comissionamento de cabos subterrâneos de média tensão em

UIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ

CETRO DE TECOLOGIA

DEPARTAMETO DE EGEHARIA ELÉTRICA

CURSO DE EGEHARIA ELÉTRICA

COMISSIOAMETO DE CABOS SUBTERRÂEOS DE

MÉDIA TESÃO EM PARQUES EÓLICOS

JORGE FELIPE SALGADO NOGUEIRA

Fortaleza

Junho de 2010

ii

JORGE FELIPE SALGADO NOGUEIRA

COMISSIOAMETO DE CABOS SUBTERRÂEOS DE

MÉDIA TESÃO EM PARQUES EÓLICOS

Monografia apresentada para a obtenção

dos créditos da disciplina Trabalho de

Conclusão de Curso do Centro de

Tecnologia da Universidade Federal do

Ceará, como parte das exigências para a

graduação no curso de Engenharia Elétrica.

Área de concentração:

Sistema Elétrico de Potência

Orientador: Prof. Alexandre Rocha

Filgueiras.

Fortaleza

Junho de 2010

iii

iv

“Tornar-se nobre por merecimento próprio é melhor do que ser nobre por nascimento”.

(Cícero)

v

A Deus,

Aos meus pais, Marilio e Rosemir,

Ao irmão, Marílio Salgado,

A namorada, Renata,

Aos meus familiares,

A todos os amigos.

vi

AGRADECIMETOS

A Deus, que me deu vida, saúde e inteligência, e que me dá força para

continuar a caminhada em busca dos meus objetivos.

Aos meus pais, irmão e namorada, pela dedicação e apoio que tem me dado e

sem os quais não alcançaria essa conquista.

Aos professores do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do

Ceará pelos ensinamentos e em especial ao meu orientador, Alexandre Rocha Filgueiras, que

se dispôs e muito colaborou para o engrandecimento desta monografia.

Aos colegas de trabalho da RMS Engenharia, pela ajuda e pelo tempo

concedido com explicações que me ajudaram tanto na parte teórica quanto prática do assunto.

Aos amigos de sala pela alegria, companheirismo e por tornarem esses anos de

faculdade muito especiais para mim.

vii

RESUMO

O presente trabalho proprõe uma metodologia de ensaios a serem aplicados

em comissionamento de cabos de média tensão instalados em redes subterrâneas utilizados na

distribuição de energia em parques eólicos.

Durante este trabalho, foram apresentados dois tipos de ensaios realizados em

cabos isolados, utilizando os equipamentos megohmetro e hipot que medem, respectivamente,

a resistência de isolamento e a capacidade da isolação do cabo suportar a tensão de operação,

dando confiabilidade ao sistema de distribuição subterrânea. Para a demonstração desta

proposta, foram apresentados resultados de ensaios feitos em um parque eólico modelo com a

potência de 50,4MW, composto de 24 aerogeradores, sendo divididos em 3 alimentadores

principais.

Os equipamentos de ensaios foram o hipot de 120 kVcc da Instronic, modelo

HT-120.05CC, e o megohmetro de 5kV da Metrel, modelo MI-2077, e os cabos de média

tensão ensaiados são compostos por condutor de fio de alumínio, blindagem do condutor

termofixo semicondutor, isolação em XLPE, blindagem da isolação composto por termofixo

semicondutor e cobertura em termoplástico de polietileno.

viii

ABSTRACT

The present work proposes one methodology to be used in testing and

commissioning of medium voltage cables installed on underground networks that are used on

power wind farms.

During this work, two tests were performed on insulated cables, using megger

and HIPOT, that measure, respectively, the insulation resistance and insulation capacity of the

cable to resist the operation voltage, giving reliability to the underground distribution system.

To demonstrate this proposal, the tests were made in model of a wind farm composed by 54

wind turbines with an output of 50.4MW, divided on three main feeders.

The test equipments were Hipot 120kVcc, model HT 120.05CC from

Isotronic, High Voltage Insulation Tester, model MI-2077 from Metrel and medium voltage

tested cables were composed by aluminum wire, insulation shield with XLPE, insulation

shield composed of semicondutor and external coverage with thermosetting thermoplastic

polyethylene.

ix

SUMÁRIO CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO .......................................................................................... 1

1.1 OBJETIVO ............................................................................................................ 3

1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................ 3

1.3 EQUIPAMENTOS UTILIZADOS ......................................................................... 4

CAPÍTULO 2 – DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA SUBTERRÂNEA ................ 5

2.1 APLICAÇÕES NO BRASIL .................................................................................. 5

2.2 CABOS UTILIZADOS EM RDS EM PARQUES EÓLICOS ................................. 7

2.2.1 CONDUTOR ........................................................................................... 8

2.2.2 SISTEMA DIELÉTRICO ......................................................................... 8

2.2.3 COBERTURA ....................................................................................... 11

2.3 MÉTODOS DE INSTALAÇÃO ........................................................................... 11

CAPÍTULO 3 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂNEA EM OPERAÇÃO ............ 16

3.1 FALHAS NOS CIRCUITOS DE RDS ................................................................. 16

3.2 ENSAIOS DO DIELÉTRICO ANTES E APÓS A INSTALAÇÃO ...................... 20

CAPÍTULO 4 – APLICAÇÃO DOS ENSAIOS EM RDS .................................................. 24

4.1 METODOLOGIA DOS ENSAIOS ....................................................................... 24

4.2 APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS DE ENSAIOS EM UM PARQUE MO-

DELO.................. ............................................................................................................. 28

CAPÍTULO 5 - CONCLUSÃO .......................................................................................... 41

REFERÊCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 42

APÊDICE A – DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES ....................................... 44

APÊDICE B – CÁLCULO DA QUEDA DE TENSÃO ................................................... 47

APÊDICE C – CÁLCULO DAS PERDAS ELÉTRICAS ................................................ 56

Introdução

1

1 ITRODUÇÃO

No Brasil cerca de 97% das redes de distribuição de energia elétrica são aéreas

(RDA) e os 3% restantes são redes subterrâneas (RDS). Esses últimos, concentram-se nas

regiões centrais das grandes cidades e em alguns locais específicos, como redes internas de

parques eólicos. A RDA tem baixo investimento inicial, porém possui alto custo de operação,

além de manutenção de podas em árvores. Estima-se que os gastos com podas são 10 dólares

por árvore, perfazendo um total de 4 a 7 milhões de dólares por ano em uma cidade de grande

porte. Por outro lado, a RDS possui maior investimento inicial, contudo menor custo em ma-

nutenção[1].

Na RDA, uma vez que os cabos ficam expostos, as intervenções para consertos

também precisam ser frequentes. Os danos são causados por raios (descargas atmosféricas),

ventos, pássaros, chuvas, contaminação ambiental (poluição, salinidade) e acidentes com veí-

culos que atingem postes. Ademais, é grande o número de pessoas que morrem todo ano de-

vido aos acidentes com os fios, que em sua maioria são construídos com cabos não-isolados.

A RDS proporciona maior confiabilidade, segurança, integração com o meio

ambiente, valorização da área e não possui interferência com arborização. Todavia, sua des-

vantagem é em relação a derivações complexas e alto investimento inicial, com utilização de

itens, como cabos de energia de média tensão com isolação elétrica adequada, podendo chegar

a dez vezes mais que a rede convencional [1].

A isolação elétrica é uma das mais importantes partes dos componentes de alta

tensão e sua qualidade determina a confiabilidade dos diversos equipamentos elétricos utiliza-

dos na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, tais como cabos, isoladores,

transformadores, geradores e motores.

Em sistemas de distribuição subterrânea são utilizados cabos de energia com

isolação elétrica constituídos de materiais poliméricos sintéticos, termofixos, dos quais, desta-

cam-se o polietileno reticulado (XLPE) e a borracha etilenopropileno (EPR), devido a suas

excelentes propriedades dielétricas, propiciando elevada rigidez dielétrica e a alta resistivida-

de volumétrica.

A camada dielétrica é projetada para suportar diversos estresses, aos quais fica

submetida durante sua vida. Estes estresses são normalmente classificados em quatro tipos, a

saber: elétrico (campo aplicado, tensão, frequência de operação e sobretensões), térmico

Introdução

2

(temperatura de operação e gradientes de temperatura), mecânico (vibração e torção) e ambi-

ental (umidade), podendo agir sobre o sistema de isolação de forma individual ou combinada.

Os cabos isolados de média tensão empregados em RDS mantem um campo

elétrico confinado e baixa influência do campo magnético no meio. Em campo, eles podem

ser instalados em dutos ou diretamente enterrados no solo. Para qualquer uma dessas situa-

ções, o ambiente no qual o cabo está imerso experimentará vários estresses. Ainda, estão as-

sociados à alta confiabilidade, com índices reduzidos de interrupção devido às suas caracterís-

ticas construtivas que impedem a ocorrência de perturbações devido aos fenômenos climáti-

cos, mecânicos ou humanos. No entanto, quando ocorrem as falhas em cabos subterrâneos são

de custo mais elevado, pois exige a substituição da seção de linha defeituosa para o restabele-

cimento do sistema. De forma distinta as redes aéreas, onde a localização de defeitos pode ser

realizada por meio de inspeções visuais, a topologia subterrânea impossibilita a utilização

desta abordagem [2].

Todavia, deve ser observado que os estresses podem levar a degradação da

isolação do cabo, como arborescência em água, este tipo de degradação é devido aos meca-

nismos de migração de água contendo íons na presença de campo elétrico. Ademais, por mais

cuidadoso que seja o controle de qualidade durante o processo de manufatura dos condutores

é praticamente impossível evitar a presença de defeitos no produto final, tais como vazios que

são fontes geradoras de descargas elétricas parciais internas.

A evolução da arborescência e ocorrência contínua de descargas, quando sob

estresse elétrico, leva à progressiva deterioração das propriedades físicas dos materiais isolan-

tes podendo vir, em última instância, a causar a falha do equipamento por ruptura, comprome-

tendo o desempenho e a confiabilidade dos sistemas de distribuição subterrâneos [2].

O rompimento de isolação em cabos de média tensão gera em sua volta um

campo magnético, devido à tensão elevada, como também um campo elétrico em suas proxi-

midades com valores consideráveis, suficiente para provocar distúrbios de fuga de corrente.

Considerando, por exemplo, que três cabos com tensão de 34,5kV entre eles, havendo rompi-

mento da isolação em apenas um cabo haveria um "vazamento de corrente" neste local. No

caso, distribuição estrela aterrada, teríamos 19,92 kV de tensão entre o cabo e o meio (terra),

onde o cabo se encontra. Como o meio em que está o condutor normalmente é úmido por es-

tar enterrado haverá uma condutividade maior, ou seja, uma corrente igual à tensão no local

de ruptura dividido pela resistência elétrica entre o cabo e o meio.

O ensaio de tensão aplicada é o método mais comum e usual para diagnóstico e

detecção de falhas presentes na isolação elétrica, sendo amplamente utilizado em testes de

Introdução

3

cabos e acessórios (emendas e terminais). Normalmente os ensaios são realizados, em condu-

tores de média tensão blindados e pela aplicação de tensão elétrica contínua entre condutor e

blindagem aterrada.

Os ensaios de corrente contínua, aplicados a cabos com processo de isolação

forçada de forma semi-contínua, ou seja, isolação extrudada, principalmente em instalações

antigas, podem causar o envelhecimento precoce ou danos permanentes. Por outro lado, um

ensaio preventivo elimina, em momento conveniente, os defeitos incipientes que poderiam

ocorrer durante a operação do sistema, provocando transtornos e perdas monetárias [3].

1.1 OBJETIVO

Dois fatores principais motivaram o desenvolvimento deste estudo. Primeiro,

do ponto de vista de engenharia, a técnica de localização e detecção de falhas em sistema de

distribuição em média tensão se apresenta como uma importante ferramenta de diagnóstico e

localização de defeitos em sistemas de isolação. Segundo, do ponto de vista econômico, a

aplicação de técnicas de comissionamento evita lucros cessantes principalmente em parques

eólicos.

O presente trabalho objetiva criar um roteiro com métodos de ensaios e instala-

ção adequada e testes que garanta a confiabilidade do sistema de distribuição subterrâneo em

parque eólico. Para tal fim será utilizado um Parque Modelo, JS WIND, usando dados de um

parque já existente, criando sugestões de aprimoramento para solucionar problemas encontra-

dos em testes e ensaios elétricos de isolação elétrica em condutores enterrados.

1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO

Para o desenvolvimento deste trabalho, foi realizada uma pesquisa bibliográfi-

ca em empresas de energia, normas e na literatura especializada, no sentido de se obter subsí-

dios adicionais que contribuíssem para o desenvolvimento da monografia. Como resultado

desta revisão bibliográfica, adotou-se uma estrutura de trabalho em quatro capítulos, cujos

conteúdos serão descritos a seguir.

No capítulo 2 está apresentado todos os aspectos teóricos relevantes para o

entendimento do trabalho como um todo. Inicialmente, mostra-se um panorama de como se

encontra a utilização de redes subterrâneas em sistemas de distribuição elétrica de média ten-

Introdução

4

são. Com isso, serão explanados conceitos sobre a estrutura geral de condutores elétricos, bem

como os diversos tipos existentes no mercado e os métodos de instalações subterrâneas.

Os princípios dos ensaios de cabos de média tensão para detecção de defeitos

que possam interferir no funcionamento adequado de cada um deles, assegurando que os con-

dutores isolados e seus acessórios estejam aptos para entrarem em operação, com qualidade e

segurança, serão detalhados no capítulo 3.

No capítulo 4 está apresentado um roteiro de testes e ensaios elétricos para

detecção de falhas e diagnósticos em cabos subterrâneos, abrangendo aspectos constantes e

também ausentes na norma NBR 7287. Este roteiro mostra alguns testes e ensaios elétricos

que devem ser realizados, indicando inclusive, equipamentos necessários para os testes e pro-

cedimentos passo a passo de como realizá-los. Além disso, será analisado um estudo de caso

visando exemplificar na prática os procedimentos realizados em campo. Este estudo utiliza

como base um parque eólico, cujo nome do modelo é JS Wind, constituído de 24 torres, capa-

cidade de gerar 50,4MW e tensão na rede de distribuição subterrânea de 34,5 kV.

No capítulo 5 está apresentado conclusões do trabalho, bem como sugestões

para pesquisas futuras, dando continuidade assim ao tema abordado.

1.3 EQUIPAMETOS UTILIZADOS

Megohmetro

Modelo: MI-2077

Fabricante Metrel

Aparelho para aplicação de tensão aplicada (HIPOT)

Modelo: HT-120.05CC

Fabricante: Instronic

Termohigrômetro

Modelo: MS6505

Fabricante: Instronic

Capítulo 02

5

2 DISTRIBUIÇÃO DE EERGIA ELÉTRICA SUBTERRÂEA

2.1 APLICAÇÕES O BRASIL

Segundo [12], o aumento da população e as novas instalações em uma região

caracterizam muitas vezes um crescimento desordenado na rede de distribuição aérea de ener-

gia elétrica. A disputa entre as árvores nas calçadas e as redes elétricas pelo mesmo espaço é

sem dúvida um dos principais problemas existentes numa cidade. Além disso, a maioria das

árvores, uma vez podadas, começa a brotar em direção aos condutores elétricos precisando de

novas manutenções em curto espaço de tempo.

A rede convencional aérea fica totalmente desprotegida contra as influências

do meio ambiente, situações adversas, apresenta alta taxa de falhas e exige que sejam feitas

podas drásticas nas árvores, visto que o simples contato com do condutor com um galho de

árvore pode provocar o desligamento de parte da rede. Interrupção no fornecimento de ener-

gia não planejado pode causar uma situação insustentável. Muitas das interrupções duram

horas até serem restabelecidas, por isso mesmo, é incalculável o prejuízo que tais falhas no

fornecimento de energia acarretam, pois poderão haver perda de muitos dias de trabalho (lu-

cros cessantes).

O custo inicial pode ser um empecilho para a construção de redes subterrâneas,

no entanto, existem muitas outras características que jogam a favor como, por exemplo: maior

confiabilidade na distribuição, redução significativa de interferência externas, menor custo de

manutenção, aumento da segurança da população devido à tecnologia avançada dos equipa-

mentos e instalações.

Segundo análise comparativa dos custos de diferentes redes de distribuição de

energia elétrica, o sistema subterrâneo de distribuição de energia elétrica é mais complexo que

o sistema aéreo, apesar do custo mais elevado, para sua instalação e manutenção apresenta

uma série de benefícios, como [12]:

• Redução significativa das interrupções pela diminuição da exposição

dos circuitos aos agentes externos, incrementando a confiabilidade do

serviço.

• Eliminação dos circuitos aéreos, o que melhora bastante a aparência do

sistema e principalmente, ajuda a preservar as árvores, contribuindo,

Capítulo 02

6

consequentemente, para o melhoramento do aspecto visual das cidades

e conservação do meio ambiente.

• Aumento da segurança para a população, com a redução do risco de a-

cidentes por ruptura de condutores e contatos acidentais.

• Redução dos custos de manutenção, como podas de árvores e desloca-

mento de turmas de emergência .

Deste modo, as RDS estão sendo cada vez mais utilizadas porque trazem gran-

des benefícios de segurança, confiabilidade e em alguns locais, até mesmo benefícios econô-

micos. Quando se somam os custos de poda de árvore, da interrupção do fornecimento de

energia, dos custos sociais, da falta de segurança e da não-produção, fica mais fácil notar que

ao longo do tempo as redes subterrâneas são vantajosas, tanto para quem instala quanto para

quem as utiliza. Um exemplo disso são condomínios que optaram por instalações subterrâ-

neas, explicitando uma valorização do patrimônio que supera o investimento feito. Outra de-

monstração dessa vantagem é a instalação de RDS em usinas eólicas, devido à confiabilidade,

redução do custo de manutenção e diminuição da contaminação ambiental, evitando possíveis

perdas monetárias no momento de interrupção de fornecimento de energia [9].

A enorme diferença do custo inicial se deve principalmente ao condutor, que

na média tensão passa a desenvolver uma filosofia de construção completamente diferente. Na

linha aérea de distribuição de energia o ar é utilizado como isolante, pois possui uma alta rigi-

dez dielétrica, além dos condutores ficarem localizados em uma altura inacessível para os

transeuntes. No entanto, nas instalações subterrâneas o isolante passa a ser o material sintético

em volta do cabo. Por isso, ele deverá ter uma espessura suficiente para suportar esforços do

campo elétrico do condutor ao meio externo.

Esses esforços tem que ser uniformes, porque como o espaço é pequeno pode

haver rompimento do dielétrico. Outro problema apresentado é que os cabos podem estar lo-

calizados a uma distância próxima aos transeuntes e assim os campos eletromagnéticos cria-

dos ao redor do condutor induziriam correntes perigosas no ambiente. Por essa razão, os ca-

bos de média tensão isolados precisam ser blindados e aterrados para confinar o campo elétri-

co no seu interior. Essa blindagem é de difícil construção e tem que ser feita em toda a exten-

são da rede o que leva ao seu encarecimento [9].

Capítulo 02

7

2.2 CABOS UTILIZADOS AS RDS EM PARQUES EÓLICOS

O elevado custo inicial para a aplicação de RDS é atribuído ao emprego de

condutores com isolação adequada. A qualidade da isolação elétrica determina a confiabilida-

de dos equipamentos elétricos utilizados na distribuição, tais como cabos, transformadores,

geradores e motores.

Os cabos elétricos tem a finalidade de conduzir energia elétrica, sendo classifi-

cados comercialmente em três classes de acordo com a tensão elétrica aplicada. Essa classifi-

cação é feita de acordo com a maioria dos fabricantes de condutores elétricos. Condutor de

baixa tensão possui a tensão de isolamento em até 1 kV, média tensão de 1 kV até 35 kV e

alta tensão acima de 35 kV. É importante salientar que essa classificação pode variar de acor-

do com o fabricante, principalmente a distinção entre condutores de baixa e média tensão

[13].

A estrutura construtiva do cabo vai depender fundamentalmente da sua tensão

de isolamento, de sua aplicação e utilização. O elemento de transporte de energia elétrica de

média tensão mais utilizada em usinas eólicas são os cabos singelos, sendo compostos pelo

condutor, sistema dielétrico e proteção externa, descritos posteriormente.

A figura 2.1 apresenta as camadas construtivas de um cabo de média tensão

utilizado em RDS.

Figura 2.1 – Camadas construtivas do cabo de média tensão.

Capítulo 02

8

2.2.1 CODUTOR

Os materiais normalmente utilizados como condutores elétricos são o cobre e o

alumínio. A seleção do material condutor leva em conta a capacidade de condução de corrente

(ampacidade), custo e, algumas vezes, a massa do cabo.

Os condutores dos cabos de energia podem ser formados por um único fio ou

pela reunião de vários fios formando cordas. As cordas são formadas de modo a se chegar a

diferentes graus de flexibilidade, a qual depende da relação entre a seção total do condutor e a

do fio elementar.

De um modo geral, quanto maior for o número de fios componentes mais fle-

xível será o cabo, porém também haverá a tendência de um custo mais elevado para o produto

acabado, devido a um maior número de operações de trefilação e encordoamento.

Na estrutura construtiva pode ser adicionado o bloqueio do condutor que tem a

finalidade de eliminar a possibilidade de migração de água pelo condutor, através do preen-

chimento de um material compatível entre os espaços internos vazios entre os fios componen-

tes do condutor. Normalmente, os tipos de bloqueio se apresentam na forma de massas poli-

méricas, pó, fios ou fitas de bloqueio. A construção bloqueada impede a corrosão dos condu-

tores de alumínio isolados e o surgimento do fenômeno de arborescência em água (“water

treeing”), devido à presença de água nos condutores, em cabos com isolação polimérica para

média tensão.

2.2.2 SISTEMA DIELÉTRICO

Em condutores de média tensão, o sistema dielétrico é composto pela blinda-

gem do condutor, blindagem da isolação e a isolação.

A blindagem do condutor constituído por materiais poliméricos condutores

não-metálicos, normalmente chamados de semicondutores, tem como principal finalidade

transformar a superfície irregular em uma superfície praticamente cilíndrica e lisa. Com isto,

ocasiona a diminuição substancial de concentrações de campo elétrico na isolação.

A blindagem da isolação é normalmente constituída por meio de uma parte

semicondutora, equalizando o campo elétrico através de uma distribuição radial e simétrica.

Ademais, associado a uma parte metálica para o transporte das correntes capacitivas e de cur-

to-circuito do sistema.

Capítulo 02

9

A blindagem do condutor e a blindagem da isolação mantendo contato perfeito

com as superfícies externas eliminam espaços vazios na estrutura do cabo, evitando a ocor-

rências de descargas parciais. As duas blindagens deverão ser composta através de camada

extrudada, obtendo uma espessura média de 0,4mm e espessura mínima de 0,32mm.

Para ser efetiva a blindagem do condutor deve ter resistividade máxima de 50.000Ω.cm a

70°C para compostos termoplásticos e 100.000Ω.cm a 90°C para compostos termofixos

(TEXEIRA JUNIOR, 2004, p. 28).

Em RDS utilizadas em parque eólicos é mais comum a utilização de cabos de

energia com isolação elétrica constituídos de materiais poliméricos sintéticos, termofixos, dos

quais destacam-se o polietileno reticulado (XLPE) e a borracha etilenopropileno (EPR), devi-

do a suas excelentes propriedades dielétricas, propiciando elevada rigidez dielétrica, a alta

resistividade volumétrica e baixas perdas dielétricas.

As isolações termofixas são obtidas a partir da extrusão e reticulação do material, capaz de

manter o seu estado físico mesmo em regimes onde altas temperaturas estão envolvidas a-

lém do limite admissível, carbonizando-se sem tornar-se líquido (TEXEIRA JUNIOR,

2004, p. 32).

Com isso, permite que mais potência possa ser transportada para a mesma se-

ção de condutor do que o similar termoplástico e, principalmente, em sistemas onde se tem

alto nível de curto-circuito.

Os termofixos podem ser instalados diretamente ao solo por serem materiais

resistentes ao fenômeno de “water treeing”, desde que adequadamente formulados. No caso

do XLPE é necessária a adição de ingrediente retardante na sua base polimérica.

Na tabela 2.1 são apresentadas as características gerais da isolação dos termo-

fixos XLPE e EPR, através de valores típicos não devendo ser utilizados para especificações.

Capítulo 02

10

Tabela 2.1 – Características de isolação.

Característica ominal Material

XLPE EPR

Rigidez dielétrica (kV/mm) CA 50 40 Impulso 65 60

Fator de perdas (tg&) 0,0005 0,003 Constante dielétrica(ɛ) 2,3 2,6 – 3,0 ɛ. tg&(x103) 1,15 7,8 – 9,0 Resistividade térmica(°C.m/W) 3,5 5,0 Estabilidade em água regular ótima Flexibilidade ruim ótima

Limites Térmicos (°C) Permanente 90 90 Sobrecarga 105-130 130 Curto-circuito 250 250

A espessura da isolação de um cabo de energia é determinada de modo que

esteja garantida a sua integridade mecânica e elétrica durante os processos de fabricação, ins-

talação e operação. Portanto, tem que suportar gradiente de potencial máximo especificado,

tanto em condições de operação normal quanto em condições transitórios de impulso.

Através da Equação 2.1, pode-se determinar gradiente de potencial máximo

para uma estrutura coaxial.

)1ln(r

tr

VoE

+

= (2.1)

Onde:

E – Gradiente de potencial (kV/mm);

Vo – Tensão fase-terra (kV);

r – Raio da blindagem do condutor (mm);

t – Espessura da isolação (mm).

No entanto, as espessuras da isolação para cabo de média tensão são normal-

mente fixadas por normas, independentemente da variação da seção dos condutores. Além

disso, podem ser observados diferentes gradientes de potencial para cada seção de condutor,

desde que sejam mantidas fixas a tensão de isolamento e a espessura de isolamento [3].

Capítulo 02

11

2.2.3 Cobertura

A cobertura é aplicada sobre a blindagem da isolação, por extrusão, e é deter-

minada pelas características elétricas, mecânicas e químicas. Os materiais normalmente utili-

zados em cabos para usinas geradoras como cobertura são os termoplásticos, como o policlo-

reto de vinila (PVC) e o polietileno (PE), devido à boa resistência à brasão, impermeabilidade

e estabilidade térmica.[3]

2.3 MÉTODOS DE ISTALAÇÃO

Existem quatro modalidades de instalações subterrâneas para cabos de energia,

são elas: instalação em dutos subterrâneos, instalação direta no solo, instalação em canaletas e

instalação em bandejas. A maneira de se instalar um cabo tem grande influência não somente

no investimento inicial, mas também no custo operacional e na continuidade de serviço do

sistema.

Em sistemas de distribuição urbanos e industriais de grande porte a instalação

em dutos é normalmente a mais difundida. Isto se deve ao fato de, apesar do custo de implan-

tação ser bastante elevado, permite a ampliação dos sistemas com a instalação de novos cir-

cuitos e também a substituição de um lance defeituoso em um tempo mínimo.

Instalações de cabos em canaletas ou sobre bandejas são restritas respectiva-

mente as instalações em usinas e subestações com trechos de pequenos comprimentos ou no

interior de instalações industriais.

Na figura 2.2 apresenta instalação elétrica subterrânea com cabos dentro de

dutos flexíveis.

Capítulo 02

12

Figura 2.2 – Instalação subterrânea em dutos.

A instalação de condutores direto no solo vem sendo cada vez mais difundida,

devido principalmente ao atrativo econômico. Esta, que no passado era restrita a cabos de

iluminação pública, instalados em parques e jardins, hoje em dia se estende também aos mo-

dernos sistemas de distribuição. A principal desvantagem desta maneira é no que diz respeito

ao tempo necessário às substituições de cabos defeituosos e à limitação do número de circui-

tos na mesma vala. Atualmente, sua aplicação é bastante difundida no caso de cabos para

transmissão subterrânea, em sistemas radiais urbanos e sistemas de distribuição interna de

parques eólicos de geração de energia.

A tendência é da especificação de cabos de baixa tensão multipolares armados

e de cabos de média tensão unipolares não armados, sendo que neste caso a responsabilidade

da proteção contra danos mecânicos, provenientes de escavações, fica por conta de lajotas de

concreto dispostas ao longo da rota dos cabos ou simplesmente por fitas de polietileno com

inscrições de alerta.

O método de lançamento direto dos cabos na vala é normalmente preferido em

relação ao puxamento sobre os roletes. Esse, dispensa o uso de acessórios especiais e não

submete o cabo a esforços de tração durante a instalação, no entanto, em centros urbanos a

dificuldade quase sempre consiste na obtenção de espaço físico para o deslocamento do carre-

tel ao longo da rota do sistema. A limitação do lance a ser instalado se deve principalmente à

existência de obstáculos ao longo da rota, ou seja: tubulações de água, gás, óleo, etc. e ao lan-

ce máximo de fabricação do cabo. Em parques eólicos não possuem estes obstáculos facili-

tando a aplicação deste método, apenas limitando-se ao comprimento máximo de confecção

dos condutores. A execução pode ser simultânea com a abertura da vala, ou seja, a bobina de

cabo é acoplada a uma escavadeira específica que, ao mesmo tempo abre a vala e lança o

condutor [3].

Segundo [10], os circuitos de distribuição de média tensão em parques eólicos,

quando singelos e instalados em trifólio, devem sofrer uma amarração em espaços regulares a

fim de garantir esta configuração. Devem ainda, ser protegidos contra as deteriorações causa-

das por movimentação de terra, contatos com corpos duros, choques de ferramentas em caso

de escavações, bem como contra umidade e ações químicas causadas pelos elementos do solo.

As características da carga e a resistividade térmica real do solo influenciam sobre a capaci-

dade de condução de corrente destes cabos de média tensão.

Capítulo 02

13

A figura 2.3 apresenta cabos de média tensão sendo instalados diretamente no

solo de rede de distribuição de usinas eólicas.

Figura 2.3 – Instalação de uma RDS de usina eólica.

Como prevenção contra os efeitos de movimentação de terra, os cabos devem

ser instalados, em terreno normal, pelo menos a 0,90 m da superfície do solo. Essas profundi-

dades podem ser reduzidas em terreno rochoso ou quando os cabos estiverem protegidos, por

exemplo, por eletrodutos que suportem sem danos as influências externas as que possam ser

submetidos.

Segundo [3], o lance máximo de fabricação dos condutores de média tensão

implica na instalação de acessórios, como emendas e terminais. Estes, muitas vezes, são con-

siderados os pontos mais frágeis do sistema. Isto se deve ao fato de as estatísticas de falhas

em sistemas de cabos elétricos apontarem um maior número de defeitos em acessórios.

Capítulo 02

14

As falhas de especificação e principalmente as de montagem são as principais

causas de defeitos em acessórios. A importância do entendimento da tecnologia envolvida,

bem como a perfeita compreensão dos métodos de montagem contribuem para a correta espe-

cificação, resultando em uma probabilidade de sucesso na rede.

Os terminais e emendas devem levar em consideração o campo elétrico e con-

dições do ambiente. Uma perfeita coordenação entre o índice de confiabilidade do sistema,

dos cabos e dos terminais é primordial a fim de se evitar pontos fracos no sistema. E estes,

quase sempre, implicando em perdas monetárias tanto no decorrer da operação quanto durante

a implantação do sistema de energia elétrica.

A interrupção do circuito da blindagem quando se instala um acessório ocasio-

na uma distorção no campo elétrico, deixando de ser radial e uniforme. No entanto, pode-se

utilizar métodos de alívio capacitivo, alívio dielétrico e alívio resistivo não-linear para tornar

uniforme o campo elétrico, através de cone de alívio de tensões, recobrimento de uma parte

do isolamento do cabo com material de alta constante dielétrica e aplicação de um pequeno

comprimento de material resistivo sobre a superfície do isolamento do cabo, respectivamente,

a partir do término da blindagem.

A confecção de uma emenda e o procedimento sistemático de reconstituir um

trecho do cabo no campo dando continuidade elétrica e dielétrica com um grau de confiabili-

dade relativamente alto. Os dielétricos dos acessórios devem ser altamente compatíveis quí-

mica e termicamente com os dos cabos, e as superfícies de contato de ambos os dielétricos

devem ser tais que não permitam descargas parciais durante a operação do sistema.

Os materiais da blindagem devem ter condutância suficiente para eliminar ele-

trostaticamente a tensão induzida e transportar correntes capacitivas e de fuga. As correntes

induzidas eletromagneticamente e de sequência zero provenientes de defeitos, normalmente

são transportadas pela reconstituição da blindagem metálica dos cabos.

A cobertura deve ser provida de selagem física contra a penetração de umidade

para resistir ao ataque de contaminantes presentes no universo da instalação. Com isso, é im-

prescindível que seja seguido com rigor o projeto e instruções de montagem, e observada a

limpeza dos cabos e materiais envolvidos.

Capítulo 3

16

3 REDE DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂEA EM OPERAÇÃO

3.1. FALHAS OS CIRCUITOS DE RDS

Os cabos isolados utilizados em sistemas de distribuição subterrânea, quando

em operação, estão sujeitos aos seguintes estresses: campo elétrico aplicado, gradientes de

temperatura no cabo, variações de temperatura ambiente e umidade. A atuação combinada

destes estresses pode levar a degradação da isolação do cabo, apesar da excelente estabilidade

térmica e elevada rigidez dielétrica.

Um dos principais fenômenos de degradação que atua nos cabos isolados são

as arborescências, conhecido também pela expressão “treeing”. Este fenômeno tem como cau-

sa principal a influência de campo elétrico e umidade, ocasionando ruptura elétrica parcial do

sistema dielétrico. O processo de deterioração da rigidez dielétrica apresenta caminhos que se

assemelham as árvores. Após o início do fenômeno, muitas vezes, este processo pode durar

anos até que se rompa o dielétrico, perdendo assim sua capacidade de isolação [14].

Segundo [13], as arborescências podem ser classificadas em três categorias:

elétrica, “water trees” e a eletroquímica.

A arborescência elétrica, denominada de “electrical tree”, desenvolve-se nor-

malmente em falhas do sistema dielétrico sob campo elétrico intenso e são acompanhados

pelo processo de ionização e descargas parciais. A “electrical tree” propaga-se por canais va-

zios dentro do dielétrico, devido à decomposição do material.

Na figura 3.1 apresenta uma degradação realizada por arborescência elétrica

em cabo com isolação XLPE, antes da ruptura da rigidez dielétrica.

Figura 3.1 – Arborescência elétrica.

Capítulo 3

17

A arborescência em água, também chamada de “water tree”, ocorre a partir da

influência de uma gradiente elétrico combinado com a penetração de umidade em caminhos

estreitos. A “water tree” pode ser visível e a deterioração apresenta-se de forma difusa e tem-

porária, parecendo com árvores.

Segundo [13], quando a energia que alimenta a evolução de uma “water tree” é

retirada ou a fonte de umidade é eliminada, a maioria da água injetada difunde-se e evapora, e

a arborescência desaparece. Esse desaparecimento indica que os caminhos da arborescência

são fechados com a retirada da umidade, pois, caso contrário, ficariam ainda mais visíveis

quando a água fosse substituída por ar.

Na figura 3.2 apresenta os pontos de falhas de “water tree” na isolação de ca-

bos de média tensão.

Figura 3.2 – Estrutura do “water tree”.

A “water tree” pode ser subdivida em duas categorias: “Bow-tie tree” e “Ven-

ted tree”. Este último, formado por canais longos e estreitos, a degradação é iniciada pela su-

perfície da isolação, através de uma imperfeição ou concentração de gradiente elétrico, po-

dendo causar a ruptura do dielétrico sem decompor sua estrutura externa enquanto progride. O

“bow-tie tree” em forma de gravata de borboleta, inicia-se no interior do volume da isolação,

devido à presença de impurezas e vazios, propagando-se lateralmente e em direções opostas,

ao longo das linhas do campo elétrico.

Capítulo 3

18

Na figura 3.3 apresenta a degradação da isolação por “bow-tie tree”.

Figura 3.3 – Falha na isolação por “bow-tie tree”.

Na figura 3.4 apresenta a degradação da isolação por “vented tree”.

Figura 3.4 – Evolução do fenômeno “vented tree”.

No caso, o “bow-tie tree” leva a uma degradação lenta e geralmente não leva o

cabo a falhar em serviço, devido à baixa concentração de umidade no interior da isolação.

Porém, o “vented tree” realiza uma degradação de com maior intensidade, reduzindo a estabi-

lidade do dielétrico até a perfuração da isolação, com isso inicia a conversão de um “water

tree” em um “electrical tree”.

Capítulo 3

19

Na figura 3.5 apresenta a evolução de um fenômeno “vented tree” até a conver-

são em “eletrical tree”. Com isso, houve descargas parciais, ocasionando o rompimento do

sistema dielétrico.

Figura 3.5 – Descargas parciais em cabos de média tensão.

Por último, a arborescência eletroquímica é causada pela contaminação quími-

ca, devido à migração dos produtos da corrosão do condutor, podendo ser também pela mi-

gração da umidade, contendo na água íons solúveis.

A penetração de água pelo condutor e pela blindagem ocasiona um envelheci-

mento acelerado, ocasionando uma degradação da rigidez dielétrica. Portanto, os equipamen-

tos utilizados para transporte de energia de média tensão que devam operar em contato com a

água ou em ambientes úmidos, devem ser especificados uma construção bloqueada. No caso

de isolação de XLPE é necessário a adição de retardantes em arborescência na base poliméri-

ca, melhorando a estabilidade do sistema dielétrico quando em contato com água. Já cabos

com isolação em EPR são muito menos susceptíveis ao fenômeno “treeing”[4].

Capítulo 3

20

Segundo [13], ressalta que o fenômeno “treeing” não é o maior causador de

falhas em cabos subterrâneos. Cerca de 90% dos defeitos se dão por causas mecânicas, sendo

que dentro dos 10% restantes muitos defeitos estão localizados nas emendas e terminações e a

maioria deles tem causas não perfeitamente determinadas, entre os quais se inclui o “treeing”.

A figura 3.6 apresenta a realização de uma emenda em cabo subterrâneo, fal-

tando a reconstituição da blindagem da isolação e a cobertura.

Figura 3.6 – Emenda em cabo de média tensão.

3.2. ESAIOS DOS DIELÉTRICOS ATES E APÓS A ISTALAÇÃO

As condições gerais para o ensaio de tensão no dielétrico para cabos de energia

são baseadas nas recomendações das normas de fabricação e experiências de concessionárias

de energia elétrica adquirida ao longo do tempo.

No teste de um circuito subterrâneo, após a sua instalação e antes da sua entra-

da em serviço, deve-se verificar sua confiabilidade no que se refere à instalação propriamente

dita e à montagem dos acessórios (emendas e terminais). Com isto, garante-se o seu desempe-

nho perante todo o sistema elétrico a ele associado. Este teste consiste em dois ensaios para

detecção de falhas. Primeiro, o ensaio de medição da resistência de isolamento do condutor.

Segundo, o ensaio de tensão de corrente contínua (CC) aplicada entre o condutor e a blinda-

gem metálica.

Capítulo 3

21

Por outro lado, a experiência nacional e internacional das concessionárias de

energia elétrica tem demonstrado que testes consecutivos e prolongados, durante o período de

vida ativa dos cabos, levam a um envelhecimento precoce do dielétrico.

Segundo [3], adota-se principalmente ensaio em corrente contínua, pois este

está condicionado aos seguintes fatores:

• Os ensaios com tensão alternada (Vca) exigem equipamentos de grandes

dimensões e alto custo, devido a necessidade de grandes potências.

• Os ensaios com tensão alternada, em cabos longos, produzem altos valores

de corrente de carga.

• Os ensaios com corrente contínua (CC) são menos destrutivos do que os de

corrente alternada.

• Os ensaios com corrente contínua são previstos nas Normas dos Cabos de

Potência.

Os cabos de média tensão deverão inicialmente passar no teste de medição da

resistência de isolamento, através da injeção de corrente contínua com megômetro de tensão

entre 500V e 5.000V, pelo período de 1 a 5 minutos. Os resultados obtidos, Rmed, neste teste

deverão ser comparados com o nível de isolação estabelecido pela norma específica de cada

tipo de isolação. Após a aprovação deste teste, deve-se iniciar o ensaio de tensão aplicada

[11].

O ensaio da resistência de isolamento tem a finalidade de verificar a integrida-

de da isolação do cabo, utilizando o resultado como parâmetro para indicar a suportabilidade

do tensão aplicada no ensaio posterior.

A tensão de isolamento do condutor é fornecida pelo fabricante da seguinte

forma: valor eficaz da tensão entre condutor e a terra ou blindagem da isolação (Vo) e valor

eficaz da tensão entre condutores isolados (V).

O cabo ou o circuito, incluindo os acessórios, imediatamente antes da sua en-

trada em serviço, deverão ser submetidos à tensão de ensaio em corrente contínua, especifica-

da na Tabela 3.1, continuamente, durante 15 minutos.

Capítulo 3

22

Tabela 3.1 – Ensaios após a instalação.

Tensão de isolamento do condutor (Vo/V kV)

Tensão de ensaio (kV – CC)

3,6/6 21 6/10 29 8,7/15 42 12/20 58 15/25 72 20/35 96

No entanto, caso o tempo total das aplicações atingir 30 minutos, devido às

falhas no cabo ou acessórios, o tempo de aplicação dos eventuais ensaios subseqüentes deve

ser reduzido a 5 minutos. Os ensaios em corrente contínua aplicados com isolação extrudada,

principalmente de instalações antigas, podem causar o seu envelhecimento precoce. Nestes

casos, é recomendado que os circuitos sejam testados através de sua energização sem carga,

por um período de 24 horas.

No caso em que o condutor ou circuito subterrâneo for retirado de serviço para

reparos ou para expansão do sistema, muitas vezes se deseja testar a sua confiabilidade antes

de sua re-energização. Este tipo de teste serve para detectar possíveis defeitos incipientes cau-

sados durante a manutenção ou aumento da rede, ou mesmo constatar a manipulação impró-

pria tanto no lançamento como na montagem de acessórios, assegurando as condições de ser-

viços futuro.

Existem também, os testes chamados de ensaios de manutenção, que são efetu-

ados após a entrada em serviço dos condutores aplicados diretamente no solo em qualquer

época de sua vida. Os ensaios de manutenção constituem, em algumas concessionárias de

energia elétrica, uma rotina periódica para assegurar de modo preventivo a confiabilidade de

suas linhas subterrâneas de distribuição primária.

Um ensaio pode produzir ou precipitar um defeito que jamais ocorreria se o

dielétrico não fosse solicitado por tensões elevadas. Por outro lado, um ensaio preventivo eli-

mina, em momento conveniente, os defeitos incipientes que poderiam ocorrer durante a ope-

ração normal do sistema, provocando transtornos e perdas monetárias.

Os ensaios de alta tensão em cabos de energia, de maneira geral, são utilizados

a partir da tensão de isolamento de 3,6/6 kV, salvo condições especiais que os justifiquem.

Não existe normas ou padrões que estipulem valores para as tensões/tempo para ensaios du-

rante o período de vida ativa dos cabos. No entanto, existem filosofias de usuários de condu-

tores elétricos para tal procedimento. Um método utilizado é o de aplicar o equivalente de

Capítulo 3

23

corrente contínua da tensão nominal, ou seja, 2,4 vezes a tensão nominal à temperatura de

25°C, de acordo com a Tabela 3.2, durante 5 minutos consecutivos.

Tabela 3.2 – Ensaios de manutenção.

Tensão de isolamento do condutor (Vo/V kV)

Tensão de ensaio CC (kV)

3,6/6 8,5 6/10 14,5 8,7/15 21 12/20 29 15/25 36 20/35 48

Capítulo 4

24

4 APLICAÇÃO DOS ESAIOS EM RDS

4.1. METODOLOGIA DOS ESAIOS

Segundo [5], os ensaios de resistência de isolação são realizados utilizando o

megohmetro. Durante o procedimento deste teste, aplica-se entre o condutor e a isolação, uma

alta voltagem em corrente contínua que causará um pequeno fluxo de corrente. A quantidade

de corrente depende da quantidade de voltagem aplicada, podendo ser entre 500V e 5000V,

da capacitância do sistema, da resistência total e da temperatura do material.

A resistência medida (Rmed) será a soma da resistência interna do condutor

mais a resistência de isolação. Esta resistência de isolação lida será em função das correntes

de fuga. A Rmed deverá ser maior que a resistência de referência (Rf) estabelecida pelo fabri-

cante e pela norma do cabo de isolação específica.

O ensaio em circuito instalado é efetuado no comprimento total do lance, à

temperatura ambiente. Para realizar a medição corretamente, deverá ser conectado o terminal

de tensão do equipamento no condutor, o qual deve estar com a polaridade negativa, no inter-

valo de tempo maior que 1 minuto e inferior a 5 minutos, desde que se obtenha uma leitura

estável.

Na Figura 4.1 é apresentado a ligação de um megôhmetro em um condutor de

média tensão para medição da resistência de isolamento.

Figura 4.1 – Ensaio de resistência elétrica.

Capítulo 4

25

A partir de [14], para temperatura ambiente de 20°C, a resistência de referência (Rf) é

calculada de acordo com a equação (4.1).

l

d

DKi

Rf

)log(×

= (4.1)

Onde:

Rf – Resistência de isolamento (Ω);

Ki – Constante de isolamento (Ω.km);

D – Diâmetro nominal sobre a isolação (mm);

d – Diâmetro nominal sob a isolação (mm);

l – Comprimento do condutor (km)

No entanto, o resultado calculado da resistência de isolamento (Rf), em tempe-

ratura do meio diferente de 20°C, deve ser reajustado utilizando fatores de correção para a

temperatura na qual o teste será realizado de acordo com a norma da isolação de cada cabo.

Nas figuras 4.2 e 4.3 são apresentados a aplicação do equipamento.

Figura 4.2 – Megohmetro realizando a medição.

Figura 4.3 – Locais de ligação no cabo

de média tensão.

No ensaio de tensão aplicada em cabos unipolares, deve realizar o teste entre o

condutor e a blindagem metálica aterrada, tendo antes interligado a esta qualquer eventual

revestimento metálico componente do cabo, conforme apresentado pela figura 4.4. Nos cabos

de três condutores, a tensão de ensaio deve ser aplicada entre cada condutor individualmente e

Capítulo 4

26

a sua blindagem. Deve ser notado que as três fases devem ser ensaiadas e que os ensaios são

fase-terra [5].

Figura 4.4 – Ensaio de tensão aplicada.

Durante o teste, a tensão deverá ser aplicada continuamente, com aumento gra-

dativo e uniforme a uma taxa aproximadamente de 1 kV por segundo, de tal forma que a ten-

são máxima de ensaio seja atingida em não menos de 10 e não mais de 60 segundos. Quando

a tensão máxima de ensaio for atingida, deve-se tomar leitura da corrente de fuga a cada mi-

nuto até o término do ensaio, para que se possa avaliar os resultados.

Ao final do teste em corrente contínua, a tensão deve ser reduzida a zero, po-

rém, uma tensão residual permanece e, portanto, o cabo deve ser adequadamente aterrado

após a realização do ensaio por um período no mínimo igual a duas vezes o tempo de duração

do teste e depois conectado ao sistema para ser colocado em operação [3].

Nas figuras 4.5 e 4.6 são apresentados as ligações do equipamento e o painel de

comando do HIPOT.

Figura 4.5 – Ligações do HIPOT.

Figura 4.6 – Painel de comando do

HIPOT.

Capítulo 4

27

No entanto, quando houver a reprovação em algum dos dois testes, faz-se ne-

cessário a detecção exata do lugar da falha para a realização de reparos ou substituição do

circuito em caso extremo. Para isto, é utilizado um gerador de impulso que é conectado em

uma das extremidades do condutor que emite uma onda eletromagnética, ou seja, uma descar-

ga capacitiva, a fim de provocar um arco no lugar da falha que possa ser ouvido por um detec-

tor acústico, conforme apresentado pela figura 4.7.

Figura 4.7 – Gerador de impulso com detector acústico para localização de falhas.

O princípio deste método consiste no gerador de ondas descarregar bruscamen-

te seu grupo de capacitores no cabo com defeito. Essa onda de choque viaja pelo cabo até o

defeito. Toda a energia da onda de choque é descarregada no defeito sob forma de um arco

elétrico. O som produzido pelo arco é captado por um microfone de solo (Geofone). Este som

é amplificado antes de ser enviado aos fones de ouvido. Com isso, quanto mais perto estiver o

Geofone do defeito, mais forte será o som.

Deve-se levar em consideração que quanto mais fundo estiver enterrado o ca-

bo, mais fraco é o som na superfície. No caso de o defeito se encontrar no interior de uma

emenda que não estourou, estiver submerso, ou principalmente, sob lama densa, ocorre uma

blindagem acústica que torna difícil a escuta.

Este método é utilizado em parques eólicos com instalação de circuitos direto

no solo. No entanto, não é recomendado à aplicação deste procedimento em instalações que

utilizam dutos, devido ao som do arco ser canalizado para as duas extremidades dos dutos.

Além disso, não se deve enviar ondas de choque sobre defeitos a terra em cabos sem blinda-

gem pois, nesse caso, não se conhece o percurso de volta das correntes, com isso, pode-se

produzir um aumento de potencial nos acessórios ou em todas as partes metálicas [10].

Capítulo 4

28

O roteiro de testes em circuitos subterrâneos aplicados em usinas eólicas pode

ser exemplificado através do fluxograma apresentado na figura 4.8.

Figura 4.8 – Fluxograma para realização dos testes.

4.2 APRESETAÇÃO DE RESULTADOS DE ESAIOS EM UM PARQUE MODELO

Um parque modelo, cujo nome é JS Wind, será utilizado em um estudo de caso

visando exemplificar na prática os procedimentos realizados em campo. A rede interna de

distribuição subterrânea possui o nível de tensão de 34,5kV. Esta RDS de 34,5kV tem a fun-

ção de transportar a energia gerada pelos aerogeradores (AG’s) até a subestação elevadora

(SE) 34,5/230kV.

A usina eólica tem 24 aerogeradores com 2,1MW de potência nominal indivi-

dual os quais são interligados em paralelos, através da RDS. O parque possui a rede elétrica

dividida em três alimentadores primário, cada um composto por oito aerogeradores.

As principais características da rede subterrânea de distribuição são descritas

na tabela 4.1.

Tabela 4.1 – Descrição da RDS do JS Wind.

Capítulo 4

29

Tipo construtivo subterrâneo Tensão primária de distribuição 34,5kV Fator de Potência 0,92 indutivo à 0,99 capacitivo Número de aerogeradores(AG’s) 24 Fator de Capacidade de Projeto (FC) 45,55% Número de alimentadores 3 Cabo condutor Alumínio com isolação em XLPE Potência Instalada por 08 AG’s 16,8MW (306A) Extensão Total dos Circuitos 9.805 metros Potência Instalada 50,4MW

Os alimentadores são enterrados diretamente no solo em valas que acompa-

nham paralelamente as vias internas de acesso ao parque. Estas valas estão em alguns trechos

na borda da via e outros pontos na própria via devidos aos problemas com erosão. A distância

mínima entre os circuitos é de 1,5 metros com exceção na chegada na subestação elevadora

SE 34,5/230 kV.

Cada aerogerador (AG) produz energia com nível de tensão de 600V, tendo sua

tensão elevada para 34,5 kV através de subestações unitárias de distribuição, com transforma-

dores elevadores de 0,6/34,5 kV cuja potência nominal é de 2,0 MVA. Os 24 aerogeradores

são agrupados em três circuitos primários radiais simples (alimentadores) na tensão de 34,5

kV, três alimentadores compostos por 8 máquinas.

A rede de distribuição primária, composta por 03 alimentadores, é subterrânea

com cabos diretamente enterrados no solo, tipo de isolação XLPE, fio de alumínio, bloqueado

contra propagação longitudinal de água e de tensão de 20/35 kV. Como critério de projeto

para a rede de distribuição primária interna foi estabelecido o uso de três diferentes secções de

condutores de alumínio. Os cabos de 150mm² de secção serão destinados a trechos com até 04

máquinas em série, os cabos de 240mm² de secção são destinados aos trechos de 05 à 07 má-

quinas em série, cabos de 400mm² de secção são utilizado em trechos de 07 à 08 máquinas em

série. O trajeto dos circuitos da RDS obedece aproximadamente ao trajeto das estradas interna

do parque eólico, exceto alguns pontos onde isso não foi possível.

A figura 4.9 apresenta o cabo de média tensão de secção de 150mm², alumínio,

sem a blindagem da isolação e a cobertura, utilizado na RDS do parque eólico.

Capítulo 4

30

Figura 4.9 – Cabo de média tensão sem a blindagem da isolação e a cobertura.

O sistema de aterramento do parque é todo interconectado. Juntamente com o

cabo de força foi lançado na vala o cabo de cobre nu de 70mm² de secção, onde fora realizada

a conexão das malhas de aterramento da SE, dos aerogeradores e do transformador de pedes-

tal.

Os cabos de média tensão são conectados ao transformador pedestal através de

terminações chamadas desconectáveis. Ademais, devido a grandes extensões de alguns circui-

tos e da secção dos cabos utilizados, não foi possível a fabricação de trechos de cabos únicos

para ligar a SE até as primeiras máquinas de cada circuito. Com isso foram feitas algumas

emendas para conexão dos mesmos, descritas através da tabela 4.2.

Tabela 4.2 – Descrição da RDS do JS Wind

N° do circuito Secção do Cabo Quantidade de Emenda

Local da Emenda Fase Atingida

Circuito 1 400mm² 18 SE – AG08 A B C 400mm² 1 Em frente ao AG16 C 400mm² 2 Entre AG18 e AG19 B e C

Circuito 2 400mm² 9 SE – AG16 A B C 400mm² 2 Em frente ao AG17 A

Circuito 3 400mm² 3 SE – AG19 A B C 400mm² 1 SE – AG19 B

Capítulo 4

31

A figura 4.10 apresenta a disposição de todos os circuitos do JS Wind através

de um diagrama unifilar com locação geral de todos aerogeradores no formato A3. Além dis-

so, as figuras 4.11, 4.12 e 4.13 apresentam respectivamente os diagramas unifilar dos alimen-

tadores 01, 02 e 03.

A tabela 4.3 apresenta um resumo de todos os circuitos com a distância de cada

ramal, incluindo as quedas de tensões e as perdas elétricas esperadas, de acordo com a secção

de cada cabo, levando em consideração o tipo de instalação. Os Apêndices A, B e C apresen-

taram cálculos respectivamente da ampacidade, de queda de tensão e das perdas elétricas.

Capítulo 4

32

Capítulo 4

33

Capítulo 4

34

Capítulo 4

35

Capítulo 4

36Tabela 4.3 – Parque eólico JS Wind

Trecho Cabo (Bitola)

Comprimento Geração

Tensão F.P.

Queda de Tensão Perdas Elétricas

No trecho (km)

Acumulado (km)

Potência (MW)

Corrente (A)

No Trecho (%)

Acumulado (%)

No Trecho(kV) Acumulado(kW)

Max Med Max Med

A

L

I M

1

AG01 – AG02 150mm² 0,190 0,185 2,10 38,20 34,50 0,92 0,0137 0,0137 0,2880 0,0698 0,2880 0,0698

AG02 – AG03 150mm² 0,192 0,686 4,20 76,40 34,50 0,92 0,0277 0,0414 1,1640 0,2821 1,452 0,3519

AG03 – AG04 150mm² 0,187 0,569 6,30 114,60 34,50 0,92 0,0417 0,0831 2,5507 0,6183 4,0027 0,9702

AG04 – AG05 150mm² 0,147 0,716 8,40 152,80 34,50 0,92 0,0424 0,1255 3,5646 0,8641 7,5673 1,8343

AG05 – AG06 240mm² 0,805 1,521 10,50 191,00 34,50 0,92 0,1929 0,3184 18,7480 4,545 26,3153 6,3793

AG06 – AG07 240mm² 0,190 0,184 2,10 38,20 34,50 0,92 0,0546 0,3730 6,3719 1,5445 32,6872 7,9238

AG07 – AG08 240mm² 0,186 0,368 4,20 76,40 34,50 0,92 0,0624 0,4354 8,4904 2,058 41,1776 9,9818

AG08 – SE 400mm² 2,895 4,837 16,80 305,60 34,50 0,92 0,7896 1,225 112,337 27,230 153,514 37,211

A

L I

M

2

AG09 – AG10 150mm² 0,188 0,188 2,10 38,20 34,50 0,92 0,0136 0,0136 0,2849 0,0691 0,2849 0,0691

AG10 – AG11 150mm² 0,498 0,686 4,20 76,40 34,50 0,92 0,0720 0,0856 3,0190 0,7318 3,3039 0,8009

AG11 – AG12 150mm² 0,185 0,871 6,30 114,60 34,50 0,92 0,0401 0,1257 2,5234 0,6117 5,8273 1,4126

AG12 – AG13 150mm² 0,188 1,059 8,40 152,80 34,50 0,92 0,0543 0,1800 4,5588 1,1051 10,3861 2,5177

AG13 – AG14 240mm² 0,185 1,244 10,50 191,00 34,50 0,92 0,0443 0,2243 4,3086 1,0444 14,6947 3,5621

AG14 – AG15 240mm² 0,190 1,434 12,60 229,20 34,50 0,92 0,0546 0,2789 6,3720 1,5446 21,0667 5,1067

AG15 – AG16 240mm² 0,186 1,620 14,70 267,40 34,50 0,92 0,0624 0,3413 8,4904 2,0581 29,5571 7,1648

AG16 – SE 400mm² 1,584 3,204 16,80 305,60 34,50 0,92 0,4321 0,7734 61,4657 14,899 91,0228 22,064

A L

I

M

3

AG17 – AG18 150mm² 0,185 0,185 2,10 38,20 34,50 0,92 0,0134 0,0134 0,2804 0,068 0,2804 0,0680

AG18 – AG19 150mm² 0,197 0,382 4,20 76,40 34,50 0,92 0,0285 0,0419 1,1943 0,289 1,4747 0,3575

AG19 – AG20 150mm² 0,185 0,567 6,30 114,60 34,50 0,92 0,0380 0,0799 2,5234 0,611 3,9981 0,9692

AG20 – AG21 150mm² 0,173 0,740 8,40 152,80 34,50 0,92 0,0500 0,1299 4,1951 1,0169 8,1932 1,9861

AG21 – AG22 240mm² 0,193 0,933 10,50 191,00 34,50 0,92 0,0462 0,1761 4,4949 1,0896 12,6881 3,0757

AG22 – AG23 240mm² 0,186 1,119 12,60 229,20 34,50 0,92 0,0534 0,2295 6,2379 1,5121 18,9260 4,5878

AG23 – AG24 240mm² 0,187 1,306 14,70 267,40 34,50 0,92 0,0627 0,2922 8,5361 2,0691 27,4621 6,6569

AG24 – SE 400mm² 0,503 1,809 16,80 305,60 34,50 0,92 0,1372 0,4294 19,5185 4,7313 46,9806 11,388

Quantidade de cabo por secção:

Cabo de 150mm² - AL - XLPE = 7,545 km Cabo de 240mm² - AL - XLPE = 6,924 km Cabo de 400mm² - AL - XLPE = 14,946 km

Capítulo 4

37

Os testes dos cabos de média tensão do Parque JS Wind, com tensão de isola-

mento de 20/35 kV, foram realizados de duas formas. Primeiro, o ensaio da resistência ôhmi-

ca do isolamento dos condutores, através do equipamento megôhmetro, com aplicação de 5

kV durante o intervalo de 5 minutos. Segundo, o ensaio de tensão aplicada, na qual foi utili-

zado do equipamento hipot, aparelho para ensaio de tensão aplicada, com aplicação de 96 kV

em corrente contínua.

O resultado calculado da resistência de isolamento de referência (Rf), tomará

como base a constante de isolamento (Ki) igual a 3.700 MΩ e coeficiente de temperatura do

fabricante do cabo de 1,23. Também adotou-se concomitantemente a tabela de fator de corre-

ção da resistência de isolamento em função da temperatura da norma para cabos de potência

com isolação XLPE (NBR-7287).

Na tabela 4.4 são apresentados uma faixa de fatores para correção das resistên-

cias de isolamento em função da temperatura extraído da norma NBR-7287.

Tabela 4.4 – Fatores de correção de Rf.

Temperatura (°C) Coeficiente/°C

1,15 1,16 1,17 1,18 1,19 1,20 1,21 1,22 1,23 20 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 21 1,15 1,16 1,17 1,18 1,19 1,20 1,21 1,22 1,23 22 1,32 1,35 1,37 1,39 1,42 1,44 1,46 1,49 1,51 23 1,52 1,56 1,60 1,64 1,69 1,73 1,77 1,82 1,86 24 1,75 1,81 1,87 1,94 2,01 2,07 2,14 2,22 2,29 25 2,01 2,10 2,19 2,29 2,39 2,49 2,59 2,70 2,82 26 2,31 2,44 2,57 2,70 2,84 2,99 3,14 3,30 3,46 27 2,66 2,83 3,00 3,19 3,38 3,58 3,80 4,02 4,26 28 3,06 3,28 3,51 3,75 4,02 4,30 4,59 4,91 5,24 29 3,52 3,80 4,11 4,44 4,79 5,16 5,56 5,99 6,44 30 4,05 4,41 4,81 5,23 5,69 6,19 6,73 7,30 7,93 31 4,65 5,12 5,62 6,18 6,78 7,43 8,14 8,91 9,75 32 5,35 5,94 6,58 7,29 8,06 8,92 9,85 10,87 11,99 33 6,15 6,89 7,70 8,60 9,60 10,70 11,92 13,26 14,75 34 7,08 7,99 9,01 10,15 11,42 12,84 14,42 16,18 18,14 35 8,14 9,27 10,54 11,97 13,59 15,41 17,45 19,74 22,31 36 9,36 10,75 12,33 14,13 16,17 18,49 21,11 24,09 27,45 37 10,76 12,47 14,43 16,67 19,24 22,19 25,55 29,38 33,76 38 12,38 14,46 16,88 19,67 22,90 26,62 30,91 35,85 41,52 39 14,23 16,78 19,75 23,21 27,25 31,95 37,40 43,74 51,07 40 16,37 19,46 23,11 27,39 32,43 38,34 45,26 53,36 62,82

Capítulo 4

38

Os resultados dos testes serão expostos em três tabelas de acordo com a tempe-

ratura ambiente e a umidade relativa do ar, no horário da realização do ensaio para cada cir-

cuito. Na tabela 4.5, estão dispostos os resultados do Alimentador 1. Na tabela 4.6, estão dis-

postos os resultados do Alimentador 2. Na tabela 4.7, estão dispostos os resultados do alimen-

tador 3.

Tabela 4.5 – Resultado dos Testes do Alimentador 1.

Circuito Fase

Ensaio de Tensão Aplicada (mA)

Ensaio de Resistência Isolamento (Rmed) – (Ω)

Temperatura Ambiente

(ºC)

Umidade Relativa do Ar (%)

Resistência de Isolamento

Mínima (Rf) – (Ω)

AG01↔AG02 A 0,00 705.000M

30,5 60,5 70.953M B 0,00 939.000M C 0,00 971.000M

AG02↔AG03 A 0,00 512.000M

32,6 61,7 106.222M B 0,00 663.000M C 0,00 827.000M

AG03↔AG04 A 0,00 1.020.000M

28,6 71,0 47.617M B 0,00 1.350.000M C 0,00 1.100.000M

AG04↔AG05 A 0,00 725.000M

28,4 68,5 60.575M B 0,00 853.000M C 0,00 962.000M

AG05↔AG06 A 0,00 100.000M

33,3

65,0

26.085M B 0,00 120.400M C 0,00 80.140M

AG06↔AG07 A 0,00 1.290.000M

28,2 67,8 39.236M B 0,00 1.440.000M C 0,00 723.000M

AG07↔AG08 A 0,00 2.180.000M

27,3 70,0 32.611M B 0,00 1.390.000M C 0,00 781.000M

AG08↔SE A 0,00 10.000M

32,0 65,0 3.984M B 0,00 12.400M C 0,00 8.140M

Capítulo 4

39


Circuito Fase




(ºC)


Resistência de Isolamento Mínima (Rf) – (Ω)

AG09↔AG10 A 0,00 872.000M

34,0 65,0 133.414M B 0,00 1.970.000M C 0,00 1.330.000M

AG10↔AG11 A 0,00 877.000M

30,6 67,8 27.070M B 0,00 1.410.000M C 0,00 572.000M

AG11↔AG12 A 0,00 614.000M

32,9 61,2 110.241M B 0,00 921.000M C 0,00 740.000M

AG12↔AG13 A 0,00 916.000M

32,9 62,6 108.482M B 0,00 909.000M C 0,00 700.000M

AG13↔AG14 A 0,00 588.000M

28,2 68,3 40.296M B 0,00 545.000M C 0,00 1.230.000M

AG14↔AG15 A 0,00 1.130.000M

35,0 52,3 110.518M B 0,00 1.190.000M C 0,00 935.000M

AG15↔AG16 A 0,00 1.790.000M

31,7 63,3 74.620M B 0,00 1.800.000M C 0,00 1.200.000M

AG16↔SE A 0,00 8.620M

32,0 65,0 7.281M B 0,00 12.400M C 0,00 10.900M

Capítulo 4

40


Circuito Fase




(ºC)


Resistência de Isolamento Mínima (Rf) – (Ω)

AG17↔AG18 A 0,00 519.000M

27,9 71,0 39.163M B 0,00 1.580.000M C 0,00 147.000M

AG18↔AG19 A 0,00 1.190.000M

28,5 69,0 45.200M B 0,00 617.000M C 0,00 1.170.000M

AG19↔AG20 A 0,00 743.000M

32,5 61,0 110.241M B 0,00 549.000M C 0,00 870.000M

AG20↔AG21 A 0,00 725.000M

32,0 61,0 81.612M B 0,00 853.000M C 0,00 962.000M

AG21↔AG22 A 0,00 545.000M

32,0 61,0 73.155M B 0,00 588.000M C 0,00 712.000M

AG22↔AG23 A 0,00 552.200M

32,0 61,0 75.908M B 0,00 563.100M C 0,00 706.900M

AG23↔AG24 A 0,00 512.500M

31,7 63,3 75.502M B 0,00 536.700M C 0,00 619.400M

AG24↔SE A 0,00 24.100M

32,0 65,0 22.931M B 0,00 23.500M C 0,00 32.800M

Os resultados da medição da resistência de isolação (Rmed) superior ao resul-

tado calculado de referência (Rf) habilita o circuito ao teste de tensão aplicada, indicando que

o cabo de energia poderá suportar gradiente de potencial desejado.

Após a aprovação do ensaio com o megohmetro, através do hipot, foi aplicada

uma tensão em corrente contínua conforme a tabela 3.1, observando-se nenhuma sobrecorren-

te nos circuito ensaiados, ou seja, não foi detectada ruptura da isolação durante o teste, certifi-

cando confiabilidade aos circuitos para entrar em operação.

Conclusão

41

5 Conclusão Neste trabalho é apresentado o embasamento teórico e um estudo de caso de

comissionamento de rede subterrânea em sistema de distribuição de um parque eólico. Como

exemplo de aplicação de ensaios da rede de distribuição, é apresentado um estudo de caso de

implantação em um parque modelo, JS WIND, que foi instalado no estado do Ceará.

Os ensaios de cabos de média tensão subterrâneos são responsáveis por

determinar a confiabilidade do sistema de distribuição de energia de forma a atender critérios,

tais como nível de isolação, continuidade e segurança, deixando-os de acordo com padrões

normatizados e visando perdas monetárias das usinas geradoras através de lucros cessantes.

Quando um sistema de distribuição subterrânea é construído sem atender os

pré-requisitos devidos, ele pode vir a entrar em operação de forma inadequada. Isso acarreta

riscos para as pessoas que trabalham no sistema elétrico e causa restrições à operação. Ao ser

necessário uma intervenção na rede subterrânea, cada circuito a ser alterado deve passar por

um novo comissionamento a fim de garantir a confiabilidade do sistema. Caso essa exigência

não seja atendida, fica o sistema exposto a possíveis falhas, causando perda de produtividade

para as usinas eólicas que tem sua atividade produtiva paralisada.

O comissionamento do sistema distribuição subterrânea apresentado beneficia

diretamente os parques eólicos que geram energia elétrica, os profissionais das áreas de

operação e manutenção do sistema, permitindo um menor tempo para a restauração dos

serviços, além de reduzir o custo operacional, contribui para a melhoria dos índices de

qualidade do serviço e confiabilidade do sistema.

Como proposta de trabalho futuro, pode-se sugerir estudos de ensaios de RDS

através de corrente alternada de VLF (“Very low frequence”), com baixa frequência, devido a

menor degradação do cabo ensaiado. Além disso, análise financeira ao se evitar os lucros

cessantes em parques eólicos.

Além dos benefícios supracitados, este trabalho proporcionou a oportunidade

de aprofundar os conhecimentos adquiridos nas disciplinas do curso de Engenharia Elétrica,

contribuindo para a consolidação dos meus conhecimentos, através de uma necessidade da

Empresa.

Referências Bibliográficas

42

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Disponível na URL: http://www.prysmianclub.com.br/revista/PClub_12, acessada dia

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rede primária em áreas urbanas”, Universidade Salvador, 2003, 167p.

[10] F. O. Texeira, Localização de falhas em cabos de potência, apresentado no Encontro da

Light, Rio de Janeiro, BRA.

[11] Disponível na URL: http://www.reativa.com/index.php?id_pagina=187, acessada dia

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[12] A. P. Corrêa, J. P. Borges, L. R. Nogueira, “Rede de distribuição subterrânea de energia

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43

[13] J. J. A. de Paula, “Cabo de média tensão – processos de isolação”, apresentado no X

JICABLE, Alagoas, BRA, outubro, 2009.

[14] G. T. Laskoski, “Conceitos fundamentais sobre condutores elétricos”, Centro Federal de

Educação Tecnológico do Paraná, 2006, 30p.

[15] B. N. Bressan, “Desenvolvimento de Sistema e Metodologia Para Avaliar a Influência da

Temperatura em Medidas de Tensão de Retorno em Cabos Isolados em XLPE”, Universidade

Federal do Paraná, 2006, 62p.

[16] G. Velasco, “Arborização viária versus sistema de distribuição de energia elétrica:

avaliação dos custos, estudo das podas e levantamento de problema fitotécnicos”,

Universidade de São Paulo, 2003, 117p.

[17] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 5410 - Instalações elétricas de

baixa tensão.

[18] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 6813 – Ensaio de resistência de

isolamento.

[19] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 7286 – Cabos de potência com

isolação extrudada de borracha etilenopropileno (EPR) para tensões de 1 kV a 35 kV -

Requisitos de desempenho.


isolação extrudada polietileno reticulado (XLPE) para tensões de 1 kV a 35 kV - Requisitos

de desempenho.

[21] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 14039 – Instalações elétricas de

média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV.


isolação extrudada para tensões de 1 kV a 35 kV – Requisitos Construtivos.

Apêndice A

44

APÊDICE A

DIMESIOAMETO DOS CODUTORES DE CADA CIRCUITO

A.1 DEFIIÇÃO DOS CABOS PELA AMPACIDADE

A.1.1. Premissas:

· Cabos enterrados diretamente no solo;

· Configuração dos alimentadores: trifólio;

· Número de circuitos por vala: 1 alimentador;

· Dimensões da vala:

a) Profundidade: 1,0 metro

b) Largura máxima: 0,5 metro

· Afastamento entre circuitos: mínimo de 1,5m excetuando na chegada da SE;

· Número de aerogeradores por alimentador primário de distribuição: 08;

· Temperatura do solo a 1,0 metro de profundidade: aproximadamente 30°C;

· Fator de correção de temperatura de 20°C para 30°C (FT): 0,93

· Fator de correção por agrupamento (FA): 1 (para cabos dispostos em trifólio, com um

alimentador por vala - NBR14039);

· Resistividade térmica do solo: 1,5 K.m/W

· Corrente nominal(In) por aerogerador em 34,5 kV: 38,2A

· Corrente maxima (Imax) por alimentador: 305,6A

· Fator de utilização considerado dos condutores (FU): 0,85

· Tipo de condutor considerado fio de alumínio, blindagem do condutor composto por

termofixo semicondutor, isolação em XLPE, blindagem da isolação composto por termofixo

semicondutor e cobertura em termoplástico de polietileno.

Apêndice A

45

A.1.2 Determinação da seção mínima do condutor para geração máxima por trechos,

segundo critérios da ampacidade e as premissas adotadas.

Trecho com até 4 (quatro) máquinas:

Considerando:

FU = 0,85

FT = 0,93

FA = 1

It x 4 = 152,8 A

Teremos :

FAFTFU

ItIncondutor

××

×=

4

193,085,0

8,152

××=Incondutor

AIncondutor 29,193=

Seção do condutor utilizado : 150 mm² - Al (segundo tabela 29 da NBR 14039 e

aplicando o fator de correção da tabela 33 da mesma norma, corrigindo assim a resistividade

térmica do solo de 2,5K.m/W para 1,5K.m/W conforme projeto, o valor de ampacidade

suportada é de 267,84).

Trecho com até 07 (sete) máquinas:

Considerando:

FU = 0,85

FT = 0,93

FA = 1

It x 7 = 267,4 A

Teremos :

FAFTFU

ItIncondutor

××

×=

7

193,085,0

4,267

××=Incondutor

AIncondutor 27,338=

Apêndice A

46

Seção do condutor utilizado: 240 mm² - Al (segundo tabela 29 da NBR

14039 e aplicando o fator de correção da tabela 33 da mesma norma, corrigindo assim a

resistividade térmica do solo de 2,5K.m/W para 1,5K.m/W conforme projeto, o valor de

ampacidade suportada é de 349,68).

Trecho com 08 (oito) máquinas:

Considerando:

FU = 0,85

FT = 0,93

FA = 1

It x 8 = 305,6 A

Teremos :

FAFTFU

ItIncondutor

××

×=

8

193,085,0

6,305

××=Incondutor

AIncondutor 59,386=

Seção do condutor utilizado : 400 mm² - Al (segundo tabela 29 da NBR 14039

e aplicando o fator de correção da tabela 33 da mesma norma, corrigindo assim a resistividade

térmica do solo de 2,5K.m/W para 1,5K.m/W conforme projeto, o valor de ampacidade

suportada é de 450,12).

Apêndice B

47

APÊDICE B

CÁLCULO DA QUEDA DE TESÃO OS ALIMETADORES PRIMÁRIOS SUBTERRÂEOS

B.1 Parâmetros dos cabos utilizados

Premissas

· Cabos enterrados diretamente no solo.

· Configuração dos alimentadores: trifólio

· Temperatura do solo a 1,0 metro de profundidade: 30°C

· Temperatura em serviço em regime contínuo: 90°C

· Fator de potência: 0,92 ind.

Cabo 150mm² - Al

x = 0,150 ohms/Km

R20°c = 0,270 ohms/Km

Corrigindo o valor da resistência para temperatura de 90°C:

)22820

22890°C(270,0°C90)

228

228°C(20°C90

+

+=→

+

+= R

Tr

TcRR

3462,0°C90 =R ohms/Km

Cabo 240mm² - Al

x = 0,139 ohms/Km

R20°c = 0,166 ohms/Km


)22820

22890(166,0°C90)

228

228°C(20°C90

+

+=→

+

+= R

Tr

TcRR

2128,0°C90 =R ohms/Km

Apêndice B

48

Cabo 400mm² - Al

x = 0,129 ohms/Km

R20°c = 0,108 ohms/Km


)22820

22890(108,0°C90)

228

228°C(20°C90

+

+=→

+

+= R

Tr

TcRR

1385,0°C90 =R ohms/Km

B.1.2 Calculo da constante C’ para os diversos cabos utilizados.

Cabo 150mm² - AL

C’ = rcosy + xseny

C’ = 0,3462 x 0,92 + 0,150 x 0,3919

C’ = 0,3772 ohms/Km

Cabo 240mm² - AL


C’ = 0,2128 x 0,92 + 0,139 x 0,3919

C’ = 0,2502 ohms/Km

Cabo 400mm² - AL


C’ = 0,1385 x 0,92 + 0,129 x 0,3919

C’ = 0,1780 ohms/Km

Apêndice B

49

B.2 QUEDA DE TESÃO O ALIMETADOR 01

TRECHO AG – 01 / AG – 02

Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,190 km

S = 2280 kVA

Cabo = 150 mm² - Al

C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0190,02280%

×

××=∆V

%0137,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,192 km

S = 4560 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0192,04560%

×

××=∆V

%0277,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,187 km

S = 6840 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0187,06840%

×

××=∆V

%0417,0% =∆V

Apêndice B

50


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,147 km

S = 9120 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0147,09120%

×

××=∆V

%0424,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,805 km

S = 11400 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0805,011400%

×

××=∆V

%1929,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,190 km

S = 13680 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0190,013680%

×

××=∆V

%0546,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,186 km

S = 15960 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0186,015960%

×

××=∆V

%0624,0% =∆V

Apêndice B

51

TRECHO AG – 08 / SE

Dados:

V= 34,5 kV

L = 2,895 km

S = 18240 kVA


C’= 0,1780 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

1780,0895,218240%

×

××=∆V

%7896,0% =∆V

QUEDA DE TESÃO TOTAL O ALIMETADOR 01

7896,00624,00546,01929,00424,00417,00277,00137,0% +++++++=∆ totalV

225,1% =∆ totalV



Dados:

V = 34,5kV

L = 0,188 km

S = 2280 kVA

Cabo = 150mm² - AL

C’ = 0,3772 ohms/Km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0188,02280%

×

××=∆V

%0136,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,498 km

S = 4560 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0498,04560%

×

××=∆V

%0720,0% =∆V

Apêndice B

52


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,185 km

S = 6840 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0185,06840%

×

××=∆V

%0401,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,188 km

S = 9120 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0188,09120%

×

××=∆V

%0543,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,185 km

S = 11400 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0185,011400%

×

××=∆V

%0443,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,190 km

S = 13680 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0190,013680%

×

××=∆V

%0546,0% =∆V

Apêndice B

53


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,186 km

S = 15960 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0186,015960%

×

××=∆V

%0624,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 1,584 km

S = 18240 kVA


C’= 0,1780 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

1780,0584,118240%

×

××=∆V

%4321,0% =∆V


4321,00624,00546,00443,00543,00401,00720,00136,0% +++++++=∆ totalV

7734,0% =∆ totalV



Dados:

V = 34,5kV

L = 0,185 km

S = 2280 kVA

Cabo = 150mm² - AL

C’ = 0,3772 ohms/Km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0185,02280%

×

××=∆V

%0134,0% =∆V

Apêndice B

54


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,197 km

S = 4560 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0197,04560%

×

××=∆V

%0285,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,185 km

S = 6840 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0185,06840%

×

××=∆V

%0380,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,173 km

S = 9120 kVA


C’= 0,3772 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

3772,0173,09120%

×

××=∆V

%0500,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,193 km

S = 11400 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0193,011400%

×

××=∆V

%0462,0% =∆V

Apêndice B

55


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,186 km

S = 13680 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0186,013680%

×

××=∆V

%0534,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,187 km

S = 15960 kVA


C’= 0,2502 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

2502,0187,015960%

×

××=∆V

%0627,0% =∆V


Dados:

V= 34,5 kV

L = 0,503 km

S = 18240 kVA


C’= 0,1780 ohms/km

²10

'%

V

CLSV

×

××=∆

²5,3410

1780,0503,018240%

×

××=∆V

%1372,0% =∆V


1372,00627,00534,00462,00500,00380,00285,00134,0% +++++++=∆ totalV

4168,0% =∆ totalV

Apêndice C

56

APÊDICE C

CÁLCULO DAS PERDAS ELÉTRICAS (R.I²) OS ALIMETADORES PRIMÁRIOS SUBTERRÂEOS

C.1 Premissas

Cabo 150 mm² - Al – XLPE – 20/35 kV

Temperatura do solo considerada a 1,0 metro de profundidade:

32°C Temperatura total do condutor considerada: 90°C

R90°C = 0,3462 ohms/Km




R90°C = 0,2128 ohms/Km




R90°C = 0,1385 ohms/Km

FATOR DE PERDAS

Fp = K Fc + (1- K) Fc²

Fp = 0,15x0,453 + (1- 0,15)x0,453²

Fp = 0,0680 + 0,1744

Fp = 0,2424

Onde:

Fp: Fator de Perdas;

Fc: Fator de Capacidade ( também chamado de Fator de Carga) = 45,3%;

K : Constante estatística (consideramos 0,15 para valores anuais, caso queira valores

mensais, considerar K = 0,30).

Apêndice C

57

C.2 PERDAS ELÉTRICAS DO ALIMETADOR 01 (AL – 01)

Trecho AG – 01 / AG – 02

Dados:

L = 0,190 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 38,2 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,190) x 38,2²)

Pmax = 0,2880 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 0,2880 x 0,2424

Pmed = 0,0698 kW

Trecho AEG – 02 / AEG – 03

Dados:

L = 0,192 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 76,4 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,192) x 76,4²)

Pmax = 1,1640 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 1,1640 x 0,2424

Pmed = 0,2821 kW


Dados:

L = 0,187 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 114,6 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,187) x 114,6²)

Pmax = 2,5507 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 2,5507 x 0,2424

Pmed = 0,6183 kW

Apêndice C

58


Dados:

L = 0,147 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 152,8 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,147) x 152,8²)

Pmax = 3,5646 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 3,5646 x 0,2424

Pmed = 0,8641 kW


Dados:

L = 0,805 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 191 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,805) x 191²)

Pmax = 18,7480 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 18,7480 x 0,2424

Pmed = 4,5445 kW


Dados:

L = 0,190 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 229,2 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,190) x 229,2²)

Pmax = 6,3719 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 6,3719 x 0,2424

Pmed = 1,5445 kW

Apêndice C

59


Dados:

L = 0,186 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 267,4 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,186) x 267,4²)

Pmax = 8,4904 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 8,4904 x 0,2424

Pmed = 2,058 kW

Trecho AEG – 08 / SE

Dados:

L = 2,895 Km


R90°C = 0,1385 ohms/Km

Imax = 305,6 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,1385 x 2,895) x 305,6²)

Pmax = 112,3378 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 112,3378 x 0,2424

Pmed = 27,2307 kW

PERDAS ELÉTRICAS TOTAL DO ALIMETADOR 01 (AL – 01)

Pmax = 153,5154 kW Pmed = 37.212 kW

Apêndice C

60



Dados:

L = 0,188 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 38,2 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,188) x 38,2²)

Pmax = 0,2849 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 0,2849 x 0,2424

Pmed = 0,0691 kW


Dados:

L = 0,498 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 76,4 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,498) x 76,4²)

Pmax = 3,0190 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 3,0190 x 0,2424

Pmed = 0,7318 kW


Dados:

L = 0,185 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 114,6 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,185) x 114,6²)

Pmax = 2,5234 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 2,5234 x 0,2424

Pmed = 0,6117 kW

Apêndice C

61


Dados:

L = 0,188 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 152,8 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,188) x 152,8²)

Pmax = 4,5588 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 4,5588 x 0,2424

Pmed = 1,1051 kW


Dados:

L = 0,185 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 191 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,185) x 191²)

Pmax = 4,3086 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 4,3086 x 0,2424

Pmed = 1,0444 kW


Dados:

L = 0,190 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 229,2 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,190) x 229,2²)

Pmax = 6,3720 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 6,3720 x 0,2424

Pmed = 1,5446 kW

Apêndice C

62


Dados:

L = 0,186 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 267,4 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,186) x 267,4²)

Pmax = 8,4904 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 8,4904 x 0,2424

Pmed = 2,0581 kW


Dados:

L = 1,584 Km


R90°C = 0,1385 ohms/Km

Imax = 305,6 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,1385 x 1,584) x 305,6²)

Pmax = 61,4657 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 112,3378 x 0,2424

Pmed = 14,8993 kW


Pmax = 91,0228 kW Pmed = 22,0639 kW

Apêndice C

63



Dados:

L = 0,185 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 38,2 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,185) x 38,2²)

Pmax = 0,2804 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 0,2804 x 0,2424

Pmed = 0,0680 kW


Dados:

L = 0,197 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 76,4 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,197) x 76,4²)

Pmax = 1,1943 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 1,1943 x 0,2424

Pmed = 0,2895 kW


Dados:

L = 0,185 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 114,6 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,185) x 114,6²)

Pmax = 2,5234 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 2,5234 x 0,2424

Pmed = 0,6117 kW

Apêndice C

64


Dados:

L = 0,173 Km


R90°C = 0,3462 ohms/Km

Imax = 152,8 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,3462 x 0,173) x 152,8²)

Pmax = 4,1951 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 4,1951 x 0,2424

Pmed = 1,0169 kW


Dados:

L = 0,193 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 191 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,193) x 191²)

Pmax = 4,4949 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 4,4949 x 0,2424

Pmed = 1,0896 kW


Dados:

L = 0,186 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 229,2 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,186) x 229,2²)

Pmax = 6,2379 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 6,2379 x 0,2424

Pmed = 1,5121 kW

Apêndice C

65


Dados:

L = 0,187 Km


R90°C = 0,2128 ohms/Km

Imax = 267,4 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,2128 x 0,187) x 267,4²)

Pmax = 8,5361 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 8,5361 x 0,2424

Pmed = 2,0691 kW


Dados:

L = 0,503 Km


R90°C = 0,1385 ohms/Km

Imax = 305,6 A

Pmax = 3 x RI²max

Pmax = 3((0,1385 x 0,503) x 305,6²)

Pmax = 19,5185 kW

Pmed = Pmax x Fp

Pmed = 19,5185 x 0,2424

Pmed = 4,7313 kW


Pmax = 46,9804 kW Pmed = 11,3880 kW

Documents

comissionamento de cabos subterrâneos de média tensão em