somente o resistor não-linear, se o

material não-linear apresenta característica suficientemente adequada para este

fim.

A figura 20 apresenta a característica tensão x corrente de um pára-raio ideal.

I

V

Figura 20 - Característica V x I de um pára-raios ideal;

Conforme pode ser observado na figura 20, um pára-raios ideal seria aquele

que iniciaria o processo de condução após a tensão ter alcançado um

determinado valor e que manteria a tensão terminal constante, independente

do valor de corrente. Na prática, esta característica ideal não existe, sendo a

característica não-linear indicada na figura 21.

289


53

A figura 21 apresenta a curva tensão x corrente para o carboneto de silício

(SiC) e para o óxido de zinco (ZnO), elementos utilizados no componente

não-linear do pára-raios.

Figura 21 - Características de dois pára-raios com o mesmo

nível de proteção 550kV / 10kA;

Caso a característica do material utilizado no pára-raio seja suficientemente

não-linear, aproximando-se, portanto, do pára-raios ideal, os “gaps” série

podem ser desprezados e o pára-raios seria constituído somente de um resistor

não-linear. A figura 21 mostra que o ZnO apresenta uma característica não-

linear superior a do SiC na região de correntes mais baixas.

Atualmente, os principais fabricantes de pára-raios estão fabricando somente

pára-raios de ZnO na área de transmissão de energia elétrica. Para os sistemas

de distribuição, ainda estão sendo utilizados pára-raios construídos com outros

materiais.

Os pára-raios de óxido de zinco podem ser construídos com “gaps” em série

ou paralelo, de acordo com a linha de projeto de cada fabricante, ou para

290


54

atender alguma necessidade especial requerida pelo sistema elétrico. A

tendência atual está na fabricação de pára-raios de óxido de zinco desprovidos

de centelhadores de qualquer espécie. Os pára-raios de ZnO apresentam

simplicidade construtiva muito grande, pois se constituem somente de

pastilhas de elementos não-lineares, montados dentro de um invólucro de

porcelana. A figura 22 ilustra o aspecto construtivo de um pára-raio ZnO.

Flange(Liga de alumínio)

rebite

Blocos de óxido de zinco (ZnO)

Espaçador

Isolação térmica

Invólucro de porcelana

Mola de compressão

Vedação de borracha

Dispositivo de sobrepressão

Flange

Dispositivode fixação

Tubo deexaustão

Arruela

Tubo de exaustão edispositivo desobrepressão nosflanges superior einferior

PlacaIndicadorade falta

Haste de conexão

Anel elástico

Dispositivo deaperto

Figura 22 - Seção longitudinal de um pára-raios de óxido de zinco (ZnO);

291


55

2.5.2 -CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS PÁRA-RAIOS

DE ÓXIDO DE ZINCO (ZNO)

Tensão nominal (kV rms)

A tensão nominal de um pára-raio é o valor máximo eficaz da tensão na

frequência industrial aplicada aos seus terminais no ensaio de ciclo de serviço,

para o qual o pára-raios foi projetado e tem condições de operar

satisfatoriamente, durante o ensaio. O valor da tensão nominal é utilizado para

a especificação de suas características de operação.

Tensão máxima de operação em regime contínuo (kV rms)

É o maior valor de tensão para o qual o pára-raios é projetado, de modo a

operar continuamente com esta tensão aplicada a seus terminais.

Capacidade de sobretensão temporária

A capacidade de sobretensão temporária é definida em função da característica

de suportabilidade tensão x duração, onde o tempo para a qual é permitida a

aplicação de uma tensão superior à tensão máxima de operação em regime

contínuo nos terminais do pára-raios.

Nível de proteção a impulso de manobra (kV pico)

O nível de proteção a impulso de manobra depende da corrente de condução

no pára-raios, a qual aumenta a medida que o valor de impulso de tensão

aumenta. Com o intuito de definir o nível de proteção a impulso de manobra,

deve ser estabelecido um valor para a corrente de coordenação. Geralmente, o

292


56

valor de 3 kA é adotado na ausência de estudos específicos, uma vez que este

valor dificilmente será ultrapassado na prática.

Tensão residual (kV pico)

É a tensão que aparece no pára-raios quando da passagem de uma corrente de

impulso na forma 8 x 20 µs. Normalmente, os ensaios são realizados para

impulsos de corrente de valor 1,5; 3; 5; 10; 15; 20 e 40 kA. A tensão residual

depende da forma de onda do impulso aplicado e, geralmente, os fabricantes

fornecem informações relacionando a tensão residual com a frente de onda do

impulso aplicado.

Capacidade de absorção de energia

A capacidade de absorção de energia do pára-raios é de grande importância

nos sistemas de EAT e UAT. Os catálogos dos fabricantes, normalmente,

indicam a capacidade máxima de energia em kWs por kV da tensão nominal,

sendo esta capacidade função da tensão nominal e da corrente de condução

dos pára-raios. Geralmente, os pára-raios utilizados em sistemas de EAT tem

uma capacidade de absorção de energia na faixa de 7 a 8 kWs por kV de

tensão nominal.

2.5.3 - ASPECTOS IMPORTANTES RELACIONADOS COM

OS PÁRA-RAIOS

a) Operação de um pára-raios

293


57

Um pára-raios é composto de elementos de resistores não-lineares,

conectados em série com centelhadores (pára-raios convencionais) ou não

(pára-raios de ZnO).

Quando ocorre um surto de tensão, a corrente no pára-raios pode ser

aproximada por:

α= KVI

Onde:

I - é a corrente no pára-raios;

V - é a tensão aplicada em seus terminais;

K - é uma constante que dependente do projeto do pára-raios;

α - constante compreendida entre 4 e 6 para pára-raios convencionais (SiC) e

entre 25 e 30 nos pára-raios ZnO.

Esta corrente pode alcançar vários kA durante o surto e algumas centenas de

ampère após a sua dissipação, devendo o pára-raios ser capaz de interromper a

corrente subsequente e permanecer sem conduzir, mesmo que submetido a

alguma sobretensão temporária, no caso de um pára-raios convencional.

Geralmente, não é permitida mais que uma operação deste tipo nos pára-raios

convencionais. Nos pára-raios ZnO, a condução é permanente, sendo a

amplitude da corrente dependente da tensão aplicada a seus terminais. Quando

ocorre o surto a corrente é elevada, podendo alcançar vários kA, e, se o pára-

raios é submetido a sobretensões temporárias, a corrente de condução alcança

centenas de ampères, havendo condução por vários ciclos. Em operação

normal a corrente é de apenas alguns miliampères.

294


58

b) Tensão máxima na freqüência industrial

A tensão nominal de um pára-raios convencional deve ser igual ou superior à

maior sobretensão na frequência industrial que pode ocorrer no sistema, para

evitar que o pára raios seja submetido a disparos consecutivos e,

eventualmente, se danifique. No caso de pára-raios ZnO, devido a sua

característica peculiar, é estabelecido que a tensão máxima em regime

contínuo não pode ultrapassar a 80% do valor da tensão nominal do pára-

raios.

c) Classes de um pára-raios

Normalmente, três classes de pára-raios são utilizadas em sistemas de alta

tensão: estação, intermediária (subtransmissão) e distribuição. As diferenças

entre os três tipos estão nos níveis de proteção, nos ensaios de durabilidade, na

existência ou não de dispositivos de alívio de pressão e nas tensões do sistema

para os quais foram projetados. Os pára-raios tipo estação cobrem todas as

classes de tensão, os do tipo intermediário destinam-se às tensões

normalmente utilizadas no sistema de subtransmissão (<138 kV) e os do tipo

de distribuição para as tensões até 35kV.

d) características de proteção

A característica de proteção dos pára-raios convencionais é, usualmente,

apresentada como uma curva de tensão contra tempo para ocorrer o disparo e,

geralmente, pode ser obtida dos fabricantes. As informações normalmente

disponíveis são as seguintes: disparo para onda escarpada, disparo para onda

295


59

1,2x50µs, disparo para ondas do tipo manobra e tensão residual para onda

8x20µs, as quais, plotadas num gráfico, fornecem a característica de proteção

do pára-raios. A tensão residual depende da corrente de descarga, a qual

depende de uma série de considerações a respeito das características das

descargas atmosféricas referentes à região onde se encontra localizada a

instalação.

e) Níveis de isolamento dos equipamentos

O nível de isolamento de um equipamento é o conjunto de valores de tensões

suportáveis nominais, aplicadas ao equipamento durante os ensaios e definidas

em normas específicas para esta finalidade, que define a sua característica de

isolamento.

A NBR-6939 estabelece que, para os equipamentos com tensão máxima

inferior a 300 kV, o nível de isolamento é definido pelas tensões suportáveis

nominais de impulso atmosférico e à frequência industrial. Para equipamentos

com tensões igual ou superior a 300 kV, consideram-se as tensões suportáveis

nominais de impulsos de manobra e atmosférico.

Os níveis de proteção dos pára-raios devem ser selecionados, considerando-se

as suas características de proteção e os níveis de isolamento dos

equipamentos.

296


60

f) Localização dos pára-raios

É sempre uma prática conveniente tentar posicionar os pára-raios tão

próximos quanto possível dos equipamentos que se pretende proteger, sendo,

geralmente, os equipamentos principais protegidos diretamente por pára-raios

conectados nos seus terminais. Em algumas situações, a proteção de um grupo

de equipamentos pode ser efetuada por um único pára-raios. Uma prática

tradicional é a utilização de pára-raios nos transformadores e entradas de linha

de uma subestação.

g) Efeito distância

Quando o pára-raios não se encontra conectado diretamente nos terminais do

equipamento a ser protegido, é possível que oscilações provoquem tensões

superiores ao nível de proteção do pára-raios, devido à separação entre o

equipamento e o pára-raios.

h) Margens de proteção

A coordenação de isolamento é efetuada considerando-se determinadas

relações entre o nível de isolamento dos equipamentos e o nível de proteção

dos pára-raios. Geralmente, é recomendada uma margem mínima de 15% na

região de impulsos atmosféricos. A finalidade principal para a adoção destas

margens está relacionada com possíveis deteriorações das características de

proteção dos pára-raios, devido à poluição e envelhecimento, além da

297


61

amplificação da tensão, devido à impossibilidade de se conectar os pára-raios

exatamente nos terminais do equipamento a ser protegido.


A título de informação, mostra-se no quadro resumo 4, um estudo

comparativo de algumas características dos pára-raios exigidas pelas

principais concessionárias de energia elétrica.


pára-raios.

PÁRA-RAIOS


CERJ Um conjunto de três pára-raios para cada circuito de alimentação. Um conjunto de três pára-raios para cada transformador. Não

CPFL

Um conjunto de três pára-raios instalados entre a seccionadora de entrada e o conjunto de medição da Concessionária. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores.

Não

CELESC


Não

ELETROPAULO

Um conjunto de três pára-raios para cada circuito de alimentação, localizado antes da seccionadora de entrada. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores.

Não

CEMIG


Não

CELPE Um conjunto de três pára-raios por circuito de alimentação. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores.

Não

COELCE


Sim

298

CAPÍTULO 9

SELETIVIDADE

299

CAPÍTULO 9 – SELETIVIDADE 2

SELETIVIDADE

1 - INTRODUÇÃO

Dentre os principais requisitos para a proteção atingir as suas finalidades, a

seletividade é, sem dúvida alguma, o item de maior importância. Pois a

presença de uma anormalidade no sistema deve ser isolada e removida, sem

que as outras partes do mesmo sejam afetadas. Em outras palavras,

seletividade significa isolar, tão depressa quanto possível, a parte do sistema

afetada pela falta, e deixar todas as demais energizadas, garantindo a

confiabilidade e continuidade no sistema elétrico em questão.

Podem ser implementados vários meios para assegurar uma boa seletividade

na proteção de uma rede elétrica, os mais conhecidos são:

• Seletividade amperimétrica (através de correntes)

• Seletividade cronométrica (por tempo)

• Seletividade através de troca de dados, chamada de seletividade

lógica

• Seletividade pelo uso de proteção direcional ou diferencial.

2 - SELETIVIDADE AMPERIMÉTRICA

A seletividade amperimétrica baseia-se no fato que a corrente de falta diminui

de intensidade à medida que o local do curto "se afasta" da fonte de

alimentação.

300


Desta forma, utiliza-se uma proteção amperimétrica em cada ramal de

alimentação, com ajuste inferior ao valor mínimo da corrente de curto-circuito

causada por uma falta na seção vigiada, e superior ao valor máximo da

corrente causada por uma falta a jusante. Ajustado deste modo, cada

dispositivo de proteção só atua para faltas localizadas imediatamente a

jusante, e não é sensível a faltas a montante. Todavia, na prática, quando não

há redução notável na corrente entre duas partes adjacentes, é difícil definir os

ajustes para dois dispositivos em cascata e, ainda, assegurar uma boa

seletividade (o que acontece nas redes de média tensão). Porém, para seções

de linhas separadas por um transformador, este sistema pode ser usado com

grandes vantagens, por ser simples, econômico e rápido (desarme sem

demora). Algumas literaturas definem esse tipo de procedimento como sendo

uma seletividade por escalonamento das correntes de curto-circuito.

A figura 1 ilustra um exemplo típico da instalação desses elementos

envolvendo os enrolamentos primário e secundário de transformadores. Neste

caso, para garantir a seletividade, o dispositivo de proteção de sobrecorrente

instalado no primário deve respeitar a seguinte condição:

ICCA > Ir ≥ ICCB,

Onde:

Ir é a corrente de ajuste;

ICCB é a corrente de curto-circuito no secundário (ponto B), referida ao primário

do transformador.

301


Figura 1 - Exemplo de seletividade amperimétrica em transformadores;

3 - SELETIVIDADE CRONOMÉTRICA

A seletividade cronométrica consiste em ajustes diferentes nas temporizações

dos dispositivos de proteção distribuídos ao longo do sistema elétrico. Quanto

mais próximos da fonte supridora, as temporizações deverão ser ajustadas em

tempos superiores aos elementos de proteção a jusante, conforme pode ser

notado no diagrama unifilar indicado na figura 2.

302


Figura 2 - Exemplo de seletividade cronométrica;

A falta mostrada neste diagrama é “enxergada” por todas as proteções

(localizadas em A, B, C e D). A temporização D fecha seus contatos mais

rapidamente que aquela instalada em C, que por sua vez, é mais rápida que a

proteção em B, e assim sucessivamente. Assim que o disjuntor D é aberto, e a

corrente de falta eliminada, as proteções nos pontos A, B e C, que estavam

sensibilizadas, voltam a condição original (de vigilância).

303


A diferença dos tempos de atuação ∆t entre duas proteções sucessivas é o

intervalo de seletividade, definido a partir da seguinte inequação:

dttrtct 2++≥∆

Onde:

tc - tempo de abertura dos disjuntores;

dt - tolerâncias da temporização;

tr - tempo de retorno à posição de espera das proteções.

Considerando o desempenho dos disjuntores e dos relês de proteção,

normalmente encontrados na prática, os valores adotados para o ∆t sã de

aproximadamente 0,4 s.

Esta seletividade apresenta duas vantagens, pois além de ser um sistema

simples, assumi a sua própria retaguarda (salvaguardando-se a parte isenta de

falta da instalação). Porém, quando há um número elevado de proteções em

série, observa-se que a proteção localizada mais a montante está ajustada com

um tempo de atuação elevado. Dependendo do nível de curto-circuito e do

tempo de resposta do relé de proteção, pode-se em alguns casos, danificar os

componentes dos sistemas elétricos, tais como: cabos, TC's, etc, devido ao

aquecimento adicional a que ficam submetidos.

304


3.1 - APLICAÇÃO DA SELETIVIDADE CRONOMÉTRICA

Existem dois tipos de relés cronométricos temporizados:

• Os relês de tempo independente – Observa-se na figura 3 que se o nível de

curto-circuito for inferior ao seu ajuste, este trabalha na região de não

operação. Por outro lado, para valores superiores a sua faixa de ajuste, o

relé atuará sempre com um valor de tempo constante e definido.

Figura 3 - Tempo independente do valor da corrente de curto;

• Os relês de tempo dependentes (tempo inverso) – Analogamente ao caso

anterior, a região de atuação dependerá do seu ajuste. No entanto, o tempo

de atuação não será constante, pois conforme mostrado na figura 4, o

tempo dependerá do valor da corrente de curto-circuito.

305


Figura 4 - Tempo dependente do valor da corrente de curto;

A título de ilustração, a figura 5 esclarece um exemplo utilizando a proteção

envolvendo tempo independente e inverso.

Figura 5 - Exemplo de aplicação cronométrica;

306


No caso particular desta figura, para assegurar a seletividade cronométrica

entre os dispositivos de proteção, devem ser respeitado os seguintes critérios:

• Relé de tempo independente: IrA > IrB > IrC, tA > tB > tC

Figura 6 - Ajustes dos relés do tipo tempo independente;

• Relé de tempo dependente ou inverso: IrA > IrB > IrC, IccA > IccB > IccC

Figura 7 - Ajustes dos relés do tipo tempo dependente ou inverso;

307


Os ajustes das temporizações estão determinados para obter o intervalo de

seletividade ∆t para a máxima corrente vista pela proteção a jusante.

As temporizações para obter a seletividade cronométrica é ativada quando a

corrente excede o valor de ajuste dos relês. Por exemplo, na figura 5, o tempo

de atuação na proteção do disjuntor A deve ser maior que o de B, que por sua

vez, é maior que C.

4 - SELETIVIDADE LÓGICA

Este princípio é usado quando se deseja diminuir o tempo de eliminação da

falta. A troca de dados lógicos entre os dispositivos de proteção sucessivos

elimina a necessidade de intervalos de seletividade.

Com efeito, num sistema radial, são ativadas as proteções localizadas a

montante do ponto de falta e aquelas localizadas a jusante não são solicitadas.

Podem ser localizados o ponto de falta e o disjuntor a ser comandado sem

qualquer ambigüidade. Cada proteção sensibilizada pela falta envia:

• Uma ordem lógica de espera para o nível situado a montante (ordem

para aumentar a temporização própria do relê a montante);

• Uma ordem de abertura para o disjuntor associado, a menos que o

mesmo receba uma ordem lógica de espera do situado a jusante. Um

desarme temporizado é provido como retaguarda.

308


A grande vantagem da seletividade lógica, quando comparado à seletividade

cronométrica, é que o tempo do desarme não depende da falta na cascata da

seletividade.

A figura 8 ilustra um sistema radial, onde os relés atuam baseados no princípio

da seletividade lógica.

Figura 8 - Exemplo de aplicação da seletividade lógica;

309


5 - SELETIVIDADE DIRECIONAL

Numa rede em anel, na qual uma falta fica alimentada de ambas as

extremidades, é necessário usar um sistema de proteção sensível à direção do

fluxo da corrente de falta, para localizá-la e eliminá-la.

A figura 9 apresenta um exemplo de utilização de proteções direcionais.

Figura 9 - Exemplo de aplicação da seletividade direcional;

310


Os disjuntores D1 e D2 estão equipados com proteções direcionais

instantâneas, enquanto H1 e H2 são dotados de proteções de sobrecorrente

temporizadas. No caso de uma falta no ponto (1), só as proteções em D1

(direcional), H1 e H2 "enxergam" a falta. A proteção em D2 não se

sensibiliza, devido a direção de seu sistema de detecção. Neste caso, D1 abre.

A proteção H2 fica de fora e H1 abre.

tH1 = tH2, tD1 = tD2, tH = tD + ∆t

6 - SELETIVIDADE ATRAVÉS DE PROTEÇÃO DIFERENCIAL

Estas proteções comparam as correntes nas extremidades do trecho de rede a

ser vigiada. Qualquer diferença em amplitude e fase entre estas correntes

indica a presença de uma falta. Este sistema de proteção reage apenas às faltas

dentro da área monitorada e é insensível a qualquer falta fora desta área. É

portanto seletivo por natureza.

Esta proteção é usada para detectar correntes de falta com valores inferiores à

corrente nominal e para desarmar instantaneamente, já que a seletividade está

baseada sobre a detecção e não na temporização.

O equipamento protegido pode ser: um motor, um gerador, um transformador,

ou uma conexão (cabo ou linha). A figura 10 ilustra a aplicação da proteção

diferencial.

311


Figura 10 - Aplicação da seletividade diferencial;

312

CAPÍTULO 10

PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

313

CAPÍTULO 10 – PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

2

PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

1 - INTRODUÇÃO

O transformador, por se tratar de um importante componente, necessita de um

eficiente sistema de proteção contra todas as faltas susceptíveis de danificá-lo.

O grau de complexidade do sistema de proteção depende da potência do

transformador, e está vinculado com considerações técnicas e custos.

2 – TIPOS DE FALTAS

As principais faltas que podem afetar um transformador são: sobrecarga,

curto-circuito e faltas à carcaça.

A sobrecarga pode resultar de um aumento no número de cargas que são

alimentadas simultaneamente ou de um aumento na potência absorvida por

uma ou mais cargas. O resultado disso é uma sobrecorrente de longa duração

que causa um aquecimento prejudicial ao isolamento e, portanto, pode afetar a

vida útil do transformador.

O curto-circuito pode ocorrer no interior ou fora do transformador. As faltas

internas são aquelas que acontecem entre condutores de fases diferentes ou

entre espiras de um mesmo enrolamento. O arco proveniente de uma falta

danifica o enrolamento do transformador e pode provocar um incêndio. Em

314


3

transformadores a óleo, o arco causa a emissão de gases de decomposição. Se

a falta for de pequena intensidade, há uma leve emissão de gases e mesmo

nesta situação, o acúmulo pode ser perigoso. Por outro lado, um curto-circuito

violento causa estragos que podem destruir não somente a parte ativa mas

também o tanque, derramando óleo inflamado.

As faltas externas são as que ocorrem nas conexões a jusante. A corrente de

curto-circuito produz, no transformador, esforços eletrodinâmicos susceptíveis

de afetar mecanicamente os enrolamentos e então evoluir na forma de uma

falta interna.

A falta à carcaça é uma falta interna. Ela pode acontecer entre o enrolamento

e o tanque ou entre o enrolamento e o circuito magnético. Para um

transformador a óleo, ela causa uma emissão de gás. Com o curto-circuito,

pode ocorrer a destruição do transformador e um incêndio.

A amplitude da corrente de falta depende do sistema de neutro das redes a

montante e a jusante, e também na posição da falta dentro do enrolamento. Na

ligação estrela, a corrente para a carcaça varia entre 0 à um valor máximo

dependendo da localização da falta, do lado do neutro ou da fase da bobina,

conforme ilustrado na figura 1. Na ligação delta, a corrente para a carcaça

varia entre 50 e 100% do valor máximo, dependendo se a falta estiver no meio

ou nas extremidades dos enrolamentos.

315


4

Figura 1 - Corrente de falta em função da posição da falta no enrolamento.

3 – DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO

3.1 – SOBRECARGAS

A sobrecorrente de longa duração é geralmente detectada por uma proteção

com tempo independente ou inverso, que é seletiva com as proteções

secundárias.

É usada uma proteção de imagem térmica para detectar a elevação de

temperatura. Essa proteção tem por objetivo fazer com que as elevações de

temperatura não ultrapassem os seus limites térmicos, ou seja, respeitando as

316


5

suas classes de isolamento. Com isto, espera-se que a vida útil do equipamento

fique preservada.

3.2 – CURTO-CIRCUITO

Para os transformadores a óleo são utilizados:

• O relê Buchholz ou detector de pressão e temperatura DGPT sensível à

emissão de gases e ao movimento do óleo provocados por um curto-

circuito entre espiras de uma mesma fase ou entre fases distintas.

• A proteção diferencial, mostrada na figura 2, assegura uma proteção

rápida contra faltas fase-fase. Ela é sensível às correntes de falta da

ordem de 0,5In e é usado para transformadores que alimentam cargas

essenciais.

• Uma proteção de sobrecorrente instantânea associada a um disjuntor

localizado no primário do transformador, assegura uma proteção contra

curto-circuitos violentos. O limiar da corrente primária está ajustado

num valor mais alto que a corrente devido a um curto-circuito no

secundário, assegurando assim a seletividade amperimétrica.

• Um fusível AT pode ser usado para proteção de sobrecorrente de

transformadores de baixa potência.

317


6

Figura 2 - Proteção diferencial.

Figura 3 - Proteção de sobrecorrente associado ao disjuntor

localizado no primário.

318


7

3.3 – FALTAS À CARCAÇA

Carcaça do tanque – A proteção de sobrecorrente instantânea é instalada na

conexão de aterramento do tanque do transformador (desde que seu ajuste

esteja compatível com o sistema de neutro utilizado) constitui uma solução

simples e eficiente para proteger contra faltas internas e à carcaça, isso obriga

a isolar o tanque do transformador do solo, conforme detalha a figura 4.

(a) (b)

Figura 4 - Proteção de sobrecorrente contra faltas à carcaça.

Uma outra solução consiste em assegurar uma proteção contra as faltas à terra:

• Através da proteção de terra, localizada na rede a montante, para faltas

na carcaça que afetam o primário do transformador, conforme figura

4(b).

• Pela proteção homopolar instalada na entrada do painel alimentado, se o

aterramento do neutro da rede a jusante estiver localizado no

barramento. Estas proteções são seletivas, e só são sensíveis as faltas

fase-terra localizadas no transformador ou nas conexões a montante e a

jusante.

319


8

• Por uma proteção de terra restrita, se o aterramento do neutro da rede a

jusante for instalado no transformador. Trata-se de uma proteção

diferencial de alta impedância que detecta a diferença entre as correntes

homopolares medidas no ponto de aterramento do neutro e a soma vetorial

das correntes localizadas nas saídas trifásicas do transformador, conforme

esquematizado na figura 5.

Figura 5 - Proteção diferencial contra faltas à carcaça.

3.4 – EXEMPLOS DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

A título de ilustração, mostra-se nas figuras 6 e 7, respectivamente, através de

dois diagramas unifilares, um exemplo de vários equipamentos utilizados na

proteção de transformadores MT/BT e MT/MT. Desta forma, oferecendo

320


9

resumidamente, uma visão global sobre os assuntos expostos nos itens

anteriores.

Figura 6 - Exemplos de proteção de transformadores.

Onde os números identificados no diagrama unifilar 6, correspondem:

(1) Fusível ou relê de sobrecorrente com dois ajustes

(2) Sobrecorrente homopolar

(3) Buchholz ou DGPT

(4) Proteção de sobrecorrente para faltas à carcaça

(5) Disjuntor BT

321


10

Figura 7 - Exemplos de proteção de transformadores.

Onde os números identificados no diagrama unifilar 7, correspondem:

(1) Imagem térmica

(2) Sobrecorrente com dois ajustes

(3) Sobrecorrente homopolar

(4) Buchholz ou DGPT

(5) Proteção de sobrecorrente para faltas à carcaça

(6) Proteção de terra restrita

(7) Proteção diferencial para transformador

322


11

3.5 – RECOMENDAÇÕES SOBRE OS AJUSTES DAS PROTEÇÕES

A tabela 1 ilustra um resumo sobre os ajustes dos dispositivos de proteção em

função do tipo de falta.

Tipos de falta Ajustes

Sobrecarga • Disjuntor BT: In • Imagem térmica: In (corrente nominal)

Curto-circuito

• Fusível: I > 1,3In • Sobrecorrente com tempo independente ajuste inferior < 6In com

temporização de 0,3 s (seletivo com a jusante), ajuste superior > Icc a jusante, instantâneo. • Sobrecorrente com tempo dependente

Ajuste inferior de tempo inverso (seletivo com a jusante), ajuste superior > Icc a jusante, instantâneo.

• Diferencial para transformador, 25% a 50% de In.

Falta à terra

Carcaça à terra: Ajuste da proteção > 20A com temporização de 100ms.

Sobrecorrente homopolar: • Ajuste de 20% da sobrecorrente de falta à terra e 6% da relação nominal dos

TC's ,se alimentado por 3 TC's independentes. A temporização é de 0,1s se o aterramento for feito no sistema. Por outro lado, se o aterramento for localizado no transformador, a temporização será de acordo com seletividade.

Proteção de falta à terra restrita:

• Ajuste da ordem de 20% da sobrecorrente de falta à terra, se utilizado um único TC toroidal englobando as 3 fases.

• Ajuste da ordem de 10% de In, se empregado o sistema somador com 3 TC's indepedentes.

323

CAPÍTULO 11

PROTEÇÃO DE GERADORES

324

CAPÍTULO 11 – PROTEÇÃO DE GERADORES

2

PROTEÇÃO DE GERADORES

1 - INTRODUÇÃO

Este capítulo abordará os esquemas de proteção associados aos geradores. O

alternador, de uma maneira geral, deve ser protegido contra as faltas internas e

externas. Na ocorrência de uma falta interna, como por exemplo um curto-

circuito entre espiras no enrolamento do estator, o sistema de proteção deverá

efetuar, o mais rápido possível, o desligamento da máquina. Desta forma, os

distúrbios provocados no sistema elétrico e os danos causados ao gerador são

minimizados.

2 – TIPOS DE FALTAS

Os geradores, assim como os motores, têm o seu comportamento elétrico e

térmico afetados pela operação em condições anormais. Esta anormalidade

pode estar vinculada a vários fatores, dentre os quais pode-se citar:

sobrecargas, desequilíbrio e faltas internas entre fases. Todavia, alguns desses

assuntos já foram abordados no capítulo anterior, e portanto, não serão

descritos novamente. Complementando estes estudos, passa-se a analisar

outros distúrbios que não foram contemplados quando da realização da análise

da proteção em transformadores.

325


3

Curto-circuito externo entre fases – Quando numa rede, o curto-circuito

acontecer nas proximidades de um gerador, a corrente de falta tem o

comportamento mostrado na figura 1.

Figura 1 - Comportamento da corrente na armadura do gerador

sob condições de curto-circuito.

Observa-se na figura 1, que a corrente decresce ao longo do tempo. Define-se

três períodos característico que definem com maior precisão os valores das

correntes nas faltas externas. No período subtransitório a corrente de curto é

calculado tomando-se como base a reatância subtransitória X”d. No período

transitório a corrente deve ser calculado através da impedância transitória, X’d.

Para a corrente de curto-circuito em regime permanente, a impedância a ser

considerada deverá ser a síncrona Xd.

Falta interna de fase para carcaça – Este tipo de falta é semelhante ao já

visto em transformadores e seus efeitos dependem do sistema de aterramento

adotado para o neutro. O regime de aterramento do neutro pode ser diferente,

326


4

dependendo se o gerador estiver conectado ou não na rede. Assim sendo, os

dispositivos de proteção devem ser adaptados a ambos os casos.

Perda de excitação – Quando um gerador perde a sua excitação, a sua

operação passa a ser dessincronizada com a rede. Portanto, a máquina operar

no modo assíncrono, com ligeira sobrevelocidade, e absorve potência reativa.

Como conseqüência, ocorre um sobreaquecimento no estator, pois a corrente

reativa pode ser elevada. As correntes induzidas provocam um elevação de

temperatura no rotor, uma vez que o mesmo não foi dimensionado para tais

correntes.

Operação como motor – Quando um gerador estiver sendo alimentado como

um motor pela rede elétrica, ele fornece um energia mecânica no eixo, isto

pode causar desgastes e danos à máquina primária (motriz).

Variação de tensão e freqüência – Variações de tensão e freqüência durante o

regime permanente são atribuídos ao mau funcionamento dos reguladores de

velocidade e de tensão. Essas variações acarretam uma série de problemas,

dentre os quais pode-se citar:

• Freqüências acima de seu valor nominal causam um aquecimento

anormal nos motores;

• Freqüências abaixo de seu valor nominal provocam redução de potência

nos motores;

• Variações de freqüência acarretam variações de velocidade nos

motores, que podem causar danos mecânicos;

327


5

• Sobretensões exigem uma maior solicitação nos isolamentos em todos

os componentes da rede, quando comparados com a tensão nominal;

• Subtensões provocam redução no torque, consequentemente há aumento

da corrente e aquecimento adicional nos motores.

3 – DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO

Sobrecarga – Os dispositivos de proteção de sobrecarga para geradores são

idênticos aos dos motores, ou seja, sobrecorrente com tempo dependente,

imagem ou sonda térmica.

Desequilíbrio – Neste caso, a proteção é semelhante aquela aplicada em

motores. Os dispositivos de proteção detectam o desequilíbrio através da

componente de seqüência negativa, com curvas de temporização do tipo

dependente ou independente.

Curto-circuito externo entre fases – Como o valor da corrente de curto-

circuito decresce em função do tempo, uma simples detecção desta corrente

pode ser insuficiente. Portanto, para que este tipo de falta seja detectada de

maneira eficiente, deve-se utilizar a proteção de sobrecorrente com retenção

de tensão. O ajuste de corrente do referido dispositivo obedece a relação entre

tensão e corrente ilustrada na figura 2. A atuação é temporizada.

328


6

Figura 2 - Comportamento da corrente de ajuste Ir em função da tensão.

Curto-circuito interno entre fases – Para este tipo de falta, a proteção

diferencial de alta impedância é uma solução rápida e sensível. Em certos

casos, especialmente para um gerador de pequeno porte, a proteção contra um

curto-circuito interno entre fases pode ser realizada da seguinte maneira:

• Uma proteção de sobrecorrente instantânea (A), habilitada somente

quando o disjuntor do gerador estiver aberto, com sensor de corrente

localizado no lado do ponto neutro, com ajuste inferior a corrente

nominal,

• Uma proteção de sobrecorrente instantânea (B), com sensores de

corrente localizados no lado do disjuntor, com um ajuste superior a

corrente nominal do gerador.

A figura 3 ilustra na forma de um diagrama unifilar o exposto acima.

329


7

Figura 3 - Proteção de gerador contra curto-circuito interno entre fases.

Falta à carcaça do estator – Se o neutro da rede for aterrado no ponto neutro

do gerador, a proteção de falta à terra restrita é usada. No entanto, se o neutro

do gerador for aterrado em um ponto diferente do neutro da rede, as faltas à

carcaça do estator são detectadas por:

• Uma proteção de sobrecorrente homopolar no disjuntor do gerador,

quando o mesmo estiver conectado a rede,

• Um dispositivo de monitoração da isolação para sistemas de neutro

isolado, quando o gerador estiver desligado da rede.

Se o neutro for flutuante, a proteção contra faltas à estrutura é assegurada por

um dispositivo que monitora a isolação. Este dispositivo opera detectando a

tensão homopolar ou injetando uma corrente contínua entre o neutro e a terra.

330


8

Falta à carcaça do rotor – Quando o circuito de excitação for acessível, as

faltas à massa são monitoradas por um medidor permanente de isolação.

Perda de excitação – Este tipo de falta é detectada medindo a potência reativa

absorvida ou monitorando o circuito de excitação (se acessível), ou então

medindo a impedância nos terminais da máquina.

Funcionamento como motor – É detectado por um relê sensível ao retorno

de potência ativa absorvida pelo gerador.

Variações de tensão e freqüência – São monitoradas, respectivamente, por

uma proteção de sobretensão e subtensão e uma proteção de sobrefreqüência e

subfrequências. Estes dispositivos de proteção são temporizados, pois estes

fenômenos não necessitam de uma ação instantânea. Na maioria das vezes, os

reguladores de tensão e velocidade, por si só reagem, e retornam o sistema na

sua condição normal.

4 – EXEMPLOS DE APLICAÇÃO

As figuras 4, 5 e 6 exemplificam as principais proteções utilizadas nos

geradores de pequeno e médio porte.

331


9

Figura 4 - Proteções para geradores de pequeno porte.

Figura 5 - Proteções para geradores de médio porte.

332


10

Figura 6 - Proteções para bloco gerador de médio porte.

5 – RECOMENDAÇÕES PARA OS AJUSTES DAS PROTEÇÕES

A tabela 1 fornece as recomendações necessárias para os ajustes das proteções

dos geradores em função das anormalidades impostas ao mesmo.

333


11

Tabela 1 - Recomendações para os ajustes das proteções dos geradores

Tipos de falta Ajustes

Sobrecarga Imagem térmica – os parâmetros devem ser adaptados às características nominais do gerador.

Desequilíbrio Máximo permissível para a corrente de seqüência negativa. Na falta de dados, o ajuste deverá ser de aproximadamente 15% de In, com tempo inverso.

Curto-circuito externo

Sobrecorrente com retenção de tensão, ajuste entre 1,2 a 2 In, temporização de acordo com a seletividade.

Curto-circuito interno

Proteção diferencial de alta impedância, ajuste em aproximadamente 10% de In.

Fuga à carcaça

Neutro do gerador e da rede aterrados em pontos distintos: sobrecorrente homopolar, ajuste entre 10 e 20% da máxima corrente de falta à terra, temporização de aproximadamente 0,1 s ou instantânea. Neutro aterrado no ponto neutro do gerador: proteção de terra restrita, caso não haja proteção diferencial de alta impedância.

Perda de excitação Retorno de potência reativa, ajuste em 40% de Qn, temporização de alguns segundos.

Operação como motor

Proteção direcional de potência ativa, ajuste entre 5 e 20% de Pn, temporização maior ou igual a 1 s.

Variação de tensão Se a tensão não estiver compreendida entre 0,8Un < U < 1,1Un, a temporização deve ser ajustada em aproximadamente 1 s.

Variação de velocidade

Se a freqüência não estiver compreendida entre 0,95fn < f < 1,05fn, a temporização deve ser ajustada em alguns segundos.

A título de ilustração mostra-se na figura 7, um exemplo mais completo dos

possíveis dispositivos de proteção normalmente utilizados para a proteção de

geradores.

334


12

25

46 49 51 32P 32Q 51 V

27

59

59N

51 67

67N

∼ 49T

Ponto estrela do gerador

51G

87G

64F

E

81

Proteções mecânicas do gerador 49T - Temperatura do estator (para gerador

acima de 2 MVA) 49T - Temperatura dos rolamentos (para

geradores acima de 8 MVA) 64F - Proteção de terra do rotor

Proteções conectadas aos TC’s de linha (para operação em paralelo)

67 - Sobrecorrente direcional (não aplicável se a função 87G for usada)

67N - Falta direcional a terra Resistor de aterramento

Proteções conectadas aos TC’s do neutro do gerador

32P - Potência ativa reversa 32Q - Potência reativa reversa 46 - Seqüência negativa 49 - Imagem térmica 51 - Sobrecorrente 51G - Falta a terra 51V - Sobrecorrente de tensão restrita 87G - Proteção diferencial

Proteções conectadas aos TP’s

25 - Verificação de Sincronismo (para operação em paralelo)

27 - Subtensão 59 - Sobretensão 59N - Sobretensão de neutro 81 - Sobre e subfrequências

Figura 7 – Proteções recomendadas aos geradores.

335


13

A tabela 2 mostra os ajustes para cada função de proteção, e qual a ação a ser

tomada. Estas informações devem ser verificadas com o fabricante do gerador

para cada aplicação específica.

Tabela 2 – Ajustes recomendados para reles e suas ações. Função Ajustes típicos Ação 27 0,75 Un, T≈3s, T deve ser o maior valor entre 51, 51V e 67 Desligamento 32P 1-5% para turbina, 5-20% para diesel , T = 2s Desligamento 32Q 0,3 Sn, T=2s Desligamento 46 0,15 In, curva de tempo inverso Desligamento

49

80% da capacidade térmica = alarme 120% da capacidade térmica = desliga Tempo constante de operação de 20 minutos Tempo constante de parada de 40 minutos

Alarme, sobrecarga pode ser temporária

51 1,5 In, T=2s Desligamento 51G 10 A, T=1s Desligamento 51V 1,5 In, T=2,5s Desligamento 59 1,1 Un, T=2s Desligamento

81 Sobrefrequencia: 1,05 Fn, T=2s Subfrequências: 0,95 Fn, T=2s Desligamento

87G 5% In Desligamento 67 In, T=0,5s Desligamento 67N Is0 ≈ 10% da corrente de falta a terra, T=0,5s Desligamento

25 Freqüência < 1Hz, tensão <5%, ângulo de fase <10o

(condições para realizar o paralelismo) Inibe o fechamento durante a sincronização.

49T 120oC Alarme, sobrecarga pode ser temporária. 64F 10 A, T=0,1s Desligamento Proteção mecânica Desligamento sem bloqueio

336

CAPÍTULO 12

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES


337

CAPÍTULO 12 – NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES UTILIZADOS NAS

SUBESTAÇÕES

2

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES


1 – INTRODUÇÃO

Ao analisar as fontes de alimentação de serviços auxiliares em corrente

alternada e corrente contínua para uma subestação, deve-se levar em

consideração a complexidade do sistema de serviços auxiliares. Isto se

justifica, pois os serviços auxiliares crescem em proporção com subestação de

maior porte, ou então onde as cargas a serem alimentadas tenham que ter uma

alimentação de alta confiabilidade, como são os casos de algumas indústrias

de processo contínuo, hospitais e centros de computação, etc.

Desta forma, há uma necessidade de mensurar com a devida atenção o sistema

a que estamos propondo alimentar para não incorrer em erros de avaliação

que possam levar a projetar sistemas de controle e supervisão complexos sem

um alto grau de confiabilidade das fontes que irão alimentar os próprios

controles.

2 – DESCRIÇÃO DOS TIPOS DE FONTES

2.1 – FONTES DE SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE

ALTERNADA

Estas fontes podem ser divididas em dois grupos:

338


SUBESTAÇÕES

3

fontes normais

fontes de emergência.

Em uma subestação as fontes normais seriam:

Alimentador externo em 13,2 kV (exclusivo)

Enrolamento auxiliar de transformador de aterramento

Transformador de serviços auxiliares 88/138 kV – 13,8 kV

Enrolamento terciário de banco de transformadores

As fontes de emergência em subestações são normalmente conseguidas

através da utilização de grupos geradores diesel.

2.2 – FONTES DE SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE

CONTÍNUA

Estas fontes podem ser divididas em dois grupos:

- Carregadores – retificadores

- Baterias

Em condições normais os carregadores-retificadores alimentam as cargas e

mantém as baterias em flutuação.

Por qualquer motivo, houver a perda dos carregadores-retificadores, as

baterias devem ter condição de alimentar as cargas por um período de no

mínimo 4 horas, obedecendo a um determinado ciclo de descarga.

339


SUBESTAÇÕES

4

3 – TIPOS DE ESQUEMAS DE MANOBRA

Sabe-se que o tipo de esquema de manobra dos serviços auxiliares,

dependerá da complexidade e do tamanho da subestação.

Sendo assim, pode-se ter vários esquemas de manobra, dos quais

apresenta-se, à título de ilustração, alguns tipos normalmente encontrados.

3.1 – ESQUEMAS DE MANOBRA PARA SERVIÇOS AUXILIARES

EM CORRENTE ALTERNADA

a) Subestações em níveis de 88 – 13,2 kV

A figura 1, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação de

88/13,2kV, onde destaca-se o seu sistema auxiliar representado por um

transformador com relação de transformação de 13,2/0,22kV.

Barras 88 KV

52 52

TR288/13,2 KV

TR188/13,2 KV

52 5252

52 52 52 FU

TR SA13,2/0,22 KV

A01 A05 A12 S.A.

Cubículo blindado13,2 KV

Figura 1 – Diagrama unifilar de uma SE de 88/13,2kV;

340


SUBESTAÇÕES

5

Observa-se no diagrama unifilar da figura 1, que a fonte C.A. dos

serviços auxiliares é um único transformador 13,2/0,22 kV (ou 13,2/0,44 kV)

ligado diretamente à barra de 13,2 kV. No caso de um defeito, ou mesmo a

necessidade de uma manutenção no transformador, a subestação ficará sem

serviço auxiliar, uma vez que neste tipo de subestação não há fonte de

emergência (grupo diesel gerador).

b) Subestações em níveis de 230-88 kV


230/88kV, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes

auxiliares designadas por fontes 1 e 2. Estas fontes podem ser externas ou

utilizar um enrolamento auxiliar de um transformador de aterramento.

FONTE 1 FONTE 2

TR 113,2/0,22 KV ou13,2/0,44 KV

TR 213,2/0,22 KV ou13,2/0,44 KV

Chave InversoraManual

Quadro de ServiçosAuxiliares

Figura 2 – diagrama unifilar de um sistema auxiliar de uma SE 230/88kV.

341


SUBESTAÇÕES

6

Mostra-se na figura 2, duas fontes C.A. dos serviços auxiliares, permitindo

uma maior confiabilidade. Desta forma ao ocorrer uma falta, ou mesmo

necessitar de realizar manutenção em um dos transformadores, inverte-se as

alimentações das fontes através de uma chave inversora manual.

c) Subestações em níveis de 345-88 kV


345/88kV, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por três fontes

auxiliares normais designadas por fontes 1,2e 3. Além destas, apresenta-se

também uma de emergência.

342


SUBESTAÇÕES

7

G M

RamalExterno

Enrol. Auxil.TR. Terra 1

Enrol. Auxil.TR. Terra 2

Cubículo15 KV

Cubículo15 KV

Cubículo15 KV

TR –113,2/0,22 KV

TR –213,2/0,22 KV

TR –313,2/0,22 KV

A B C

ED

F

cargas nãoessenciais

cargasessenciais


QuadroPrincipal

Figura 3 _ diagrama unifilar do sistema auxiliar da SE de 345/88kV

Com base na figura 3, percebe-se que em condições normais de

operação cada transformador alimenta uma das barras do quadro principal.

Cada transformador é projetado para alimentar o conjunto das cargas

343


SUBESTAÇÕES

8

essenciais. Na falta de um, os dois restantes são comutados e garantem a

alimentação das cargas descrita acima.

Na falta dos três sistemas auxiliares, deve-se entrar em operação o

grupo gerador diesel, através de uma comutação manual de forma que o

gerador alimente somente as cargas essenciais ( aquelas que não podem ficar

desligadas a não ser por períodos muito curtos de tempo para não acarretarem

prejuízos operacionais à subestação).

d) Para Centrais Elétricas

Pode-se utilizar o mesmo esquema estudado anteriormente, somente levando-

se em consideração que no lugar de um único grupo diesel gerador tem-se

vários grupos geradores diesel em paralelo.

e) Subestações em níveis 460-138 kV


460/138kV, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes

auxiliares normais designadas por fontes 1e 2. Além destas, apresenta-se

também duas de emergência.

344


SUBESTAÇÕES

9

TR 5A138/13,8 KV

Cubículo FechamentoDelta

Cubículo15 KV

Cubículo15 KV

TR –113,8/0,44 KV

TR –213,8/0,44 KV

A B

ED


cargas essenciais cargas nãoessenciais

Quadro deDistribuiçãoPrincipal

C

F G

M G G M

Intertravamento Elétrico

figura 4 – diagrama unifilar do sistema auxiliar da SE 460/138kV.

Com base na figura 4, em condições normais de operação cada

transformador alimenta metade das cargas. Na falta de um deles é realizada a

345


SUBESTAÇÕES

10

comutação automática entre os disjuntores “A”, “B” e “C”, de forma que o

outro transformador alimente a totalidade das cargas.

Na falta de ambas as fontes normais, entrará em operação o grupo

gerador diesel, de forma que cada grupo auxiliar alimente metade das cargas

essenciais ficando as cargas não essenciais fora de serviço.

3.2 – ESQUEMAS DE MANOBRA PARA SERVIÇOS AUXILIARES

EM CORRENTE CONTÍNUA

a) Subestações

A figura 5, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação, onde

destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes auxiliares de

corrente contínua, sendo um carregador retificador e uma bateria.

Quadro deDistribuição

CARREGADORRETIFICADOR

BATERIA

125 Vcc

figura 5- diagrama unifilar de um sistema auxiliar em corrente contínua

346


SUBESTAÇÕES

11

Mostra-se na figura 5 que, a alimentação das cargas é realizado pelo

carregador. Nas situações de defeito,ou manutenção do retificador, o sistema

de bateria assumi a alimentação de todas as cargas.

Em condições normais de operação, carregador alimenta as cargas e mantém a

bateria em regime de flutuação.

b) Centrais Elétricas/Subestações de grande porte

A figura 6, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação, onde

destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes auxiliares de

corrente contínua, sendo dois carregadores retificadores e duas baterias.

Conforme ilustra o diagrama unifilar da figura 6, na ausência de um conjunto

carregador e bateria haverá uma comutação manual ou automática dos

disjuntores “A”, “B” e “C” de forma que o outro conjunto supra as cargas de

ambas as barras.

Em condições normais de operação, cada carregador pode alimentar as cargas

da barra a ele associado com a recarga da bateria sendo feita por ele ou não.

347


SUBESTAÇÕES

12

CARREGADORRETIFICADOR 1

CARREGADORRETIFICADOR 2

BATERIA 1 BATERIA 2

Intertravamento ElétricoA

CB

Normal Segurança

125 Vcc

figura 6 – diagrama auxiliar de uma SE de grande porte/central elétrica;

4 – DIMENSIONAMENTO DAS FONTES C.A.

4.1 – DIMENSIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES 13,2 / 0,22

KV ou 13,2 / 0,44 KV.

Conforme apresentado anteriormente, cada transformador deve ser capaz de

alimentar todas as cargas da subestação. Nesta deve-se dividir as cargas em

dois tipos:

- CARGAS ESSENCIAIS: São aquelas que não podem ficar desligadas

a não ser por curtos períodos de tempo, para evitar prejuízos operacionais à

subestação.São normalmente as seguintes:

348


SUBESTAÇÕES

13

- Refrigeração dos transformadores

- Carregadores retificadores

- Iluminação parcial e tomadas das edificações

- Serviços auxiliares dos grupos geradores Diesel

- Iluminação externa suplementar

- Controle dos comutadores sob carga

- Motores de disjuntores e seccionadores

- Sistemas supervisivos.

- CARGAS NÃO ESSENCIAIS: São aquelas que podem ficar desligadas

por períodos mais longos de tempo sem causar prejuízos operacionais à

subestação. São normalmente as seguintes:

- Ar condicionado

- Iluminação complementar das edificações

- Iluminação e aquecimento dos quadros e caixas dos equipamentos

- Iluminação externa normal

- Tomadas externas

- Iluminação de áreas administrativas

- Tratamento de óleo

- Água potável

Para a especificação dos transformadores deve-se levantar os valores nominais

das cargas descritas acima. A partir dos dados nominais dos equipamentos,

aplica-se os fatores de demanda normalmente considerados, de acordo com a

tabela 1.

349


SUBESTAÇÕES

14

Tabela 1 – Valores do fator de demanda em função das cargas

Refrigeração 100%

Ar condicionado 100%

Iluminação 100%

Tomadas 20%

Carregadores-retificadores 50%

Controle de comutador 100%

Motor disjuntor e seccionador 20%

Serviços auxiliar grupo diesel l80%

Deve-se realizar a somatória das cargas acima descrita com seus respectivos

fatores de demanda. Este fator é definido como sendo a relação entre a

demanda máxima e a carga instalada. Enquanto que, o fator de diversidade

entre as cargas é definido pela relação entre a somatória das demandas

máximas individuais e a demanda máxima do conjunto.

Para subestações do tipo ETT, pode-se considerar como demanda máxima do

conjunto a somatória das demandas máximas de refrigeração de 50% dos

bancos de transformadores, de 100% da iluminação, ar condicionado e

carregadores, com 50% das demandas máximas de refrigeração de 50% dos

bancos de transformadores, tomadas, controle de comutador, motor de

disjuntores e seccionadores e serviços auxiliares do grupo gerador-diesel .

350


SUBESTAÇÕES

15

4.2 – DIMENSIONAMENTO DOS GRUPOS GERADORES DIESEL

O(s) grupo(s) diesel gerador(es) devem alimentar apenas as cargas essenciais.

Sendo assim, deve-se fazer a somatória das cargas essenciais já aplicadas

sobre as mesmas os fatores de demanda descritos no item 4.1, e sobre esta

somatória, aplica-se o fator de diversidade. Nesta situação, chega-se ao valor

da potência do(s) grupo(s) geradores diesel.

Para determinar o fator de diversidade para subestações do tipo ETT,

considera-se como demanda máxima do conjunto a somatória das demandas

máximas de refrigeração de 50% dos bancos de transformadores, de 100% da

iluminação parcial e carregadores, com 50% das demandas máximas de

refrigeração dos bancos de transformadores, controle de comutador, motor de

disjuntores e seccionadores e serviços auxiliares do grupo diesel .

5 - DIMENSIONAMENTO DE FONTES C.C.

5.1 – DEFINIÇÕES E CONCEITOS BÁSICOS

5.1.1 – ACUMULADORES ELÉTRICOS

a) Definições

É o dispositivo capaz de transformar energia química em energia elétrica e

vice-versa, em reações quase completamente reversíveis, destinado a

351


SUBESTAÇÕES

16

armazenar sob forma de energia química, a energia elétrica que lhe tenha sido

fornecida e restituí-la em condições determinadas.

São classificados em dois tipos:

• Alcalinos (Ni – Cd, tipo bolsa)

• Chumbo- ácidos

Os tipos chumbo- ácidos, divide-se em:

- Placas positivas e negativas empastadas com grades de chumbo-

antimônio ou chumbo-cálcio;

- Placas positivas planté (rosetas) e por placas negativas do tipo Box;

- Placas positivas tubulares com grades Pb-Sb e Pb-Ag e placas

negativas empastadas.

b) Comparação Alcalina x Chumbo- ácida

As baterias do tipo alcalina apresentam melhor desempenho técnico nas

seguintes condições:

• Auto descarga;

• Não há formação de gases corrosivos;

• Facilidade de armazenamento;

• Resistência mecânica;

• Menor possibilidade de ocorrência de curtos internos;

• Maior vida útil;

• Menor peso e volume;

• Menor custo de manutenção em Hh.

352


SUBESTAÇÕES

17

As baterias do tipo chumbo-ácido apresentam melhor desempenho técnico nas

seguintes condições:

• Verificação do estado da carga (proporcional à densidade do

eletrólito. Para alcalinas a densidade é aproximadamente

constante.);

• Menor influência da alta temperatura;

• Menor necessidade de troca do eletrólito (nas alcalinas o hidróxido

empregado não é estável e reage com o ar absorvendo CO2

formando carbonato de potássio.);

• Maior capacidade para atender o mesmo ciclo de descarga;

• Maior número de fornecedores.

As baterias alcalinas resultam em uma capacidade menor (até 50%), que

as chumbo- ácidos desde que ocorram picos elevados durante o ciclo de

descarga, mas mesmo assim o seu custo é 30% maior.

c) Características Principais

• Tensão de flutuação (Vf1): é a tensão utilizada no processo de carga

pela qual são compensadas as perdas por auto-descarga de um

acumulador, no estado de plena carga.

• Tensão Final de Descarga (Vfn): é a tensão mínima na qual o

consumidor pode operar.

• Tensão de Equalização (Veq): é a tensão mínima utilizada no

processo de carregar uma bateria com uma tensão elevada.

353


SUBESTAÇÕES

18

• Tensão de Carga Profunda (Vcp): nesta situação poderá ser notada

uma intensa gaseificação. Só deve ser usada em caso de emergência.

Quanto menor a tensão de flutuação, maior será a vida da bateria, maior o

tempo de carga e maior a possibilidade de não se manter com 100% de carga.

Para baterias alcalinas a tensão de flutuação varia entre os seguintes valores

(Vf1 = 1,38 a 1,12 V/elemento).Enquanto que para baterias chumbo- ácidos os

valores estão compreendidos entre Vf1 = 2,15 a 2,2 V/elemento.

d) Valores Característicos de Fabricantes (por elemento)

A tabela 2, a título de ilustração, mostra uma comparação entre as tensões de

operação das baterias de diversos fabricantes. Adicionalmente também é

realizada uma comparação com a norma do GCOI. Tabela 2- Tensões de operação de baterias de vários fabricantes

NIFE EXIDE C & D GCOI TENSÕES DE

OPERAÇÕES V V V V

Vf12,15 – 2,22

Rec. 2,20

2,15 – 2,18

Rec. 2,18

2,20 – 2,25

Rec. 2,20 2,15 – 2,22

Vfn 1,75 1,75 1,75 1,75 – 1,82

Veq2,35 – 2,40

Rec. 2,40

2,20 – 2,45

Rec. 2,33

2,33 – 2,40

Rec. 2,33 2,30 – 2,45

Vcp 2,60 – 2,70 ⎯ ⎯ 2,60 a 2,75

354


SUBESTAÇÕES

19

e) Número de Elementos

Para a escolha do número de elementos que irão compor a bateria é necessário

que se defina as tensões máxima e mínima de funcionamento dos

equipamentos que o sistema irá alimentar.

A tensão mínima a ser considerada no cálculo do número de elementos de

uma bateria deverá ser superior à mínima permitida pelos equipamentos. Tal

justificativa deve-se à queda de tensão introduzida pelos cabos que

interligarão a bateria aos mesmos.

O número de elementos de uma bateria é definido através das seguintes

relações:

eqVmáxV

1n = fnV

mínV2n =

1fVnV

3n =

Onde:

Vmáx = Tensão máxima admitida pelos equipamentos;

Vmín = Tensão mínima admitida pelos equipamentos.

Quando n1 = n2 = n3 , a solução encontrada é a ideal, com o aproveitamento

máximo da bateria.

Normalmente o que ocorre é encontrarmos valores diferenciados para n.

355


SUBESTAÇÕES

20

Neste caso, o valor de n não deve ser superior à relação Vmáx / Vf1, pois neste

caso, a tensão de flutuação da bateria será maior que a tensão máxima

admitida pelos equipamentos. Por outro lado, o valor de n não deve ser

inferior à relação Vmín / Vfn , pois a tensão final de descarga por elemento será

menor que a normalmente adotada para o cálculo da capacidade da bateria.

f) Tempo de Recarga

O tempo necessário para a bateria atingir sua plena capacidade após uma

descarga, será função da tensão aplicada nos elementos e da corrente

disponível para a bateria. A tabela 3 , ilustra o tempo de carga para as baterias

tipo chumbo-ácidos da NIFE.

Tabela 3 – Tempo de carga para baterias chumbo- ácidos da NIFE

TEMPO DE CARGA EM HORAS TENSÃO DE

CARGA V / Ele. Ic = 0,1 C10 Ic = 0,2 C10

2,2 100 – 120 65 – 80

2,3 60 – 80 25 – 35

2,35 45 – 60 20 – 30

2,4 25 – 30 17 – 20

2,5 15 – 18 10 – 12

Em função do ciclo de descarga será definido o tempo mais apropriado para a

recarga da bateria e consequentemente, a tensão de equalização a ser adotada e

ainda a limitação da corrente inicial. Para subestações e centrais elétricas o

tempo de recarga é de 10 horas.

356


SUBESTAÇÕES

21

Caso o tempo selecionado para efetuar a recarga da bateria, implique em um

valor da tensão de equalização acima da permitida pelo sistema, tem-se duas

opções:

Dotar o sistema de diodos de queda;

Desligar os consumidores quando da aplicação da carga de equalização.

A tentativa de uma ou outra solução deverá ser analisada em função do

esquema adotado para a alimentação das cargas.

Verifica-se também, que somente com uma determinada tensão de

equalização, a bateria pode atingir 100% de sua capacidade. Com base nas

curvas típicas de carga com tensão constante, determina-se qual poderá ser a

capacidade recolocada na tensão e tempo escolhido. Se for, por exemplo 90%,

acrescenta-se 10% da capacidade necessária ao sistema quando a bateria

estiver com 90% de sua capacidade.

g) Variação da Resistência Interna (Ri)

Durante a descarga de um acumulador e, portanto segundo seu estado de

carga, ocorre variação da resistência interna do elemento. Nos acumuladores

chumbo- ácidos, durante um ciclo de descarga, a densidade do eletrólito

diminui e, portanto, também à tensão, aumentando, por conseguinte, a

resistência interna.

357


SUBESTAÇÕES

22

h) Classificação quanto ao Serviço

Os acumuladores podem ser classificados em:

• Estacionários

• Tracionários

Os estacionários destinam-se a fornecer energia elétrica em casos de picos de

consumo, ou em caso de falha dos correspondentes carregadores.

Os tracionários destinam-se a fornecer energia para partida de motores de

combustão interna, acionamento de freios magnéticos, etc.

5.1.2 – CARREGADORES – RETIFICADORES

a) Equação geral

A figura 7 mostra o circuito elétrico de um carregador-retificador

A

VAC

I

Ip Ic ItRetifi-cador

Figura 7 – circuito elétrico de um carregador de bateria

Com base na figura 7, pode-se escrever:

I = Ip + Ic + It (1)

Onde:

358


SUBESTAÇÕES

23

Ip – perdas na baterias (por auto-descarga);

Ic – consumo permanente;

It – consumo transitório.

b) Tipos de Carregadores – Retificadores

Podem ser encontrados os seguintes tipos de carregadores –

retificadores:

• Não regulados, não ajustáveis (manual);

• Não regulados, mas com ajuste da tensão de carga e corrente de saída

(semi-automático);

• Regulados (automático).

A equação (1) definida acima, só é inteiramente satisfeita pelo

retificador automático. Desta forma, para subestações e centrais elétricas o

tipo de retificador apropriado é o automático para carga com tensão constante

e limitação de corrente.

O carregador-retificador automático consiste de um sistema de

transdutores ou SCR, que processam uma realimentação da informação de

saída para a entrada da ponte retificadora.A figura 8 ilustra o comentário

realizado.

359


SUBESTAÇÕES

24

Vnom.

V

IInom.(%) figura 8 – curva característica de um carregador-retificador.

A partir do joelho da curva o retificador funciona como gerador de

corrente constante e não de tensão. É uma auto-proteção contra solicitações

excessivamente altas.

c) Características Principais

De entrada:

• Tensão nominal

• Faixa de variação de tensão (± 15%)

• Frequência nominal

• Faixa de variação de frequência (± 5%)

• Fator de potência (0,6 a 0,85)

De saída:

• Corrente nominal (limitada ao valor nominal In – ajustável de 50% a

105% de In)

• Regulação estática e dinâmica da tensão de saída

• Tensão de “ripple”

360


SUBESTAÇÕES

25

• Tensão de recarga

• Tensão de Flutuação

• Eficiência

OBSERVAÇÕES:

1) Regulação estática da tensão de saída

Variação permissível da tensão de saída, em regime de flutuação ou de

carga, sem o emprego de baterias em paralelo com os carregadores.

Na condição de funcionamento em vazio, a variação da tensão de saída

não deve ultrapassar o dobro do valor especificado.

2) Regulação dinâmica da tensão de saída

Variação permissível da tensão de saída, após 150ms da aplicação de

um degrau de 50% da corrente nominal (crescente ou decrescente), entre 50%

e 100% do valor da corrente de saída do carregador, ou de um degrau de 5%

da de saída (crescente ou decrescente), em ambos os casos, com emprego de

carga resistiva e sem a bateria em paralelo com o carregador.

d) Unidade de Diodos de Queda (U.D.Q.)

Conforme descrito anteriormente às vezes é necessário evitar que a tensão de

saída C.C. ultrapasse um certo valor. Para isto, deve-se reduzir a tensão em

recarga ou mesmo em flutuação. A UDQ reduz automaticamente a tensão

mediante um sensor.

361


SUBESTAÇÕES

26

Para reduzir a tensão, emprega-se uma série de diodos cuja queda de tensão

varia muito pouco com a corrente, podendo-se adotar o valor médio de 0,8 V

por diodo, para efeito de cálculo, sempre que a corrente for superior a 10% em

relação à capacidade nominal da UDQ. A figura 9, identifica o diagrama

simplificado de uma unidade de diodos de queda.

SENSOR

1° ESTÁGIO 2° ESTÁGIO

Figura 9 - Diagrama Simplificado de uma UDQ.

5.2 – DIMENSIONAMENTO DOS ACUMULADORES

a) Cálculo da capacidade

A capacidade de uma bateria é a quantidade de eletricidade em ampere-hora,

corrigida para a temperatura de referência, fornecido pelo acumulador em

determinado regime de descarga até atingir a tensão final de descarga.

A adoção de um ciclo de descarga irá ter uma variação em função de cada

caso, mas para subestações e centrais elétricas, de uma maneira geral, deve-se

colocar a maior solicitação no final do ciclo.

As equação gerais para a determinação da capacidade da bateria, a partir de

um determinado ciclo de descarga são caracterizadas pelas equações 2 e 3.

362


SUBESTAÇÕES

27

nK)1nInI(

........3K

)2I3I(

2K)1I2I(

1K1ItC −−

++−

+−

+= (2)

)1nInI(nK........)2I3I(3K)1I2I(2K1I1KtC −−++−+−+= (3)

Os valores de K1 , K2 , ..., Kn são obtidos através das curvas de descarga e são

funções do tipo de bateria, do tempo, da tensão final requerida e da

temperatura.

Os valores de I1 , I2 , ..., In são obtidos em função dos ciclos de descarga.

A NIFE apresenta os valores de K para serem aplicados na equação (2).

A EXIDE e a C & D apresentam os valores de K para serem aplicados na

equação (3).

b) Consideração sobre o ciclo de descarga

- Cargas Permanentes

- São as que solicitam a bateria durante todo o ciclo de descarga, entre as

quais, destacam-se: sinaleiros, relés de intertravamento, fontes auxiliares

de relés estáticos, pontos anunciadores, oscilógrafos, telefonia.

- Cargas Não Permanentes

São as que solicitam a bateria durante um determinado tempo no ciclo de

descarga. As cargas não permanentes devem ser plotadas no ciclo de descarga

nos tempos correspondentes à sua entrada e saída do ciclo.

363


SUBESTAÇÕES

28

Cargas momentâneas que existem por fração de segundo devem ser

consideradas como tendo a duração de 1 minuto, pois a queda de tensão na

bateria causada por uma carga momentânea é praticamente a mesma após 1

minuto.

Quando cargas momentâneas ocorrem dentro do mesmo minuto, deve ser

verificado se existe ou não a possibilidade de serem simultâneas. Se existe a

possibilidade, as cargas deverão ser somadas, caso contrário toma-se, a maior.

A bateria deve ter uma capacidade suficiente para atender estas cargas

momentâneas. O valor da corrente da bateria para 1 minuto à tensão final,

deverá ser igual ou superior aos picos de corrente produzidos pelas cargas.

Caso contrário, tem-se uma queda de tensão nos terminais da bateria de valor

superior ao admitido pelo sistema.

Quando se perde o retificador, o comportamento da carga torna-se um valor

variável, isto é, conforme a tensão nos terminais da bateria atinja valores

decrescentes, a corrente alcança valores crescentes. Dada uma carga com

determinada potência deve-se, para determinar a corrente, dividir este valor da

carga pela tensão mínima que poderá aparecer nos bornes do equipamento,

quando a tensão nos terminais da bateria for a mínima admitida.

O cálculo da corrente, quando efetuado da maneira acima exposta, conduz a

um resultado conservativo, isto é, há um sobredimensionamento da

capacidade da bateria.

364


SUBESTAÇÕES

29

c) Efeito da Temperatura

Para as baterias chumbo- ácidos, após encontrar o valor de sua

capacidade nominal, deve-se fazer a sua correção para uma temperatura de

referência, a qual é dada por:

k110CCreal = (4)

onde:

k1 – constante que leva em consideração quando a temperatura é

diferente da referência. Este fator é fornecido pela tabela 4.

Tabela 4 – Valores de temperatura de referência

Para as baterias alcalinas não há necessidade de correção.

TEMPERATURA [°C] k1

0 0,72

5 0,80

10 0,86

15 0,91

20 0,96

25 1,00

30 1,02

35 1,04

40 1,07

365


SUBESTAÇÕES

30

d) Efeito do Envelhecimento

Após levar em consideração a correção dos efeitos da temperatura, deve-se

corrigir a efeito do envelhecimento natural. Para baterias alcalinas, há um

acréscimo de 10%, enquanto que para as baterias chumbo- ácidos, há um

aumento de 20 a 25%.

5.3 – DIMENSIONAMENTO DOS RETIFICADORES

O valor da capacidade nominal de um carregador é dado pela equação 5.

In = Ip + Icb (5)

Onde: Ip – corrente permanente

Icb – corrente de carga da bateria.

O valor da corrente de carga da bateria pode variar de 0,1 a 0,2 vezes a

capacidade em 10 horas, em função da tensão de recarga e do tempo desejado

para restabelecer a bateria a sua plena capacidade, conforme apresentado no

item anterior.

Este valor pode também ser calculado conforme a equação 6.

HnCK

cbI = (6)

366


SUBESTAÇÕES

31

Onde: K – é variável dependendo do tipo da bateria;

• Para baterias chumbo-ácidos: K = 1,10

• Para baterias alcalinas: K = 1,40

H – tempo escolhido para carregar a bateria. Este valor varia de 6

a 24 h. Para subestações e centrais elétricas, usa-se H = 10 h.

A potência de saída pode ser expressa pela equação 7.

Psaída = Vc . In (7)

ηsaídaP

entradaP = (8)

Onde: η - é a eficiência (rendimento)

Vc – é a tensão máxima em regime de carga.

5.4 – DIMENSIONAMENTO DA UNIDADE DE DIODOS DE QUEDA

(U.D.Q.)

Para verificação da necessidade e para o dimensionamento da unidade de

diodos de queda, baseia-se nas seguintes informações:

367


SUBESTAÇÕES

32

a – Tensão de trabalho máxima permissível pelo consumidor (Vmáx)

b – Tensão de trabalho mínima permissível pelo consumidor (Vmín)

c – Tensão de carga da bateria (V1)

d – Tensão de Flutuação da bateria (V2)

Se Vmáx ≥ V1 – não há necessidade de UDQ

Se Vmín < V1 – há necessidade de UDQ.

Neste caso, a queda de tensão necessária será dada por: ∆V = V1 – Vmáx

Se V2 ≤ Vmáx – recomenda-se apenas um estágio de UDQ

Se V2 > Vmáx – recomenda-se mais de um estágio de UDQ

Se (Vmáx - ∆V / n) < Vmín – recomenda-se aumentar n (número de

estágios até que ocorra o inverso).

Devem ainda, ser considerados nestes cálculos, os seguintes dados:

• Queda de tensão nos cabos entre bateria- retificador-consumidor;

• Estabilidade de tensão do retificador (± 1%);

• Precisão do sensor de tensão da UDQ (1%);

• Corrente que deve suportar a UDQ.

Para o cálculo de corrente da UDQ, pode-se aplicar o método simplificado,

levantando-se através da curva do fusível que protege o consumidor, tanto na

ausência quanto na presença de CA de alimentação e utilizar o diodo e o

contator seletivos com o fusível.

368


SUBESTAÇÕES

33

Quando utilizar a mesma curva de consumo na ausência e na presença de CA,

o fusível será único e portanto, os diodos e o contator são de mesma

capacidade. A figura 10 ilustra o exposto.

DIODOS FUSÍVEL

CONTATOR

UDQ

(Tipo 1)

Figura 10 – Proteção com um único fusível

Quando a curva de consumo na ausência de CA for diferente da curva de

consumo na presença de CA, tem-se dois fusíveis de proteção. A figura 11

ilustra o comentário exposto.

DIODOS FU 1

CONTATOR

UDQ

(Tipo 2)FU 2

Figura 11 - Proteção dos diodos por dois fusíveis. Sendo que o fusível 1 deve

ser seletivo com os diodos, enquanto que fusível 2 deve ser seletivo com o contator.

369


SUBESTAÇÕES

34

5.5 – CÁLCULO DO CURTO-CIRCUITO

Geralmente a máxima corrente de curto-circuito é da ordem de 9 a 12 vezes a

capacidade de descarga durante 1 minuto para 1,75 V. Normalmente é adotado

o valor de 10 vezes o valor da descarga de 1 minuto.

5.6 – PROTEÇÃO DOS CIRCUITOS

Para baterias de capacidade ≥ 200 Ah, o dimensionamento do dispositivo de

proteção é feito para suportar a corrente com tensão final de descarga de 1,75

V.

No caso de baterias menores de 200 Ah, recomenda-se utilizar um dispositivo

de proteção para suportar uma corrente igual a 1,5 vezes a capacidade de

descarga da bateria durante 1 minuto para uma tensão final de 1,75 V.

Os dispositivos de proteção devem atuar após 1 segundo em carga máxima.

Recomenda-se que os dispositivos de proteção dos circuitos individuais

devem suportar 1 / 3 da corrente necessária para o mecanismo de fechamento

dos disjuntores.

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APOSTILA DE SUBESTAÇÕES