Subestações

SUBESTAÇÕES - ÍNDICE

Página: 1

1. Apresentação (01)2. Introdução (01)

2.1. Sistema Elétrico – Componentes (01)2.2. Estação (01)2.3. Subestação (01)2.4. Classe de Isolamento (01)2.5. Classificação (02)

2.5.1. S/E de Transmissão (02)2.5.2. S/E de Distribuição (Urbana e Rural) (02)2.5.3. S/E Industrial (02)

2.6. Finalidades (02)2.6.1. S/E Chaveamento ou Manobra (02)2.6.2. S/E Elevadora (02)2.6.3. S/E Abaixadora (02)2.6.4. S/E Terminal (02)

2.7. Capacidade (02)2.7.1. S/E de Pequeno Porte (02)2.7.2. S/E de Porte Médio (02)2.7.3. S/E de Grande Porte (03)

2.8. Tipos (03)2.8.1. S/E ao Tempo (03)2.8.2. S/E Interna (Abrigada) (03)2.8.3. S/E Blindada (03)2.8.4. S/E Mista (03)

2.9. Prioridades (03)2.9.1. Primeira Categoria (03)2.9.2. Segunda Categoria (03)2.9.3. Terceira Categoria (03)

3. Definições (03)3.1. Equipamento de Manobra (03)

3.1.1. Ativo (04)3.1.2. Passivo (04)3.1.3. Chave (Switch) (04)3.1.4. Chave a Oleo (Oil Switch) (04)3.1.5. Chave Seca (04)3.1.6. Chave a Ar (Air Switch) (04)3.1.7. Chave de Faca (Knife Switch) (04)3.1.8. Chave de Chifres (Horn Gap Switch) (04)3.1.9. Chave de Abertura Simples (Single Break Switch) (04)3.1.10. Chave de Abertura Dupla (Double Break Switch) (04)3.1.11. Chave Unipolar (Single Pole Switch) (04)3.1.12. Chave Bipolar (Double Pole Switch) (04)3.1.13. Chave Tripolar (Three Pole Switch) (04)3.1.14. Chave de Isoladores Rotativos (Rotating Insulador Switch) (05)3.1.15. Chave Basculante (Tilting Insulator Switch) (05)3.1.16. Chave de Abertura Vertical (Vertical Break Switch) (05)3.1.17. Chave de Abertura Lateral (Side Break Switch) (05)3.1.18. Chave Fusível (Fuse Disconnecting Switch) (05)3.1.19. Chave com Fusíveis (Switch Fuse) (05)3.1.20. Chave de Controle (Control Switch) (05)3.1.21. Chave Auxiliar (Auxiliary Switch) (05)3.1.22. Chave Separadora (Disconnecting Switch) (05)3.1.23. Chave Terra (Ground Switch) (05)3.1.24. Disjuntor (Circuit Breaker) (05)3.1.25. Disjuntor a Oleo (Oil Circuit Breaker) (05)3.1.26. Disjuntor a Ar (Air Circuit Breaker) (06)3.1.27. Disjuntor a Jato de Ar ou Sopro (Air Blast Circuit Breaker) (06)3.1.28. Disjuntor Seco (06)

3.2. Equipamento de Transformação (06)3.3. Equipamentos de Comando, Controle e Proteção (06)


Página: 2

3.3.1. Equipamentos de Comando (06)3.3.2. Equipamentos de Controle (06)3.3.3. Equipamentos de Proteção (06)

3.3.3.1. Relés de Sobre-Corrente e Relés de Sobre-Corrente Direcional (06)3.3.3.2. Relés de Distância (06)3.3.3.3. Relés de Sobre-Tensão (07)3.3.3.4. Relés Diferenciais (07)3.3.3.5. Relés de Religamento (07)3.3.3.6. Corta-Circuito Fusível (Fuse Cutont) (07)3.3.3.7. Corta-Circuito Fusível Indicador (Indicating Fuse) (07)3.3.3.8. Corta-Circuito Fusível Religador (Reclosing Fuse) (07)3.3.3.9. Fusível (Fuse Unit) (07)3.3.3.10. Fusível de Expulsão (Expulsion Fuse Unit) (07)

3.4. Diversos (07)3.4.1. Barramento – Barra (Bus: Busbar) (07)3.4.2. Estruturas para Instalação de Equipamentos de Manobra (08)

4. Custos (08)5. Diagramas Básicos de Ligações e Suas Grandezas de Influência (08)

5.1. Grandezas de Influência (08)5.1.1. Tipo de Corrente (09)5.1.2. Valores de Tensão (09)5.1.3. Variedades de Tensão (09)5.1.4. Freqüência (09)5.1.5. Potência de Curto-Circuito (09)5.1.6. Tratamento do Ponto Neutro (09)5.1.7. Plano de Localização (09)5.1.8. Condições Climáticas e Perigo de Poluição do Ar (09)5.1.9. Condições de Serviço da Rede (09)5.1.10. Influência do Consumidor (09)5.1.11. Segurança de Alimentação (09)

5.2. Diagramas Básicos (10)5.3. Diagramas Unifilares (10)

5.3.1. Pontos de Observação para Confecção do Diagrama Unifilar (10)5.3.1.1. Regime Normal (10)5.3.1.2. Regime Anormal (10)5.3.1.3. Análise Técnico-Econômica (11)

5.3.2. Barramento Singelo (Simples) (11)5.3.2.1. Características (11)5.3.2.2. Aplicação (11)

5.3.2.2.1. Observações (12)5.3.3. Barramento de Transferência ou Auxiliar (12)

5.3.3.1. Características (13)5.3.3.2. Aplicação (13)

5.3.3.2.1. Observações (13)5.3.4. Barramento Duplo (14)

5.3.4.1. Características (15)5.3.4.2. Aplicação (15)5.3.4.3. Exemplos (15)

5.3.4.3.1. Características (15)5.3.4.3.2. Aplicação (15)

5.3.5. Sistema com Disjuntor Extraível (15)5.3.5.1. Características (16)5.3.5.2. Aplicação (16)5.3.5.3. Exemplo (16)

5.3.5.3.1. Nota (16)5.3.6. Sistema com Barramentos em Anel (16)

5.3.6.1. Características (16)5.3.6.2. Aplicação (17)5.3.6.3. Observações (17)

5.3.7. Sistema com Dois Disjuntores (17)


Página: 3

5.3.7.1. Características (17)5.3.7.2. Aplicação (17)5.3.7.3. Observação (18)

5.3.8. Sistema com 1 e l/2 Disjuntores (18)5.3.8.1. Aplicação (18)

5.3.9. Sistema com Chave Seccionadora de Passagem (By-Pass) (19)5.3.9.1. Características (19)5.3.9.2. Aplicação (19)5.3.9.3. Exercício(20)5.3.9.4. Adendo (21)

5.3.9.4.1. Instalação de Chaves de Aterramento (21)5.3.9.4.2. Características (21)5.3.9.4.3. Aplicação (21)

6. Princípios de Manobras em Subestações (21)6.1. Introdução (21)6.2. Chaveamento e Manobras no Sistema Elétrico de Potência (21)

6.2.1. Disjuntor (21)6.2.2. Seccionadora (22)6.2.3. Barramentos (22)6.2.4. Disjuntores (23)6.2.5. Seccionadoras (23)6.2.6. Transformador (23)6.2.7. Regulador de Tensão (23)

6.3. Confiabilidade Operacional (24)7. Formas Básicas de Construção – Subestações ao Ar Livre (24)

7.1. Introdução. (24)7.2. Subestações – Conceitos. (24)7.3. Formas Básicas de Construção. (25)

7.3.1. Forma Simples de Construção de Uma Subestação. (25)7.3.2. Ponto de Partida para o Projeto de uma Subestação. (26)7.3.3. Forma Básica de Construção “KIELLINIE” Patente SIEMENS (Figuras 07.03.03.01, 07.03.03.02,

07.03.03.03 e 07.03.03.04). (28)7.3.4. Forma Básica de Construção “DIAGONAL” (Figuras 07.03.04.01, 07.03.04.02 e 07.03.04.03).

(29)7.3.5. Forma Básica de Construção “PERPENDICULAR” (Figuras 07.03.05.01, 07.03.05.02 e

07.03.05.03). (30)7.3.6. Forma Básica de Construção “MASTRO INTERMEDIÁRIO” (Figuras 07.03.06.01, 07.03.06.02 e

07.03.06.03). (31)7.3.7. Forma Básica de Construção “MASTRO EM T” (Figuras 07.03.07.01, 07.03.07.02, 07.03.07.03 e

07.03.07.04). (32)7.3.8. Forma Básica de Construção “EXTRA ALTA TENSÃO” (Figuras 07.03.08.01, 07.03.08.02 e

07.03.08.03). (32)8. Subestações Blindadas Isoladas a SF6 (33)

8.1. Apresentação (33)8.2. Introdução (33)8.3. Gás SF6 (34)

8.3.1. Comportamento Dielétrico (34)8.3.2. Propriedades de Extinção (34)8.3.3. Outras Propriedades (34)

8.4. Partes da Subestação (34)8.5. Diagramas Unifilares Típicos (37)8.6. Disposições Típicas de Subestações (38)

8.6.1. Apresentação (38)8.7. Exemplo de Locais para Aplicação (40)8.8. Comentários sobre a Implantação da Subestação Terminal Centro I da Light – São Paulo (40)

9. Dimensionamento Elétrico (41).9.1. Capacidade de Interrupção (44).9.2. A Corrente permanente de curto-circuito IK (45).9.3. Cálculo dos valores das reatâncias de curto-circuito (46).

9.3.1. Reatância síncrona do gerador (46).


Página: 4

9.3.2. Reatância percentual do transformador (46).9.3.3. Reatância percentual de uma linha de transmissão (46).9.3.4. Determinação da corrente eficaz média – IKMED (47).

10. Conceitos básicos para o cálculo de potência e corrente de curto-circuito (47).10.1. Geradores acoplados em paralelo (47).10.2. Transformadores acoplados em paralelo (48).10.3. Gerador e transformador acoplados em série (48).

10.3.1. Gerador acoplado em série com transformador de mesma potência nominal (48).10.3.2. Gerador conectado em série com um transformador de distinta potência nominal (48).

10.4. Gerador equivalente de uma linha de transmissão (49).10.4.1. Exercício 1 (49).

10.4.1.1. Solução (49).10.4.1.1.1. Curto-Circuito no ponto A (49).10.4.1.1.2. Determinação do valor eficaz médio da corrente de curto-circuito (50).

10.4.2. Exercício 2 (50).10.4.2.1. Solução (50).

10.4.3. Exercício 3 (52).10.4.3.1. Cálculo das correntes e potências de curto-circuito para a alta tensão (52).10.4.3.2. Cálculo das correntes e potências de curto-circuito para a baixa tensão (53).

11. Cálculo dos esforços térmicos e dinâmicos (54).11.1. Introdução (54).11.2. Esforços térmicos produzidos por curto-circuito (54).

11.2.1. Exemplo (55).11.2.1.1. Solução (55).

11.3. Cálculo da área mínima da seção transversal do condutor através da corrente de curto-circuito (55).11.3.1. Exemplo (55).

11.4. Cálculo das solicitações dinâmicas da corrente de curto-circuito (56).11.4.1. Exemplo (56).

11.5. Força de atuação nos isoladores (56).11.6. Transformadores de corrente (57).

11.6.1. Exemplo 1 (57).11.6.2. Exemplo 2 (57).

12. Tabelas (58).13. Exercício (59).

13.1. Geradores (59).13.2. Conjunto LT e transformadores T1 (60).13.3. Associação dos motores “S” em paralelo (60).13.4. Cálculo do gerador equivalente da associação dos motores “M” e o transformador T2 (60).

13.4.1. Associação dos motores “M” (60).13.4.2. Associação de Meq e transformador T2 (60).

13.5. Diagrama equivalente 1 (60).13.6. Cálculo do gerador equivalente de GLT, GS e GT2 (61).13.7. Diagrama equivalente 2 (61).13.8. Cálculo da potência de curto-circuito na barra 13,8kV (61).13.9. Associação em série de T3 com Geq do sistema (61).

14. Exercício (61).14.1. I”

K - Corrente simétrica de curto-circuito – valor eficaz (61).14.2. IS - Valor máximo da corrente de curto-circuito – valor de pico (61).14.3. IK - Corrente permanente de curto-circuito (61).14.4. Id - Corrente de interrupção ou desligamento (62).14.5. IKMED – Valor eficaz medio (62).

15. Projeto de S/E de 138 kV (62).15.1. Localização da S/E no sistema elétrico (62).15.2. Cálculos elétricos (62).

15.2.1. Diagrama unifilar básico (62).15.2.2. Características básicas adotadas (62).15.2.3. Condição normal (62).15.2.4. Condição anormal (63).15.2.5. Curto-Circuito trifásico para BT = 13,8kVA (63).15.2.6. Cálculo dos esforços térmicos e dinâmicos (64).


Página: 5

15.2.7. Transformadores de corrente e potencial (65).15.2.8. Seccionadora e disjuntor (66).

15.3. Diagramas da S/E (67).15.3.1. Diagrama da S/E (67).15.3.2. Alternativas para o BAY (pórtico) de entrada para subestação (67).15.3.3. Planta baixa da S/E (67).15.3.4. Corte da S/E – Baixa tensão com saída subterrânea e equipamento em cubículo blindado (68).15.3.5. Diagrama unifilar S/E 138/13,8kV – 25MVA (68).

16. Sistemas de Aterramento – Introdução (68).17. Medição da resistividade ρ(Ω × m) – Método de Werner (68).

17.1. Efetuar as medições e anotar os valores na tabela (68).17.2. Traçar curva da resistividade média x distância (69).17.3. Exemplo de estratificação do solo e determinação da resistividade aparente (70).

18. Valores e efeitos da resistividade do solo (71).19. Dimensionamento da malha de terra para subestações (71).

19.1. Dados para execução do projeto (71).19.2. Roteiro de cálculo (72).

19.2.1. Observação (74).19.2.1.1. Exemplo (75).

20. Transformadores para instrumentos – Introdução (78).21. Generalidades sobre transformadores (78).

21.1. Transformadores de corrente - TCs (79).21.1.1. Relação nominal (80).21.1.2. Relação de espiras (80).21.1.3. Relação efetiva ou relação verdadeira (80).21.1.4. Erro de relação (80).21.1.5. Erro de fase (80).

21.1.5.1. Nota 1 (81).21.1.5.2. Nota 2 (81).21.1.5.3. Definição da ABNT (81).

21.1.6. Corrente nominal e relação nominal (81).21.1.7. Nível de isolamento (82).21.1.8. Freqüência nominal (82).21.1.9. Carga nominal (82).21.1.10. Classe de exatidão nominal (83).

21.1.10.1. TCs para serviço de medição. (83).21.1.10.1.1. Seleção da classe de exatidão (83).21.1.10.1.2. Aplicações típicas (83).

21.1.10.1.2.1. Observações (83).21.1.10.2. TCs para serviço de proteção (84).

21.1.10.2.1. Seleção da classe de exatidão (84).21.1.10.2.1.1. Exemplos de designação. (84).

21.1.11. Fator de sobre-corrente nominal (85).21.1.12. Fator térmico nominal (85).21.1.13. Corrente térmica nominal (85).21.1.14. Corrente dinâmica nominal (85).21.1.15. Gráficos de limitação da classe de exatidão (85).21.1.16. Tabelas e gráficos das limitações de carga e tensão para TC para serviço de relés das classes A e

B (86).21.2. Transformadores de potencial – TPs (88).

21.2.1. Relação nominal (88).21.2.2. Relação de espiras (88).21.2.3. Relação real do TP (88).21.2.4. Erro de relação (89).21.2.5. Erro de fase (89).21.2.6. Tensão primária nominal e relação nominal (90).21.2.7. Nível de isolamento (90).21.2.8. Freqüência nominal (90).21.2.9. Carga nominal (91).21.2.10. Classe de exatidão (91).


Página: 6

21.2.11. Potência térmica nominal (92).21.2.12. Determinação de FCRP e do ângulo de fase ∝ de um TP a partir de dois valores conhecidos de

relação e de ângulo de fase (92).21.3. Divisores capacitivos de potencial – DCPs (93).

21.3.1. Divisor de tensão capacitivo em vazio (93).21.3.2. Divisor de tensão capacitivo com carga (93).21.3.3. Divisor de tensão capacitivo compensado (94).21.3.4. Princípio do divisor capacitivo de potencial (94).

21.3.4.1. Divisor capacitivo de potencial a vazio (94).21.3.5. Conclusões (95).21.3.6. Ilustrações (95).

21.3.6.1. Observação (97).21.4. Instrumentos utilizados para ensaios (97).21.5. Bibliografia (97).

SUBESTAÇÕES

Página: 01

CLASSE DE TENSÃO DE ISOLAMENTO NOMINAL (Kv)

TENSÃO DE LINHA (V) (VALOR EFICAZ)

NÍVEL DE ISOLAMENTO NBI (Kv)

15 9,571 a 16,500 95 - 11025 16,501 a 26,250 150

35,5 26,251 a 36,225 20046 36,226 a 48,300 25069 48,301 a 72,450 35092 72,451 a 96,600 450

138 96,601 a 144,900 550 - 650161 144,901 a 169,050 650 - 750230 169,051 a 241,500 825 - 900 - 1,050345 241,501 a 362,250 1,175 - 1,300 - -1,425440 362,251 a 462,000 1,425 - 1,550 - 1,675

CLASSE DE TENSÃO DE ISOLAMENTO NOMINAL

Tabela 02.04.01

1. APRESENTAÇÃO

A presente apostila foi elaborada com o objetivo de apresentar os conceitos sobre SUBESTAÇÕES DEALTA TENSÃO assim como as aplicações típicas. O assunto é vasto, e como existe dificuldade para encontrar oassunto em uma única obra, justificou-se a presente apostila. Foram consultadas várias fontes, as quais estãolistadas ao final da apostila, e recomenda-se, à medida do possível que o leitor adquira-as para aprofundar-se noassunto, uma vez que na elaboração desta não houve a intenção de se esgotar o tema.

Espero sim que os prezados leitores façam sugestões e críticas construtivas na esperança de que nasfuturas edições seja possível a apresentação de um trabalho melhor.

Aos amigos alunos, que sempre colaboraram com sugestões, apoio e entusiasmo, meus especiaisagradecimentos.

WALTER HENRIQUE BERNARDELLIAbril de 1.981

REVISÃO - 1.996/Dezembro

2. INTRODUÇÃO

2.1. SISTEMA ELÉTRICO - COMPONENTES

As estações onde energia de diversas formas é transformada em Energia Elétrica tem o nome de “UsinaElétrica”. (Usina Termelétrica, Usina Hidrelétrica, Usina Nuclear, etc.).

A Energia Elétrica produzida nas usinas é transportada para os consumidores através das Linhas deTransmissão. As fontes de Energia, geralmente, são situadas distante dos centros de consumo, conseqüentementeas distâncias cobertas pelas Linhas de Transmissão são bastante elevadas.

Com o aumento das distâncias para Transmissão de Energia e Potência, torna-se mais econômico, alémde outras vantagens, transmitir a Energia em Tensões mais elevadas. O método mais econômico é a transmissãode Energia em corrente alternada, devido à fácil transformação e a conseqüente obtenção da tensão maisadequada para cada caso, seja em Baixa, Média, Alta ou Extra Alta Tensão.

2.2. ESTAÇÃO

Termo genérico empregado para designar um agrupamento de equipamentos elétricos capaz de executaruma ou mais funções na geração, no transporte e na distribuição de energia elétrica, incluindo local eedificações.

2.3. SUBESTAÇÃO

Estação transformadora cuja função é transformar e regular a energia elétrica sob tensão de transmissãoou sub-transmissão em energia elétrica sob tensão de distribuição, bem como alimentar os circuitos dedistribuição, mediante equipamento que permite manobrar, comutar e/ou transformar energia elétrica para suadevida finalidade.

2.4. CLASSE DE ISOLAMENTO

Os equipamentos daSubestação devem suportar as sobre-tensões de origem interna e externasem sofrerem danos. No entanto,algumas sobre-tensões são tãoelevadas que é necessário ainstalação de dispositivos protetores,pois caso contrário, o grau deisolação seria tão alto que não sejustificaria economicamente. Asaplicações desses dispositivos estãobaseadas nas teorias de“Coordenação de Isolamento”.

SUBESTAÇÕES

Página: 02

Em função da graduação da isolação, as estruturas isolantes são divididas em classes de valoresdiferentes da rigidez dielétrica. O conjunto desses valores de tensão, tanto na freqüência industrial ou sobimpulso, forma uma escala de nível de isolamento, conforme apresentado na tabela 02.04.01 apresentada napágina 01.

2.5. CLASSIFICAÇÃO

2.5.1. S/E DE TRANSMISSÃO

Obrigatoriamente deverá possuir transformador de força. Geralmente é utilizada para a transformaçãode altas tensões, e de elevadas potências: Exemplo: 150.000 kVA (150 MVA), 345/138 kV. Todas tensões são detransmissão (não tem distribuição).

2.5.2. S/E DE DISTRIBUIÇÃO (URBANA E RURAL)

Requer o transformador de força com as tensões secundárias de 34,5 kV ou abaixo. As tensõesprimárias, geralmente não excedem 138 kV, e as potências 50.000 kVA.

2.5.3. S/E INDUSTRIAL

As tensões primária variam de acordo com a capacidade de transformação e as condições do sistema daCompanhia Concessionária local (Sistema Elétrico da Região). As secundárias, geralmente, são mais elevadasdo que o padrão residencial - 220, 380, 440 V ou acima, para cargas especiais.

2.6. FINALIDADES

2.6.1. S/E CHAVEAMENTO OU MANOBRA

Subestação cuja função é realizar, exclusivamente manobra de linha. Obrigatoriamente não deverá tertransformador de força para serviço auxiliar, geralmente usa-se transformadores de potencial. Funções: ligar edesligar as linhas de transmissão do sistema, e demais serviços de manobra.

2.6.2. S/E ELEVADORA

Observa-se o fluxo normal de potência de baixa tensão para alta tensão, são aplicadas normalmente emusinas geradoras.

2.6.3. S/E ABAIXADORA

Observa-se o fluxo normal de potência, inverso ao anterior, ou seja, de alta para baixa tensão, sãoaplicadas na grande maioria das instalações.

2.6.4. S/E TERMINAL

Subestação cuja função é receber diretamente a energia de uma ou mais estações geradoras, através delinhas de transmissão e alimentar estações, através das linhas de sub-transmissão.

2.7. CAPACIDADE

2.7.1. S/E DE PEQUENO PORTE

Normalmente são as subestações abaixadoras de distribuição de até 5.000 kVA e 69 kV.

2.7.2. S/E DE PORTE MÉDIO

Estão incluídas nesta classe, tanto as subestações de distribuição, transmissão e chaveamento,apresentando tensões e capacidades médias de até 138/69 kV e 50.000 kVA.

SUBESTAÇÕES

Página: 03

2.7.3. S/E DE GRANDE PORTE

Possuem altas tensões e grandes capacidades de transformação, com elevado número de Barramentos,disjuntores, transformadores e linhas de transmissão.

2.8. TIPOS

2.8.1. S/E AO TEMPO

Ideal para as condições do Brasil, que possui grandes áreas disponíveis e clima adequado, apresentandovantagens que justificam a sua aplicação. São normalmente de porte médio e grande, classificadas emtransmissão, distribuição e industrial.

2.8.2. S/E INTERNA (ABRIGADA)

São normalmente abrigadas em alvenaria, com isolação em ar com pequena capacidade para aplicaçõesindustriais, ou de porte médio em regiões com grande poluição de ar, como Cubatão, ou com restriçõesclimáticas, como muita neve, etc. São limitadas pela dificuldade da construção de grandes galpões para serviremde abrigo.

2.8.3. S/E BLINDADA

As de pequeno porte são blindadas, isoladas em ar. As de grande porte, acima de 138 kV, são blindadase isoladas em gás SF6 ou Nitrogênio. São aplicadas em industrias ou grandes centros urbanos.

2.8.4. S/E MISTA

Nestas subestações a alta tensão fica ao tempo ou abrigada em alvenaria, com isolação em ar, comcubículos e quadros de distribuição blindadas, na média e baixa tensão, também isolados em ar.

2.9. PRIORIDADES

O tipo do equipamento escolhido para a subestação, o diagrama unifilar, ligado à confiabilidade efuncionamento do sistema, e a análise técnico-econômica, são os fatores que devem ser considerados paraoferecer um alto grau de serviço aos consumidores, com nível de tensão adequado, freqüência estável, potênciadisponível e reduzido número de interrupções.

2.9.1. PRIMEIRA CATEGORIA

Consumidores Especiais como Hospitais, Bombeiros, Aeroportos, Usinas Petroquímicas e de Alumínio,Fundição com fornos a arco, etc.

2.9.2. SEGUNDA CATEGORIA

Todos os consumidores em geral - Indústrias, Comércio, Residências, inclusive Indústrias Rurais.

2.9.3. TERCEIRA CATEGORIA

Fazendas e consumidores temporários ou sazonais, com pequenas rendas e grande fator de diversidade.

3. DEFINIÇÕES

Os equipamentos de uma subestação podem ser assim classificados:

3.1. EQUIPAMENTO DE MANOBRA

Enquadram-se disjuntores e chaves seccionadoras, cabendo uma nova divisão, qual seja:

SUBESTAÇÕES

Página: 04

3.1.1. ATIVO

Disjuntor, visto que pode manobrar sob carga normal ou defeito. Esta manobra poderá ser comandadapelo operador, a partir da chave de comando instaladas nos painéis de comando da subestação ou no própriodisjuntor ou automaticamente, para defeitos, através de relés de proteção.

3.1.2. PASSIVO

Seccionadoras, as quais normalmente não podem ser manobradas em carga.

3.1.3. CHAVE (SWITCH)

Dispositivo destinado a estabelecer e a interromper um circuito elétrico mediante fechamento e aberturados contatos. Sua operação só é possível entre limites estabelecidos de tensão, de intensidade de corrente, e emcondições normais do circuito, funcionando no máximo com estes valores nominais.

3.1.4. CHAVE A ÓLEO (OIL SWITCH)

A abertura e o fechamento dos contatos se faz imerso em óleo, e normalmente permite a operação comcarga nominal, e, são também denominadas como seccionadoras para manobras com carga.

3.1.5. CHAVE SECA

A abertura o e fechamento dos contatos se faz em meio gasoso, e, podem operar com carga ou a vazio,dependendo de sua concepção e especificação.

3.1.6. CHAVE A AR (AIR SWITCH)

Onde a abertura e o fechamento dos contatos se faz em ar, normalmente para manobra a vazio.

3.1.7. CHAVE DE FACA (KNIFE SWITCH)

Chave seca, onde o elemento móvel é constituído por uma ou mais lâminas articuladas, que se adaptampor encaixe às garras de contatos.

3.1.8. CHAVE DE CHIFRES (HORN GAP SWITCH)

Chave seca provida de hastes condutoras nos contatos destinados a facilitar a extinção de arco.

3.1.9. CHAVE DE ABERTURA SIMPLES (SINGLE-BREAK SWITCH)

Chave que interrompe o circuito num só ponto.

3.1.10. CHAVE DE ABERTURA DUPLA (DOUBLE-BREAK SWITCH)

Chave que interrompe o circuito em dois pontos.

3.1.11. CHAVE UNIPOLAR (SINGLE POLE SWITCH)

Chave de um polo, com operação independente e individual.

3.1.12. CHAVE BIPOLAR (DOUBLE POLE SWITCH)

Chave de dois pólos, cujos contatos se abrem ou fecham simultaneamente.

3.1.13. CHAVE TRIPOLAR (THREE POLE SWITCH)

Chave de três pólos, cujos contatos se abrem ou fecham simultaneamente.

SUBESTAÇÕES

Página: 05

3.1.14. CHAVE DE ISOLADORES ROTATIVOS (ROTATING INSULADOR SWITCH)

Chave na qual a abertura ou fechamento dos contatos é obtida pela rotação de um ou mais dosisoladores que suportam as partes condutoras da chave.

3.1.15. CHAVE BASCULANTE (TILTING INSULATOR SWITCH)

Chave na qual a abertura ou fechamento dos contatos é obtida pelo movimento basculante de um oumais dos isoladores que suportam as partes condutoras da chave.

3.1.16. CHAVE DE ABERTURA VERTICAL (VERTICAL BREAK SWITCH)

Chave na qual o movimento da lâmina se faz num plano perpendicular ao da base de montagem.

3.1.17. CHAVE DE ABERTURA LATERAL (SIDE BREAK SWITCH)

Chave na qual o movimento da lâmina se faz num plano paralelo ao da base de montagem.

3.1.18. CHAVE FUSÍVEL (FUSE DISCONNECTING SWITCH)

Chave na qual os fusíveis fazem parte integrante da peça móvel dos contatos móveis. Exemplo: Chavecorta-circuito ou chave Matheus.

3.1.19. CHAVE COM FUSÍVEIS (SWITCH FUSE)

Conjunto constituído por uma chave e um ou mais fusíveis, os quais não fazem parte integrante da peçamóvel dos contatos móveis.

3.1.20. CHAVE DE CONTRÔLE (CONTROL SWITCH)

Chave destinada a comandar eletricamente equipamentos de manobra e contendo indicação de suaúltima operação realizada.

3.1.21. CHAVE AUXILIAR (AUXILIARY SWITCH)

Chave acionada em conseqüência de operação de qualquer equipamento principal, destinada a atuarsobre circuitos auxiliares, tais como os de sinalização e bloqueio, etc.

3.1.22. CHAVE SEPARADORA (DISCONNECTING SWITCH)

Chave a ar que pode funcionar como chave comutadora ou como chave de desenergização do circuitoda fonte, sendo operada somente quando não passar corrente pelos seus contatos.

3.1.23. CHAVE TERRA (GROUND SWITCH)

Chave destinada a estabelecer e a interromper a ligação à terra, de um circuito ou de parte de umequipamento.

3.1.24. DISJUNTOR (CIRCUIT BREAKER)

Dispositivo capaz de interromper e estabelecer um circuito elétrico, mediante abertura e fechamento decontatos em condições anormais e normais do circuito, e geralmente destinado à abertura automática.

NOTA: Condições normais e anormais.

3.1.25. DISJUNTOR A ÓLEO (OIL CIRCUIT BREAKER)

Disjuntor no qual a abertura e o fechamento dos contatos se faz em óleo.

SUBESTAÇÕES

Página: 06

3.1.26. DISJUNTOR A AR (AIR CIRCUIT BREAKER)

Disjuntor no qual a abertura e o fechamento dos contatos se faz em ar.

3.1.27. DISJUNTOR A JATO DE AR OU SOPRO (AIR BLAST CIRCUIT BREAKER)

Disjuntor a ar no qual a extinção do arco é auxiliada por um jato de ar.

3.1.28. DISJUNTOR SECO

Disjuntor no qual a abertura e o fechamento dos contatos se fazem em meio gasoso.

3.2. EQUIPAMENTO DE TRANSFORMAÇÃO

São equipamentos de transformação das características elétricas das tensões e correntes, proteção deoutros equipamentos contra surtos de tensão e equipamentos para comunicação. Neste item, enquadram-se ostransformadores de potência, transformadores de potencial (TP), transformadores de corrente (TC), pára-raios,filtros de onda (bobina de bloqueio). Podem ser incluídos ainda neste item, os reatores, reguladores de tensão ecapacitores, os quais destinam-se à melhoria da regulação das linhas de transmissão possibilitando um melhorrendimento dos sistemas a que estão conectados.

3.3. EQUIPAMENTOS DE COMANDO, CONTROLE E PROTEÇÃO

Destinam-se à supervisão dos sistemas elétricos. Conectados aos secundários dos TP’s e TC’s tomamuma imagem do que ocorre eletricamente nos circuitos onde estão ligados os equipamentos.

Podem ser divididos em:

3.3.1. EQUIPAMENTOS DE COMANDO

Destinam-se ao acionamento de disjuntores e chaves seccionadoras. Podem ainda serem vistos comolocal ou remoto, em função das suas localizações, com relação ao equipamento a ser acionado, manual ouautomático, em função da necessidade ou não da participação do operador.

3.3.2. EQUIPAMENTOS DE CONTROLE

Destinam-se à supervisão dos sistemas elétricos. Incluem-se neste item os indicadores de tensão,corrente, potência ativa e reativa, temperatura, freqüência, medidores de controle e de faturamento,registradores gráficos de tensão, corrente, potência ativa e reativa, temperatura, registradores de defeitos(oscilógrafos), anunciadores óticos e acústicos, localizadores de defeitos, etc.

3.3.3. EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

Este item compreende principalmente os reles de proteção que podem ser subdivididos em função desua aplicação, como segue:

3.3.3.1. RELÉS DE SOBRE-CORRENTE E RELÉS DE SOBRE-CORRENTE DIRECIONAL

Utilizados em linhas de transmissão (138 kV) de pequenas extensões, alimentadores de distribuição(13,8 / 11,5 kV), proteção de retaguarda de transformadores, etc. Podem ainda serem de fase ou de terra, funçãodo tipo de falta a ser detectada. A utilização do elemento direcional é definida em função das características docircuito a ser protegido considerada a seletividade da atuação das proteções, possibilidade de inversão do sentidoda corrente elétrica, etc.

3.3.3.2. RELÉS DE DISTÂNCIA

Utilizados em linhas de sub-transmissão (138 kV) médias e longas e linhas de transmissão (230kVacima).

SUBESTAÇÕES

Página: 07

Recebem informações de tensão e corrente da linha protegida, resultando da divisão dessas grandezasuma impedância que se substancialmente alterada, caracteriza a ocorrência de defeito, provocando a atuação dorelé. Em função das características construtivas do relé, pode ainda ser subdividido em: Relé de Impedância,Relé de Reatância, Relé de Impedância Modificada, etc.

3.3.3.3. RELÉS DE SOBRETENSÃO

Destinam-se à proteção dos circuitos elétricos contra sobretensões ocorridas principalmente pormanobras. Podem ser instantâneos ou temporizados, normalmente ajustados diferentemente com o elementotemporizado, com ajuste inferior ao do elemento instantâneo.

3.3.3.4. RELÉS DIFERENCIAIS

Destinam-se à proteção dos transformadores, reatores e barramentos, operando para defeitos dentro dazona protegida.

3.3.3.5. RELÉS DE RELIGAMENTO

Destinam-se ao fechamento automático de linhas abertas por defeito, com o objetivo de reduzir aomáximo o tempo de interrupção de fornecimento de energia elétrica. A supervisão dos sistemas de potência podeser feita ainda através de equipamentos de telecomando, telemedição e teleproteção, utilizando-se para estes fins,microondas ou equipamento “carrier”. Podemos ainda incluir as proteções tipo fusível que são utilizadas nasinstalações de Alta Tensão.

3.3.3.6. CORTA-CIRCUITO FUSÍVEL (FUSE-CUTONT)

Dispositivo constituído por um fusível e respectivo porta fusível, destinado a interromper um circuitopela abertura do elo fusível quando a corrente do circuito, que o percorre, ultrapassa um determinado valor.

3.3.3.7. CORTA-CIRCUITO FUSÍVEL INDICADOR (INDICATING FUSE)

Corta circuito fusível constituído de modo a indicar automaticamente a interrupção do circuito. O tuboautomaticamente se desloca para a posição de circuito aberto após a interrupção do circuito.

3.3.3.8. CORTA-CIRCUITO FUSÍVEL RELIGADOR (RECLOSING FUSE)

Corta-Circuito fusível com dois ou mais fusíveis, no qual a operação de um deles acarreta,automaticamente, com ou sem atraso intencional, o restabelecimento do circuito, pela inserção de outro fusívelque ainda não tenha operado.

3.3.3.9. FUSÍVEL (FUSE UNIT)

Conjunto removível constituído por elo fusível e demais partes integrantes essenciais ao funcionamentodo elo fusível.

3.3.3.10. FUSÍVEL DE EXPULSÃO (EXPULSION FUSE UNIT)

Fusível caracterizado pela expulsão de gases produzidos pelo arco durante a interrupção do circuito.

3.4. DIVERSOS

3.4.1. BARRAMENTO - BARRA (BUS: BUSBAR)

Condutor ou grupo de condutores, geralmente sob a forma de barra, tubo ou laminado, constituindoligação comum a dois ou mais circuitos, pelo qual circula corrente com perdas desprezíveis e a distânciasrelativamente pequenas.

SUBESTAÇÕES

Página: 08

3.4.2. ESTRUTURAS PARA INSTALAÇÃO DE EQUIPAMENTOS DE MANOBRA

Estrutura destinada a suportar o equipamento de manobra e seus pertences.

4. CUSTOS

O objetivo principal do nosso estudo, é procurar uma forma prática de projeto e aplicação desubestações. As subestações transformadoras, por exemplo, utilizadas para fornecer energia elétrica às indústrias,podem assumir os mais variados aspectos e disposições, tornando-se mesmo difícil encontrar-se duassubestações idênticas. Por esse motivo, fixar os diversos tipos e padronizá-los torna-se uma tarefa incomum.Mas, por outro lado, poder-se-a desenvolver várias configurações, as quais poderão servir como orientaçãobásica para qualquer tipo de subestação. A função ou tarefa mais importante das subestações é garantir a máximasegurança de operação e serviço a todas as partes componentes dos Sistemas Elétricos. As partes defeituosas ousob falta devem ser desligadas imediatamente e o abastecimento de energia deve ser restaurado por meio decomutações ou manobras. Consequentemente, a escolha das ligações quando do planejamento de umasubestação, assume um significado especial e deve ser realizada estritamente de acordo com o planejamento dosistema elétrico. Em sistemas elétricos interligados, a falta de uma subestação não resulta em uma falta dealimentação, pois a energia poderá ser suprida por outra subestação do sistema.

Para tais subestações, não é necessário distender muito em sua construção. Por outro lado, em redesradiais puras, todos os consumidores ficariam simultaneamente sem energia, quando a subestação de alimentaçãoprincipal sair fora de serviço.

1. Nestes casos, é importante considerar a possibilidade de alimentação da subestação comcircuitos duplos e a instalação de barra auxiliar para garantir o fornecimento aosalimentadores.

Outros fatores que influenciam na escolha do diagrama de ligações são: 1. a possibilidade de seccionamento e divisão das cargas da rede, por exemplo, para reduzir a

potência de curto-circuito; 2. a sensibilidade e reação dos consumidores em caso de interrupção do fornecimento de energia,

por tempo curto ou prolongado; 3. a influência mútua entre os consumidores em caso de flutuações da tensão para subestações

acima de 30 kV; 4. regulação da tensão para fornecimento a consumidores distantes da subestação.

Ao lado do ponto de vista técnico, deve-se lembrar os custos que estão ligados à escolha do tipo desubestação a ser construída, isto é, todos os requisitos técnicos exigidos para uma subestação são proporcionaisaos custos de investimento. Os custos de uma subestação crescem quase linearmente com a tensão. Parainstalações ao ar livre os custos isolados permanecem constantes, enquanto que nas instalações abrigadas podemvariar, devido ao custo da parte civil, que depende principalmente da tensão. Por esse motivo, a classe de tensão138 kV é normalmente o limite alcançado para subestações abrigadas convencionais, na maioria dos casos. NaAlemanha Ocidental, por exemplo, existe somente uma subestação abrigada de 220 kV; a execução foi escolhidanestes moldes devido à poluição do ar causada por uma usina termoelétrica. Com o advento das subestaçõesblindadas a SF6, houve uma revolução na técnica de subestações abrigadas, e essas são projetadas até 750 kV.Como exemplo, a comparação de custos de uma subestação de 138kV, instalação exterior e barramento singelocom diversos grupos de ligação e com seccionadores do tipo pantográfico, está assim constituída: 69% -aparelhos e equipamentos;

18% - montagem e materiais utilizados durante a montagem;13% - estruturas e fundações.Barramento Duplo - custo 12% maior que o primeiro;Barramento Triplo - custo 22% maior que o primeiro.

Do total orçado, 70% representa equipamentos de Alta Tensão, incluindo o transformador de força, e, os30% restantes, são distribuídos entre os demais itens.

5. DIAGRAMAS BÁSICOS DE LIGAÇÕES E SUAS GRANDEZAS DE INFLUÊNCIA.

5.1. GRANDEZAS DE INFLUÊNCIA

Desde que um nó pertencente a um sistema elétrico, condutores (cabos subterrâneos ou linhas aéreas)devam ser desligados ou estabelecer ligações de continuidade, sem alterações substanciais, é conveniente acriação de uma instalação de manobra ou subestação, pela introdução de elementos seccionadores.

SUBESTAÇÕES

Página: 09

Desta maneira, pode-se tratar de um simples ponto de distribuição, de onde vários condutores dealimentação entram e saem ou de uma subestação transformadora da tensão de alimentação. Ambos os tiposbásicos possuem seu significado e sua importância, dependentes de sua situação na rede e sua tarefa quanto aofornecimento de energia. No planejamento ou projeto de uma instalação dessa natureza, deve-se levar emconsideração as seguintes grandezas de influência:

5.1.1. TIPO DE CORRENTE

Contínua, Alternada Bifásica ou Trifásica.

5.1.2. VALORES DE TENSÃO

Baixa, Média, Alta e Extra-Alta Tensão.

5.1.3. VARIEDADES DE TENSÃO

Os diversos níveis de tensões, interligados pelos transformadores a uma única subestação.

5.1.4. FREQUÊNCIA

Instalações destinadas ao acoplamento de sistemas com freqüências diferentes.

5.1.5. POTÊNCIA DE CURTO CIRCUITO

É determinativa para a escolha dos equipamentos; solicitações térmicas e dinâmicas dos condutores deligação.

5.1.6. TRATAMENTO DO PONTO NEUTRO

Influencia, principalmente o cálculo do aterramento, a escolha dos equipamentos e as distâncias entre asdiversas partes vivas da subestação.

5.1.7. PLANO DE LOCALIZAÇÃO

Mais utilizado para escolha da forma de execução (construção) da instalação.

5.1.8. CONDIÇÕES CLIMÁTICAS E PERIGO DE POLUIÇÃO DO AR

Os equipamentos devem ser próprios para estas instalações.

5.1.9. CONDIÇÕES DE SERVIÇO DA REDE

Qual a função que a instalaçãodesempenhará na rede.

5.1.10. INFLUÊNCIA DO CONSUMIDOR

Por exemplo, serviços com cargasfortemente variáveis: fornos, máquinas de solda,etc., podem produzir perturbações no sistemaelétrico, interferindo em outros consumidores deenergia elétrica conectados ao mesmo sistema.

5.1.11. SEGURANÇA DE ALIMENTAÇÃO

Por exemplo, alimentação de indústriasquímicas, instalações de tratamento de água,serviços auxiliares de usinas, etc., requerem

SUBESTAÇÕES

Página: 10

maior confiabilidade e segurança na alimentação, se comparados aos requisitos exigidos por pequenas cargasrurais ou sazonais. Antes de apresentarmos os diversos diagramas básicos de ligações, vamos recordar o “métodode alimentação por dois caminhos”, cada vez mais aplicado em todos os diagramas básicos de ligações. Emprincípio, a maneira de manter a alimentação de um consumidor, através de dois caminhos, deve partir do examede toda a rede de alimentação. A figura 05.01.11.01, indica um exemplo deste método.

Muitas vezes não é possível realizar as duas alimentações, conforme indicado na figura 05.01.11.01,por esse motivo a instalação deve apresentar alta segurança de serviço. Mas, sempre que possível deve-seprocurar orientar um projeto de uma rede de tal modo que cada consumidor possua, pelo menos, duaspossibilidades de ser alimentado.

5.2. DIAGRAMAS BÁSICOS

O projeto de uma instalação é realizado, com maior facilidade com o auxílio de um diagrama deligações, o qual é completado no decorrer do surgimento de idéias, até que contenha todas as indicações, assimcomo os dados técnicos dos equipamentos, materiais, instrumentos e diversos. Um sistema de barramentosadicional, em uma subestação de 138 kV, provoca um aumento de preço de 10 a 12% (subestações ao ar livre) ede 28% (subestações abrigadas). Isto significa, que a escolha de um diagrama IDEAL de ligações poderepresentar uma economia significativa nos custos totais de investimento. Cumpre ressaltar que cadaconcessionária de energia elétrica, em função dos níveis de tensão de operação das subestações a seremprojetadas e construídas, normalmente utiliza um determinado tipo de configuração.

A título de exemplo, a CESP (Companhia Energética de São Paulo) utiliza para tensões até 230 kV, apossibilidade “barra dupla com “By-Pass”, para tensões de 345 a 460 kV “disjunto e meio” e para tensões de550 kV “disjuntor duplo”. É evidente que a medida que aumenta a flexibilidade operativa e a confiabilidade dasubestação, o custo de implantação da mesma também cresce. Em função das necessidades, característicaselétricas, confiabilidade, etc., a subestação é definida a partir de um diagrama unifilar que fixa o princípio defuncionamento da mesma, características dos equipamentos de pátio, comando, controle e proteção. Várias sãoas possibilidades de funcionamento, das quais podemos salientar: barra simples, barra simples seccionada,barra principal e barra de transferência, barra dupla, barra dupla e barra de transferência, barra dupla com“bay-pass”, barra tripla, anel, anel , duplo ou interligado, disjuntor de um terço, disjuntor e meio, disjuntorduplo.

Em uma primeira afirmação podemos dizer que, em muitos casos, por exemplo é suficiente a utilizaçãode barramento SINGELO. Assim sendo, façamos um estudo comparativo de todos os diagramas básicos,apresentando suas vantagens e desvantagens.

5.3. DIAGRAMAS UNIFILARES

No diagrama unifilar estão, geralmente, apresentados todos os principais equipamentos elétricos de umasubestação; tais como, transformadores de força, transformadores de potencial, de corrente, disjuntores, fusíveisde força, chaves aéreas, pára-raios, etc., bem como as ligações dos circuitos entre os equipamentos. Todos osaparelhos e equipamentos elétricos deverão ser apresentados, no diagrama unifilar, em suas posições “normais”,de acordo com as quais as derivações dos circuitos estão desenergizadas e nenhuma força externa é aplicada aoequipamento. Ex. As chaves fusíveis deverão ser apresentadas em posição aberta.

É necessário, também, indicar os principais dados em valores nominais do equipamento, ao lado dosímbolo. Ex.: Disjuntor 14,4 kV - 400 A - 500 MVA; transformador trifásico 138-13,8 kV 5/6,25 MVA ONANONAF. É recomendável também indicar os principais instrumentos e tipo de proteção por relés do circuito.

5.3.1. PONTOS DE OBSERVAÇÃO PARA CONFECÇÃO DO DIAGRAMA UNIFILAR

5.3.1.1. REGIME NORMAL

1. Condições operativas: Capacidade da potência nominal e capacidade de C.C. 2. Manutenção de: barramento, disjuntores, chaves seccionadoras, linhas, transformadores.

5.3.1.2. REGIME ANORMAL

1. Condições de C.C. em: linha, barramento, transformador.

SUBESTAÇÕES

Página: 11

FLEXIBILIDADE OPERATIVA

FALHA EXTERNA

FALHA INTERNA DISJUNTOR BARRAMENTO SECCIONADORAS

PERDA DO CIRCUITO

PERDA DA S/E

COM INTERRUPÇÃO DO SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO DO SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

TOTAL OU PARCIAL DO

SERVIÇO

SEGURANÇA DO SISTEMA FACILIDADE DE MANUTENÇÃO

NENHUMA

Tabela 05.03.02.01

5.3.1.3. ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA

Na confecção dosdiagramas unifilares dever-se-alevar em conta também o custodo equipamento aplicado, emrelação à flexibilidade econfiabilidade do esquemaescolhido. Da mesma forma oesquema deverá ser analisado doponto de vista da probabilidadede ocorrência de defeitos, bem como a freqüência da manutenção de cada equipamento.

5.3.2. BARRAMENTO SINGELO (SIMPLES)

Representa o tipo básico, e é suficiente para um grande número de subestações de distribuição. (Figuras05.03.02.01, 05.03.02.02 e Tabela 05.03.02.01).

5.3.2.1. CARACTERÍSTICAS

1. Boa visibilidade da instalação; com isso é reduzido operigo de manobras errôneas por parte do operador.

2. Reduzida flexibilidade operacional; em casos dedistúrbios ou trabalhos de revisão no barramento énecessário desligar toda a subestação.

3. Baixo custo de investimento; representa 88% de umainstalação idêntica, em 138 kV, com barramento duplo.

4. pela introdução de um seccionamento ao longo dobarramento (Figuras 05.03.02.03 e 05.03.02.04) sãooferecidas possibilidades adicionais de operação emgrupo, limitações de distúrbios e possibilidade dedivisão da rede. Além disso, os consumidores podemser alimentados, no mínimo de duas maneirasdiferentes. A operação com duas tensões e freqüências,também é possível.

5.3.2.2. APLICAÇÃO

1. Subestações transformadoras e de distribuição (Figura 05.03.02.05 - pontos 2, 3 e 4), quando asegurança de alimentação dos consumidores pode ser obtida por intermédio de comutações.

SUBESTAÇÕES

Página: 12


FALHA EXTERNA


PERDA DO CIRCUITO

PERDA TEMPORÁRIA PARCIAL OU

TOTAL DA S/E

COM INTERRUPÇÃO

DO SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

TOTAL OU PARCIAL DO

SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

TOTAL OU PARCIAL DO

SERVIÇO


RESTRITA

Tab ela 05.03.02.02

2. Em pontos da rede para os quais não hánecessidade de fornecimento contínuo (seminterrupção).

5.3.2.2.1. OBSERVAÇÕES

1. A rede de média tensão (Figura 05.03.02.05 -13,8kV) é normalmente dividida em redesisoladas, em ilha.

2. sistema que utiliza barramento simples(singelo), com seccionamento ao longo domesmo, pode ser executado utilizando-se umdisjuntor como seccionador longitudinal.Assim, obtém-se o chamado BARRAMENTOSINGELO COM DISJUNTOR DEACOPLAMENTO LONGITUDINAL (Figura05.03.02.06).

Esta execução oferece uma conexão maissimples, fácil e com possibilidades de separação dasdiversas partes, seminterrupção do serviço.Oferece, ainda, apossibilidade de conexão deuma bobina limitadora decorrente juntamente com odisjuntor. Uma instalaçãocom esse tipo de execuçãobásica determina maiorliberdade de movimento no que se refere às diversas possibilidades de operação. Esta conexão é encontrada,freqüentemente, nas instalações de consumo próprio de usinas elétricas, em instalações de média tensão (até 34,5kV), de grande porte onde há necessidade de se seccionar os barramentos por causa da presença de altas correntesde curto-circuito.

5.3.3. BARRAMENTO DE TRANSFERÊNCIA OU AUXILIAR

SUBESTAÇÕES

Página: 12

Os barramentos auxiliares (Figura 05.03.03.01), normalmente estão conectados ao barramento principalpor intermédio de um disjuntor e oferecem vantagens adicionais, tais como:

SUBESTAÇÕES

Página: 13


FALHA EXTERNA


PERDA DO CIRCUITO

PERDA TEMPORÁRIA PARCIAL OU

TOTAL DA S/E

SEM INTERRUPÇÃO

DO SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

DO SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

TOTAL OU PARCIAL DO

SERVIÇO


RESTRITA

Tabela 05.03.03.01


1. Livre possibilidade de manobra para qualquer disjuntor, sem desligamento da derivaçãocorrespondente. Alta segurança de alimentação.

2. Conexão dederivações semdisjuntor e semutilização dosbarramentosprincipais.

3. Aumento decustosrelativamentereduzido, aproximadamente 4% em se comparandocom uma subestação de 138 kV - barramento duplo.


1. Pontos da rede, nos quais é exigida alta segurança dealimentação quando, por exemplo, existepredominância de circuitos singelos.

2. Em conexão com barramentos múltiplos, paralocalidades com forte poluição do ar, quando alimpeza acarreta desligamentos freqüentes.

5.3.3.2.1. OBSERVAÇÕES

1. Normalmente os transformadores de corrente sãocolocados entre o transformador e a chaveseccionadora CSA ou na saída de linha (Circuitos A eB), para que eles permaneçam em serviço mesmodurante a utilização do disjuntor auxiliar(acoplamento), no circuito de reserva. Deste modo, aproteção do transformador pode ser facilmente comutada para o disjuntor de reserva (auxiliar).Caso as linhas não tenham comprimentos variáveis, os transformadores de corrente para as saídas delinhas podem ser dispostos conforme indica o circuito D, da figura 05.03.03.01. Com isso pode-secomutar facilmente o relê de distância para o disjuntor de reserva.

SUBESTAÇÕES

Página: 14

Não seria previdente comutar os transformadores de corrente, pois esses não podem trabalhar com osecundário aberto, mesmo por pouco tempo.

2. barramento auxiliar, em conexão com um sistema de barramentos duplos, oferecem uma grandesegurança contra interrupções de fornecimento. Quase todas as partes da instalação podem ser,consequentemente, comutadas sem tensão e sem interrupções do fornecimento.

5.3.4. BARRAMENTO DUPLO

Quando: 1. instalações de grande porte devem

trabalhar com tensões e freqüênciasdiferentes.

2. existem vários consumidores em umainstalação, cujos valores nominaisde consumo são reunidos em umaúnica alimentação.

3. é necessário o serviço isolado devários pontos de alimentação porcausa do valor das correntes decurto-circuito.

4. serviço da instalação deve sercontínuo, sem sofrer qualquerinterrupção. Por exemplo: durante amanutenção dos equipamentos dainstalação.

Então: 1. é necessário, automaticamente, o emprego de

barramentos múltiplos.De forma geral, chega-se sempre à solução empregando-se

barramentos duplos (Figura 05.03.04.01); esta escolha depende danatureza da instalação, tipo de acoplamento dos barramentos, etc..

Em alguns casos, chega-se à conclusão da necessidade doemprego de 4 até 6 barramentos; por exemplo: instalações para

consumo próprio de usinaselétricas; pontos de uniãode grandes redes; reuniãode diversos consumidorescom tarifas diferentes.

Conforme foi ditoacima, a escolha do sistemade barramentos duplos é dependente, também, da disposição de

acoplamento. As figuras 05.03.04.02, 05.03.04.03 e 05.03.04.04 indicam sistemas de barramentos duplos comdisjuntores de acoplamento TRANSVERSAL e LONGITUDINAL.

SUBESTAÇÕES

Página: 15


FALHA EXTERNA


PERDA DO CIRCUITO

PERDA TEMPORÁRIA

DA SUBESTAÇÃO

COM INTERRUPÇÃO

DO SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO

DO SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

PARCIAL DO SERVIÇO


RAZOÁVEL

Tabela 05.03.04.01


1. liberdade deescolha dasconexõesparamanobras.

2. divisãoracional detodos oscircuitos em dois grupos para limitação de distúrbios e divisão da rede.

3. manutenção de um barramento, sem interrupção do fornecimento de energia aos circuitos, os quaissão conectados ao outro barramento.

4. para a manutenção dos equipamentos de um circuito, é efetivamente necessário desligar essaalimentação. Caso seja prevista uma forma de construção adequada, pode-se utilizar o disjuntor deacoplamento e o segundo barramento como disjuntor de reserva daquele circuito.

Com essa solução, os aparelhos são “jampeados” com o auxílio de um cabo.


1. Pontos de alimentação importantes, cuja saída de serviço coloca um consumidor em situaçõesdesfavoráveis.

2. Interligação de dois sistemas importantes.

5.3.4.3. EXEMPLOS

A figura 05.03.04.03.01 caracteriza um sistema debarramento triplo, com seccionamento longitudinal triplo eacoplamento transversal e longitudinal, acoplamento chamadocompleto, que constitui uma variação do barramento duplo paraaplicações especiais.

Pelo exame da figura podemos concluir que talconstrução é muito dispendiosa e somente é aplicada em casosmuito especiais. Suas principais características e aplicações são:

5.3.4.3.1. CARACTERÍSTICAS:

1. grande facilidade de movimento em serviço. 2. altos custos. 3. má visibilidade da instalação; com isso grande perigo de manobras errôneas por parte do

operador.

5.3.4.3.2. APLICAÇÃO

1. somente em casos excepcionais, nos quais é exigida uma operação contínua em grupo, comquaisquer disposições das alimentações.

2. terceiro barramento fica então com objetivos de manutenção. 3. pontos de acoplamento, quando estes são em grande número. 4. instalações de grandes usinas elétricas.

5.3.5. SISTEMA COM DISJUNTOR EXTRAÍVEL

Esse tipo de sistema é aplicável em subestaçõesonde se exige economia de espaço.

Até agora somente foi aplicado para subestações até138kV e a configuração típica é conforme apresentada nafigura 05.03.05.01.

SUBESTAÇÕES

Página: 16


1. Supressão de chave seccionadora. Intertravamentos simples evitam com segurança, que o disjuntorse movimente.

2. Áreas ou espaços de instalação reduzidos. 3. Barramentos duplos exigem 2 disjuntores por circuito, consequentemente, mais dispendioso.


1. Subestações para instalação abrigada (interiores), com barramento singelo para economia de espaço(até 138 kV).

2. Subestações para instalação abrigada (interiores), com barramento duplo, com dois disjuntores,somente para extrema segurança de serviço.

5.3.5.3. EXEMPLO

A figura 05.03.05.03.01 indica um sistema debarramentos duplos utilizando-se disjuntoresextraíveis.

5.3.5.3.1. NOTA

Apesar dos altos custos comparativos dessasinstalações, a técnica de utilização de disjuntoresextraíveis está sendo cada vez mais difundida,principalmente em instalações de média tensão (0,6 a30kV), conforme indica as figuras 05.03.05.03.01.01 (ae b) e 05.03.05.03.01.02. A utilização de disjuntores etransformadores de corrente, em um mesmo carrinhonão é aconselhável, quando existem diversificações de correntes nos consumidores, pois seria necessário manterdiversos disjuntores de reserva.

5.3.6. SISTEMA COM BARRAMENTOS EM ANEL


1. Um disjuntor pode sair de serviço sem prejudicar o funcionamento normal da instalação; mesmoassim, são necessários somente n disjuntores para n circuitos.

2. Todos os equipamentos localizados no “anel” devem ser dimensionados para a “maior corrente”do anel (aproximadamente o dobro da corrente dos circuitos derivados).

3. Sistema impróprio para grandes subestações, porque no caso do desligamento de dois disjuntores,podem sair de serviço partes completas da instalação.

SUBESTAÇÕES

Página: 17


FALHA EXTERNA


PERDA DO CIRCUITO

PERDA DE UM

CIRCUITO

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

PARCIAL DE SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

PARCIAL DO SERVIÇO


BOA

Tabela 05.03.06.01

1. A construção é dispendiosa. 2. Pouca “visibilidade” de instalação e do fluxo de corrente.


1. Em regiões onde existe predominância da técnica norte americana; para instalações de médio porteaté 6 derivações.

5.3.6.3. OBSERVAÇÕES

1. Caso os transformadores (TC) de corrente estejam situados dentro do anel (disposição usual), quasetoda a instalaçãofica coberta pelafaixa de proteçãodas derivações.Somente o trechoentre otransformador decorrente e odisjuntorcorrespondente fica fora dessa proteção. Entretanto, caso sejam instalados transformadores decorrente em ambos os lados do disjuntor, é possível uma proteção com sobre-alcance.

2. Não se consegue com o sistema em anel, as mesmas condições apresentadas pelos barramentosmúltiplos, por exemplo: divisão da rede.

5.3.7. SISTEMA COM DOIS DISJUNTORES


1. Enorme segurança de serviço para toda a instalação. 2. Altos custos de investimento, cerca de 160% se comparado a

uma subestação de 138kV com barramentos duplos.


1. Para pontos importantes do sistema elétrico, onde se requeralta confiabilidade no fornecimento de energia elétrica.

SUBESTAÇÕES

Página: 18

5.3.7.3. OBSERVAÇÃO

Quando osbarramentos estãotrabalhando em paralelo ecom religamentoautomático os doisdisjuntores devem serdesligados e ligados emsincronismo.

5.3.8. SISTEMA COM 1 E 1/2 DISJUNTORES

As características desse sistema são: 1. para cada dois circuitos existe um disjuntor de reserva;

grande segurança de serviço. 2. muitos disjuntores e seccionadores devem ser

especificados para suportar uma corrente dupla docircuito derivado.

3. construção dispendiosa e má visibilidade da instalação: perigo de manobras errôneas.


Para pontos de redes com elevadas exigências no que se refere à segurança de serviço.


FALHA EXTERNA FALHA INTERNA DISJUNTOR BARRAMENTO SECCIONADORAS

PERDA DO CIRCUITO

PERDA DA CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO DE SERVIÇO OU INTERRUPÇÃO

PARCIAL


EXCELENTE

Tabela 05.03.07.01

SUBESTAÇÕES

Página: 19


FALHA EXTERNA FALHA INTERNA DISJUNTOR BARRAMENTO SECCIONADORAS

PERDA DO CIRCUITO

SEM PERDA DA CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO DE SERVIÇO OU INTERRUPÇÃO

PARCIAL


EXCELENTE

Tabela 05.03.08.01

5.3.9. SISTEMA COM CHAVE SECCIONADORA DE PASAGEM (“BY-PASS”)


1. uma derivação pode ser mantida em serviço,também para o caso da manutenção de seudisjuntor. A proteção, quando isso acontecer éassumida por um outro disjuntor.

2. Seccionadoras sob carga, instaladas no lugar dasseccionadoras de passagem (by-pass),possibilitam ou facilitam a comutação (ligar -desligar) de linhas de transmissão etransformadores a vazio.

3. em conexão com barramentos duplos, o disjuntorde acoplamento pode servir como reserva.


Em conexão com barramentos singelos parasubestações de pequeno e médio portes.


FALHA EXTERNA


PERDA DO CIRCUITO

PERDA TEMPORÁRIA

DA S/E

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

SEM INTERRUPÇÃO

DE SERVIÇO

COM INTERRUPÇÃO

PARCIAL DE SERVIÇO


RAZOÁVEL

Tabela 05.03.09.01

SUBESTAÇÕES

Página: 20

5.3.9.3. EXERCÍCIO.

Considerando todos os componentes perfeitos, energizar a subestação a partir do circuito de alta tensãoC1.

1. C1, F29-4, Barra 138kV, F29-6, F29-8, F29-10, F29-14, F29-20, F29-48, F29-24, F29-30, F29-36,F29-50, F29-26, F29-32, F29-38.

2. F52-1, energizou o transformador. 3. F52-2, energizou o regulador de tensão e barra de operação e transformador de serviço auxiliar da

S/E. 4. F52-3, alimentador 1. 5. F52-4, alimentador 2. 6. F52-5, alimentador 3. 7. F52-6, alimentador 4.

Isolar o disjuntor 52-3 para manutenção sem interromper o fornecimento de energia, utilizando odisjuntor 52-5.

1. F29-52, energizou barra de inspeção. 2. F29-34, A52-3, A29-48 e A29-50 → Disjuntor 52-3 isolado.

SUBESTAÇÕES

Página: 21

5.3.9.4. ADENDO

5.3.9.4.1. INSTALAÇÃO DE CHAVES DE ATERRAMENTO

Com o objetivo de complementar os diversos esquemas apresentados, indicamos a seguir, ascaracterísticas e aplicações das chaves de aterramento (Figura 05.03.09.05).

5.3.9.4.2. CARACTERÍSTICAS

1. alta segurança para o pessoal de serviço. 2. aumento da segurança de alimentação. Intertravamento contra conexões às partes jáaterradas. 3. redução do tempo “fora de serviço”, durante a manutenção e reparos.

5.3.9.4.3. APLICAÇÃO

Em redes com ponto neutro aterrado através de baixa resistência ôhmica e, em particular parainstalações exteriores.

6. PRINCÍPIOS DE MANOBRAS EM SUBESTAÇÕES

6.1. INTRODUÇÃO

As manobras em uma subestação estão vinculadas aos propósitos definidos pelo CENTRO DEOPERAÇÃO DE SISTEMAS (Despacho de carga), que supervisiona a região elétrica onde a subestação fazparte.

A rapidez exigida para o manuseio de grande quantidade de energia elétrica, envolvendo elevadonúmero de regiões, cidades e clientes a ele conectado, exigiram um rígido controle do carregamento e dafreqüência do sistema de potência interligado

O controle desses parâmetros, aliados à necessidade de se interligar cada vez maior quantidade dediferentes sistemas elétricos, definiram a adoção da análise computacional para supervisão, controle edesenvolvimento das grandes redes interligadas. As principais incumbências dos “Centros de Operação dosSistemas”, são:

1. coletar dados para estudos elétricos; 2. análise dos dados coletados; 3. oferta de informações precisas ao setor elétrico; 4. supervisão e controle dos equipamentos das Usinas e Subestações; 5. coordenação de manobras para o restabelecimento seguro e rápido do fornecimento de energia, em

caso de falhas elétricas. Em especial falaremos sobre o item “e”.

6.2. CHAVEAMENTO E MANOBRAS NO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA.

Basicamente, as manobras no S.E.P. ocorrem nas subestações, tanto nas das usinas geradoras, como nasdemais subestações espalhadas por todo o sistema interligado.

Os disjuntores e seccionadores são responsáveis pela quase totalidade dessas intervenções, que ocorremem regime de operação normal, são as transferências de cargas entre linhas de transmissão e barramentos desubestações, bem como a isolação de parte desses circuitos para programas de manutenção, e em regime decontingência provocadas por faltas elétricas que quase sempre evoluem para um curto-circuito, ou provocadospor sobre cargas que podem até evoluírem para um black-out.

Cada um desses equipamentos, possuem uma característica diferente de operação, conforme descrito aseguir:

6.2.1. DISJUNTOR

Dispositivo capaz de interromper ou estabelecer um circuito elétrico, mediante a abertura e fechamentodos contatos principais, em condições de operação normal ou anormal, e geralmente destinado à aberturaautomática.

SUBESTAÇÕES

Página: 22

6.2.2. SECCIONADORA

Dispositivo destinado a estabelecer e a interromper um circuito elétrico mediante fechamento e aberturados contatos limitados a parâmetros de tensão e intensidade de corrente.

1. Seccionadora paramanobra a vazio, onde asua operação é possívelapenas submetida à tensãonominal e a correntepróxima a zero. Este tipode seccionadora equipapraticamente 99% dasinstalações.

2. Seccionadora paramanobra com carga, ondesua operação é possível sesubmetida à tensãonominal e à correntenominal.

Observamos que nenhumadessas seccionadoras podem operar emsituações de curto-circuito. O diagramaunifilar da figura 06.02.01 mostra umasubestação abaixadora onde a altatensão é equipada com barramentosingelo, e a baixa tensão com sistemaby-pass e nas figuras 06.02.02 e06.02.03 vemos a foto da subestaçãoreferida no diagrama.

6.2.3. BARRAMENTOS

O barramento simples na altatensão, é utilizado para distribuirenergia para o transformador de força.Este barramento é alimentado por doiscircuitos “C-1” e “C-2” de uma linhade transmissão. O barramento duplocom sistema by-pass é utilizado paraalimentação dos circuitosalimentadores 01, 02, 03 e 04 na baixatensão, e sua principal característica épermitir a manobra para transferênciade cargas entre esses alimentadores, sem interrupção do fornecimento de energia elétrica.

SUBESTAÇÕES

Página: 23

6.2.4. DISJUNTORES

O disjuntor 52-1 é responsável pela conexão do barramento de A.T. ao transformador de força, etambém proteção do transformador e barra de 138kV do transformador. O disjuntor 52-2 é responsável pelaproteção das barras de B.T. e do regulador de tensão da estação. Os disjuntores 52-3, 52-4, 52-5 e 52-6 sãoresponsáveis pela conexão e proteção dos circuitos alimentadores.

6.2.5. SECCIONADORAS

As seccionadoras são para manobras a vazio, assim sua finalidade é isolar equipamentos ou trechos daestação para serviços de manutenção e conectá-los novamente. Nesta configuração apresentada, asseccionadoras 29-2 e 29-4 são responsáveis pela conexão da linha de transmissão ao barramento de 138kV, massempre com os contatos do disjuntor 52-1 abertos.

6.2.6. TRANSFORMADOR

O transformador principal TF, com potência da ordem de 30MVA, alimenta todas as cargas ligadas àsubestação, recebendo energia em 138kV na A.T. e abaixando para 13,8kV na B.T.

O transformador TA é conectado através de uma chave corta-circuito à barra de 13,8kV, e sua função éalimentar os circuitos auxiliares da estação, tais como: iluminação, ventiladores do transformador TF, sistemasde retificação, motores, etc. Sua potência é geralmente de 45 kVA.

6.2.7. REGULADOR DE TENSÃO

Este equipamento tem a função de manter na barra de 13,8kV uma tensão estável previamente ajustada.Possui um sistema servo-mecânico para aumentar ou diminuir a tensão que recebe na sua entrada, mantendosempre estável a tensão na sua saída, que está conectada à barra de B.T. Para evidenciar a flexibilidade demanobras entre os circuitos da subestação, efetuaremos algumas simulações.

Estas seccionadoras são divididas em dois grupos: 1. Considerando perfeitos todos os componentes da subestação, a seqüência para a energização da

instalação a partir do circuito C-1 será: 1.1. C-1 - fechar 29-4 - energiza-se a barra 1 de 138kV; 1.2. fechar 29-6, 29-8, 29-10, 29-14, 29-16, 29-20, 29-36, 29-38, 29-30, 29-32, 29-24, 29-26, 248,

29-50; 1.3. fechar 52-1 - energiza-se a barra 2 de 138kV e o transformador TF; 1.4. fechar 52-2 - energiza-se o regulador de tensão e a barra de operação; 1.5. fechar 52-3 - energiza-se o alimentador 01; 1.6. fechar 52-4 - energiza-se o alimentador 02; 1.7. fechar 52-5 - energiza-se o alimentador 03; 1.8. fechar 52-6 - energiza-se o alimentador 04; 1.9. fechar o corta-circuito Fu-1 - energiza-se o transformador auxiliar TA.

2. Isolar o disjuntor 52-4 para manutenção, transferindo a sua carga para o disjuntor 52-6, seminterrupção do fornecimento de energia.

2.1. fechar 29-28 - energiza-se a barra de operação; 2.2. bloquear a proteção de falta a terra dos disjuntores envolvidos; 2.3. fechar 29-40 - fecha-se o anel entre os alimentadores 02 e 04; 2.4. abrir 52-4, 29-24, 29-26 - o disjuntor 52-4 está isolado para manutenção. A carga do

alimentador 02 será alimentada pelo disjuntor 52.6; 2.5. retirar o bloqueio da proteção de falta a terra do 52-6.

3. Após a manutenção colocar o disjuntor 52-4 em operação sem interrupção do fornecimento deenergia.

3.1. fechar 29-24, 29-26, 52-4 - o disjuntor 52-4 está em operação; 3.2. bloquear a proteção de falta a terra do 52-6 3.3. abrir 29-40, 29-28 - desenergiza-se a barra de operação; 3.4. retirar o bloqueio da proteção de falta a terra do 52-6 e 52-4 e a estação está em operação

normal. 4. Isolar o disjuntor 52-2 para manutenção, sem interrupção do fornecimento de energia.

4.1. bloquear a proteção de falta a terra e diferencial;

SUBESTAÇÕES

Página: 24

4.2. fechar 29-12; 4.3. abrir 52-2, 29-8, 29-10 - disjuntor isolado para manutenção.

5. Após a manutenção, colocar o disjuntor 52-2 em operação sem interrupção do fornecimento deenergia.

5.2. fechar 52-2, 29-8, 29-10; 5.3. abrir 29-12; 5.4. retirar o bloqueio da proteção a terra e diferencial - a estação está em operação normal.

Observamos que embora esta configuração não seja a mais completa, é possível um elevado grau demanobrabilidade entre os circuitos sem interromper a energia aos consumidores ali conectados. É importantesempre lembrar, que quanto maior o número de alternativas para manobras a planta da estação permitir, melhorserá sua performance.

6.3. CONFIABILIDADE OPERACIONAL.

Podemos entender confiabilidade operacional, como sendo a possibilidade do restabelecimento rápido eseguro do fornecimento de energia quando uma causa externa ou interna venha produzir um desligamentoindesejado da instalação. Quanto mais rápido e seguro for esta recuperação, maior será a confiabilidade. Aregularidade operacional de um sistema de energia elétrica, está condicionado às facilidades operacionaisoferecidas desde a geração até a instalação do cliente. Outro fator importante é o tempo necessário à realizaçãode manobras para restabelecimento do sistema, superando os fatores que causaram as paralisações. Essasparalisações são normalmente resultado dos seguintes fatores:

1. condições atmosféricas; 2. paralisações programadas; 3. paralisações devido a surtos de tensão ou de correntes extraordinárias; 4. acidentes com reparos de grande duração; 5. acidentes fortuitos; 6. probabilidade de falhas em componentes da instalação.

O fator econômico, participa de forma significativa, uma vez que toda interrupção é convertida sempreem perdas monetárias, assim a máxima economia na operação de sistemas é meta a ser atingida. Esta otimizaçãoé conseqüência da eficiente transformação energética da fonte produtora de energia, divisão racional das cargaspelos circuitos, fator de carga do sistema, estabilidade do nível de tensão e freqüência, adequado fator depotência e o acompanhamento sistemático da curva de consumo de energia elétrica. Esses fatores adequadamentemonitorados reverterão em benefícios financeiros tanto ao consumidor de energia como também àconcessionária supridora.

7. FORMAS BÁSICAS DE CONSTRUÇÃO - SUBESTAÇÕES AO AR LIVRE.

7.1. INTRODUÇÃO.

As redes de alta tensão até 138kV serviram, ha algumas décadas, quase tão somente à transmissão deenergia em grandes distâncias. Esses objetivos foram sendo absorvidos pelas classes de tensões mais altas 230,345kV., etc., devido ao crescimento das concentrações de carga. Hoje em dia, as redes de alta tensão, comtensões entre 69 e 138kV são utilizadas principalmente para a distribuição de energia. Na Europa foi escolhida aclasse de tensão 110kV, enquanto que no Brasil situa-se entre 69 e 138kV. O aumento constante da concentraçãode carga e da complexidade das redes de distribuição faz com que haja um aumento conseqüente de pontos dealimentação (nós) na rede de média tensão. Em todos esses casos devem ser construídas subestações quepreencham diversos quesitos tais como: adaptação ao local disponível, execução econômica e exigências deserviço referentes à segurança, disposição e operação. Assim sendo, a evolução das várias formas utilizadas naconstrução de subestações facilitou a implantação de diversas forma básicas, possibilitando assim uma escolhaadequada para cada tipo, escolha esta dependente, por um lado, do tipo e da disposição das chaves seccionadorasdos barramentos e, por outro lado, da própria forma de distribuição dos barramentos e saídas de linha.

7.2. SUBESTAÇÕES - CONCEITOS.

Uma subestação é composta de chave seccionadora de barramento, cuja instalação varia de acordo coma forma básica de construção escolhida, e de um grupo de equipamentos, isto é, disjuntores e transformadores deforça e de medida; caso necessário, também fará parte da instalação uma chave seccionadora de saída e pára-raios. O grupo de equipamentos representa o ponto principal do circuito.

SUBESTAÇÕES

Página: 25

A ele estão diretamente dispostos os painéis de comando. A evolução das formas dos equipamentostambém colaborou decisivamente na construção das subestações. Por exemplo, a construção de disjuntores, sob aforma de colunas singelas isoladas, permitiu que se conseguisse uma melhor visibilidade das linhas e pontos deconexão. Não são mais necessárias as estruturas de grande altura, o que facilita e simplifica a montagem e ocontrole dos equipamentos.

7.3. FORMAS BÁSICAS DE CONSTRUÇÃO.

7.3.1. FORMA SIMPLES DE CONSTRUÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO.

As figuras 07.03.01.01, 07.03.01.02 e 07.03.01.03, representam uma forma bem simples de construçãode uma subestação. Esta concepção de projeto deu origem a todas as demais alternativas de plantas parasubestações, sendo assim possível sua adaptação a qualquerfinalidade e disponibilidade de local. É fundamental que oprojeto de uma subestação contemple a necessidade demanutenção, dotando a instalação de requinte adequado a essasatividades. É necessário a previsão de espaço para tráfico deveículos, movimentação de equipamentos e locomoção dasequipes de manutenção. Nas figuras 07.03.01.04 e 07.03.01.05observamos a previsão de zonas de manutenção para duasconfigurações diferentes de barramentos.

SUBESTAÇÕES

Página: 26

7.3.2. PONTO DE PARTIDA PARA O PROJETO DE UMA SUBESTAÇÃO.

Um ponto de partida para o projeto deuma subestação é o mapeamento das grandezas eparâmetros, tais como, nível de tensão, potência,local, etc., que irão influenciar na definição domodelo a ser adotado. Neste ponto o diagramaunifilar deverá mostrar as característicasprincipais da instalação, que por sua vez estaráindicada na planta do projeto principal. As figuras07.03.02.03/04, mostra uma subestação ao tempocom o tipo de construção em mastrointermediário - corte e planta - apresentandobarramento flexível, na configuração de barrasduplas na A.T. e a baixa tensão conectado a um cabo isolado, na figura 07.03.02.01, vemos uma subestação combarramento flexível. Os equipamentos estão assim distribuídos nas figuras 07.03.02.03 e 07.03.02.04, a partir dalinha de transmissão conectada do pórtico de A.T.

1. seccionadora tripolar; 2. TC de medição; 3. TC de proteção; 4. disjuntor de A.T.; 5. barramento principal; 6. seccionadoras tripolares do barramento principal; 7. barramento auxiliar; 8. seccionadoras tripolares do barramento auxiliar; 9. disjuntor de proteção do transformador; 10. TC de proteção e medição; 11. pára-raios do transformador; 12. saída dos cabos de B.T.; 13. transformador de força.

O diagrama unifilar da figura 07.03.02.02, representa a distribuição dos equipamentos principais etambém os equipamentos de proteção e indicadores de corrente, assim distribuídos a partir da linha detransmissão.

1. PR - pára-raios de A.T.; 2. 29-2 - seccionadora de linha;

SUBESTAÇÕES

Página: 27

3. 29-1 - seccionadora de aterramento; 4. TC - de medição; 5. - instrumentos de medição; 6. 3AD - três amperímetros com demanda – um para cada fase; 7. TC - de proteção; 8. ® - relê de proteção; 9. 50/51 - relê de proteção de sobre-corrente; 10. 50 - unidade instantânea 11. 51 - unidade temporizada 12. VABN - indicação das fases em que o instrumento está instalado - V - fase vermelha, A - Fase

azul, B - fase branca e N - neutro; 13. 52-1 - disjuntor de A.T.; 14. 29-4, 29-6, 29-8 e 29-10 - seccionadoras tripolares da barra de A.T.; 15. 52-2 - disjuntor de proteção do transformador; 16. 87/T - relê diferencial do transformador; 17. 86/T - relê de bloqueio do transformador. 18. 52-3 - Disjuntor de B.T.

As linhas tracejadas indicam o ponto de atuação de cada equipamento de proteção da subestação quandoestiverem na presença de um defeito.

SUBESTAÇÕES

Página: 28

7.3.3. FORMA BÁSICA DE CONSTRUÇÃO “KIELLINIE” (Patente SIEMENS Figuras 07.03.03.01,07.03.03.02, 07.03.03.03 e 07.03.03.04)

Esta forma de construção recebeu esse nome por serem as chaves seccionadoras de barramentodispostas paralelamente ao barramento; os pólos das seccionadoras estão dispostos em linha. Os barramentos sãotencionados em pórticos, com cadeias duplas de isoladores que apresentam alta segurança. Essa disposiçãopossibilita um pequeno investimento em estruturas e permite uma ótima visibilidade da instalação.

SUBESTAÇÕES

Página: 29

7.3.4. FORMA BÁSICA DE CONSTRUÇÃO - “DIAGONAL” (Figuras 07.03.04.01, 07.03.04.02, e07.03.04.03)

Com a construção da chave seccionadora tipo pantográfica, conseguiu-se a premissa para essa forma deexecução, que tem como base a economia de espaço. O princípio dessa seccionadora está na sua forma decontato; sua tesoura possibilita a ligação do barramento ao circuito pelo menor espaço. Quanto estão desligadas,as seccionadoras ficam completamente separadas do barramento e, com isso, acessíveis, mesmo que obarramento esteja energizado. As seccionadoras pantográficas também possibilitam uma ótima visibilidade dainstalação.

SUBESTAÇÕES

Página: 30

7.3.5. FORMA BÁSICA DE CONSTRUÇÃO - “PERPENDICULAR” (Figuras 07.03.05.01, 07.03.05.02 e07.03.05.03).

Em contraposição à primeira forma de execução (Kiellinie), as chaves seccionadoras de barramento sãoinstaladas perpendicularmente ao barramento, isto é, ao longo dos circuitos derivados. Os barramentos sãoinstalados sobre os próprios isoladores dos pólos das chaves seccionadoras e são mantidos na extremidade porpequenos portais ou hastes. Em um segundo plano superior as derivações de linhas são tencionadasperpendicularmente ao barramento. Os portais estendem-se ao longo da subestação. A instalação dos circuitos delinhas em um plano superior facilita a movimentação na subestação.

SUBESTAÇÕES

Página: 31

7.3.6. FORMA BÁSICA DE CONSTRUÇÃO - “MASTRO INTERMEDIÁRIO” (Figuras 07.03.06.01,07.03.06.02 e 07.03.06.03).

Nesta forma de execução, as partes sob tensão situam-se em três planos distintos, onde o plano superioré ocupado pelos circuitos de saída de linha, os quais estão tencionados entre o pórtico e o chamado mastrointermediário. Os barramentos situados no plano intermediário são fixados em pórticos especiais, por baixo doscircuitos.A conexão com o plano inferior, que é constituído das chaves seccionadoras de barramento, é feitaatravés de condutores verticais. Essa forma de construção possibilita uma fácil transposição do grupo deequipamentos (disjuntor, seccionadora, transformadores de medição, etc.).

SUBESTAÇÕES

Página: 32

7.3.7. FORMA BÁSICA DE CONSTRUÇÃO - MASTRO EM “T”. (Figuras 07.03.07.01, 07.03.07.02,07.03.07.03 e 07.03.07.04)

Esta forma de execução é vantajosa quando não se tem área suficiente para a construção. A parteprincipal da instalação é composta de uma estrutura em forma de “T”, onde estão situados os barramentos. Asseccionadoras do barramento estão montadas em ambos os lados, sob a forma de uma construção em ponte.

7.3.8. FORMA BÁSICA DE CONSTRUÇÃO - EXTRA ALTA TENSÃO (Figuras 07.03.08.01, 07.03.08.02e 07.03.08.03).

As instalações de extra alta tensãopossui configuração com equipamentosespeciais. Na figura 07.03.08.01, verificamosno diagrama unifilar que a instalação écomposta de duas linhas de transmissãoaérea e uma subterrânea, interligadas embarramento duplo e conectadas a doistransformadores de força. A manobra detransferência entre barras é executada porum disjuntor de transferência, em todos osdisjuntores de linha e dos transformadoresexiste a possibilidade de efetuar-se by-pass. Notamos que as seccionadorastripolares são todas com abertura duplalateral com coluna central giratória. Asfiguras 07.03.08.02 e 07.03.08.03apresentam alternativas para a mesma

SUBESTAÇÕES

Página: 32

subestação da figura 06.03.08.01, porém, adota-se seccionadoras pantográficas, quando hánecessidade de liberação de espaço interno na subestação.

SUBESTAÇÕES

Página: 33

A opção por seccionadoras com abertura dupla lateral com coluna central giratória, utilizaespaço maior (figura 07.03.08.03), mas permite também maior área para circulação.

8. SUBESTAÇÕES BLINDADAS ISOLADAS A SF6

8.1. APRESENTAÇÃO

O presente trabalho tem por objetivo mostrar a aplicação das unidades compactas blindadas,com gás hexafluoreto de enxofre (SF6), como meio isolante e de extinção, na realização desubestações de alta tensão. Apresentamos uma visão geral dos métodos de distribuição de energiaelétrica, e, comentamos as vantagens da técnica SF6 em geral, analisando os principais sistemas deconexão das subestações.

8.2. INTRODUÇÃO

A geração de energia elétrica adaptada à demanda crescente deverá ser sintonizada com umadistribuição eficaz. Altíssimas tensões de serviço marcam as linhas de transmissão de hoje e de amanhã. Razõeseconômicas exigem tais tensões para transporte de energia elétrica diretamente ao centro de consumo. Entretantonão há mais lugar para as subestações convencionais ao ar livre, nos centros de aglomeração residencial eindustrial pois deverá ser encontrada uma solução que economiza espaço, o que normalmente vem justificar ouso de subestações blindadas, isoladas a SF6.

A disponibilidade e o preço de um terreno adequado representam fatores importantes quandoda escolha do tipo da instalação em locais como:

1. Centros de grandes cidades 2. Centros de aglomeração industrial 3. Regiões montanhosas com vales estreitos 4. Usinas geradoras em cavernas

A blindagem completa de todas as partes energizadas da instalação por câmaras metálicas proporcionamaior segurança para pessoal de manobra, além do que é altamente resistente a influências do ambiente comopor exemplo depósitos de sal na região costeira, gases industriais, etc. Estas subestações podem ser instaladas emgalpões de construção simples, para assim manter baixas as despesas de limpeza e manutenção. A área reduzidaeconomiza gastos em terraplanagem, fundação e independe do clima para sua montagem quando for instalaçãoabrigada. Ao contrário das subestações convencionais podem ser montadas perto de edifícios em instalaçõesabrigadas sem alterar a arquitetura do local. As empresas que estão atualmente oferecendo as subestações SF6aqui no Brasil são:

1. Sprecher & Schuh 2. Brown Boveri 3. Delle Alsthom 4. Siemens 5. Mitsubishi 6. Hitachi 7. Toshiba

Quem vê uma subestação blindada isolada a SF6 pela primeira vez, tem a nítida impressão de estardiante de uma indústria petroquímica de dimensões reduzidas. A grande diferença está exatamente pelas formas

SUBESTAÇÕES

Página: 33

construtivas das chaves seccionadoras, barramentos, disjuntores, etc., que fogem às formas convencionais devidoaos tubos responsáveis pela blindagem.

SUBESTAÇÕES

Página: 34

O SF6 é um gás que tem rigidez dielétrica 3 (três) vezes maior que o ar, permitindo que o “gap” dodisjuntor possa ser bastante reduzido e os barramentos possam ser montados bem próximos um do outro.Consequentemente as dimensões serão reduzidas bem como a área necessária para sua montagem. Por essesmotivos é que uma subestação em SF6 requer apenas 10% (dez por cento) da área utilizada para uma subestaçãoconvencional de características elétricas semelhantes. Uma subestação normalmente é dividida em partes, asquais ao serem compostas dão origem a sua configuração final.

Evidentemente esta composição vai depender da área disponível e principalmente da sua formageométrica. Cada parte da subestação recebe o nome genérico de “bay” , significando o conjunto decomponentes ali existentes tais como muflas, transformadores de potencial, seccionadores de linha,transformadores de corrente, disjuntores e seccionadores de barramento e chave de aterramento. Neste caso obay é de linha. Portanto podemos ter bay de transformador, bay de acoplamento, etc. Embora estes conceitossejam aplicados a qualquer tipo de subestação, nas SF6 sua aplicação vem a simplificar a composição pois todosos equipamentos são comprados como aparelhos constituindo assim módulos perfeitamente acopláveis.

8.3. O GÁS SF6

8.3.1. COMPORTAMENTO DIELÉTRICO

A resistência dielétrica de SF6 à pressão atmosférica é aproximadamente 3 (três) vezes maiordo que a do ar, ou seja, correspondente mais ou menos, à capacidade isoladora do óleo. O SF6 temduas vantagens importantes em relação ao óleo, primeiro não é combustível e além disso, sendo gás,se deixa comprimir. O aumento de pressão dá, como resultado, um acréscimo das propriedadesisolantes. Desta maneira ganha-se a redução apreciável de volume dos conjuntos que empregamSF6, como isolante.

8.3.2. PROPRIEDADE DE EXTINÇÃO

O SF6 é um gás eletronegativo, de tal maneira que o arco elétrico no disjuntor se desionizarapidamente. Devido à pequena constante de tempo do arco, o SF6 tem maiores propriedades deextinção, na ordem de 10 vezes mais do que as do ar à mesma pressão. Desta maneira se podeaumentar consideravelmente a potência de corte de câmara do disjuntor o que eqüivale a dizerdiminuição do número de câmaras a sobrepor em série. Isto significa um outro fator de redução devolume das instalações.

8.3.3. OUTRAS PROPRIEDADES

O gás SF6 é quimicamente inativo, isto é, não envelhece e, além disso, é inodoro e não évenenoso.

Com estas propriedades, proporciona às subestações em sistema de unidade em técnica SF6 grandesvantagens em comparação com as subestações do tipo convencional. As principais vantagens são:

1. Reduzido volume: aproximadamente 10% do volume que precisa uma subestação convencional. 2. Reduzido peso, portanto transporte econômico, fundações baratas. 3. Proteção segura contra o contato involuntário do pessoal com partes de baixa e alta tensão. 4. Proteção contra contaminação dos equipamentos provocada por agentes externos, como por

exemplo: pó, gases industriais, sais, etc. 5. Despesas de conservação reduzidas ao mínimo. 6. Sem influências perturbadoras nas telecomunicações. 7. Pouco ruído. 8. Curto tempo de montagem, devido às unidades chegarem já da fábrica completas e armadas. 9. Aparelhos em sistema modular que podem funcionar em qualquer posição. Assim, facilmente se

pode fazer ampliações com um mínimo de perturbação do serviço.

8.4. PARTES DA SUBESTAÇÃO

A figura 08.04.01 mostra uma fase de um bay de linha de uma subestação com barramento duplo.Como o barramento é duplo naturalmente temos 3 fases do lado esquerdo, três seções de barramento e as outrastrês fases do lado direito. É oportuno neste ponto lembrar que no mercado mundial existem dois tipos básicos deequipamentos SF6.

SUBESTAÇÕES

Página: 34

O primeiro deles que é atualmente o mais aceito é o chamado monofásico, pois cada tubo, cada módulo,contém uma única fase e o bay logicamente seria uma tríplice união de todos os elementos que o compõem.

SUBESTAÇÕES

Página: 35

No segundo modelo, o“trifásico”, o tubo com SF6 contem as trêsfases. O modelo monofásico é o maisrecente. O monofásico comparado com otrifásico apresenta vantagens pois só podeacontecer curto-circuito contra a terra enunca trifásico ou bifásico.

Além disso todos os esforçoseletrodinâmicos são de menoresintensidades. Ainda, a montagem é maisfácil. Assim, hoje quase todos os fabricantesapresentam suas subestações com o modelomonofásico pois é mais competitivo, valelembrar também a vantagem que o sistemamonofásico oferece do ponto de vistaoperacional ou seja, a visualização mais fácil. Isso é importante pois o operador visualmente pode saber quem équem na subestação. Ainda na figura 08.04.01, temos a ligação do barramento para um disjuntor. A ligação é viaseccionadoras. A abertura é mínima porque é isolado a SF6. Assim como podemos notar temos doisseccionadores do barramento. Seu comando pode ser manual, a ar ou a motor. Quanto ao disjuntor é precisodizer, que existem dois sistemas básicos: à pressão única e a dupla pressão. O primeiro é tecnologia mais recentee no seu movimento ele já comprime o gás e este é o que vai ser usado na extinção. É mais simples, mais barato,menor manutenção e não tem tantos compressores como o de dupla pressão.

A desvantagem que o de pressão única tem é que possui a capacidade de interrupção e sua velocidadede abertura um pouco menor comparadas com o de pressão dupla. O tempo máximo para o de dupla pressão é de40ms contra 60ms do de pressão única. Uma outra grande vantagem do SF6 é a de que esses compartimentos sãoestanques. Digamos que por uma eventualidade qualquer ocorra um problema na seccionadora este fica restritono seu compartimento não colocando em risco o restante do conjunto.

Assim, trocar uma peça defeituosa é uma tarefa relativamente simples. O material deblindagem é uma liga especial de alumínio. Existe também casos em que se usam o aço inox. Emambos os casos não magnéticos, pois as perdas de indução seriam grandes. Os defensores dablindagem a aço ensinam que o alumínio teria perdas porque não apresentaria alta estanqueidade (≅100%). Isso na realidade não ocorre pois os fabricantes de blindagem em alumínio dão a garantia demenos de 1% de perdas por ano de gás SF6 , ou seja uma garantia de 10 anos de funcionamentosem necessidade de complementação do gás.

As flanges recebem um tratamento especial com resinas para diminuir as perdas de gás. Após diversosensaios e estudos na comparação entre alumínio e aço, notou-se que o alumínio leva vantagens. Primeiro para ainstalação, porque é leve e os custos das fundações vão ser menores. Os fabricantes garantem a pequenas perdasde gás e por correntes parasitas (Foucault). A espessura e característica do alumínio nestes casos sãodimensionadas para suportarem os efeitos dinâmicos e térmicos provenientes de um curto-circuito.

Portanto, o uso do alumínio está justificado e até que se prove algo ao contrário ou apareça outra ligaem melhores condições, ele continuará sendo usado. Uma vantagem a mais do SF6 é que ele não é inflamável enão propaga chamas, tendo assim uma grande proteção contra incêndios. A tecnologia SF6 tem cerca de 30(trinta) anos. Os fabricantes desses equipamentos afirmam que até hoje não foi preciso fazer manutenção dassubestações, no sentido que conhecemos.

Nesse particular, o único problema que pode aparecer, diz respeito à dissociação do Hexafluoreto doEnxofre. Sob a ação dos arcos elétricos, o SF6, devido às elevadas temperaturas, se dissocia, numa reaçãoirreversível numa pequena parte ao se resfriar. A parcela que não volta a se associar ataca certos materiais comoo ferro e o cobre, formando fluoretos metálicos como o fluoreto de cobre e o fluoreto de enxofre.

A experiência tem demonstrado que embora em mínima quantidade devem ser eliminados, para o quese utilizam filtros especiais constituídos de óxido de alumínio ativo (al2O3) que são colocados no caminho dogás, no ciclo hidráulico-pneumático do gás. Entretanto estes filtros são usados no sistema à pressão dupla. Nosistema a única pressão a eliminação desses elementos é feita por filtros eletrostáticos que atualmente são osmais utilizados. Estes filtros atraem os fluoretos e sua troca só é feita depois de cinco ou mais anos.

Da dissociação do SF6 resultam o SF5 + F. E naturalmente F é algo indesejável. No entanto sóaparecerão problemas se houver umidade. Se o compartimento estiver seco, os fluoretos comportam-se comobons isolantes e não colocam em riscos as propriedades dielétricas da isolação.

SUBESTAÇÕES

Página: 35

Um detalhe interessante é que nas primeiras instalações de subestações a SF6 que foram feitas em1960, existiam circuitos de monitorização, para verificar as eventuais fugas de gás, dotados de cilindro dereserva que completaria automaticamente qualquer parcela perdida em alguma fuga.

SUBESTAÇÕES

Página: 36

Além disso essas primeiras instalações também possuíam estruturas feito andaimes, com escadas, quese prestavam à inspeção visual de todos os elementos. Entretanto, com o tempo verificou-se que tanto a estruturacomo o circuito de monitorização eram absolutamente desnecessários, sendo portanto suprimidos. Decidiu-seeliminar aqueles elementos e em contrapartida, aperfeiçoar o sistema de alarme, que ganhou sensores deumidade, pressão e mais sinalizadores. Qualquer anormalidade faz soar o alarme e o técnico vai entãoinspecionar executando a manutenção, se necessária.

Entretanto, a densidade é um dado mais importante que a pressão porque representa a pressão jácompensada pela temperatura ambiente. A densidade é a referência absoluta para se verificar a manutenção ounão das características dielétricas originais do equipamento. Nunca a pressão ou a temperatura isoladamente. Ascaracterísticas dielétricas do gás SF6 à pressão normal indica que ele se mantém para as tensões nominais comoisolante porém não se deve Ter sobre-tensões e as chaves ou disjuntores não devem operar nestas condições.

Este fato justifica a não instalação de elementos que disparariam os disjuntores e chaves. Na posiçãoque o equipamento se encontra ele deve ficar até que a pressão se normalize após indicações dadas pelos alarmesao pessoal da manutenção. Da mesma forma como a sub-pressão é problemática, a sobre-pressão também o é.Existem limites para a compressão do gás SF6, uma vez que ele se liquefaz à temperatura de –20o C sob apressão de 22 bars.

Os equipamentos funcionam com 3,5 bars aproximadamente (nesta pressão ele se liquefaz a –40o C).Em princípio poder-se-ia aumentar mais a pressão e conseqüentemente a sua segurança. Entretanto em locaisonde a temperatura é muito baixa poderíamos ter a liquefação do gás, o que não é conveniente. O fato depodermos aumentar a pressão desde que não tenhamos problema com a temperatura vai permitir a aplicação damesma subestação para tensões mais elevadas na sua quase totalidade, isto porque certos compartimentos ondepor exemplo se encontram os TCs e TPs exigem tratamentos especiais. Porém no compartimento do barramentonão teríamos problemas.

Estes fatos se traduzem em economia visto que normalmente um aumento da tensão significaria numaumento nas dimensões de todo o sistema. Entretanto os fabricantes devem especificar também as distâncias e onível de impulso. Os fabricantes normalmente fazem as subestações para 138 kV e para determinadasintensidades de corrente como por exemplo 2.500A. Se as características mecânicas suportarem o aumento dapressão e o novo nível de impulso poderíamos utilizá-los para tensões mais elevadas porém sem ultrapassar acorrente nominal. Caso na mesma tensão nominal (138 kV) tenhamos uma intensidade de corrente de 4.000 Atorna-se necessário passarmos para outra classe de tensão ou seja 245 kV por exemplo. Isto se faz devido asdimensões serem maiores e a dissipação térmica provocada pelos 4.000 A ser facilitada.

Uma outra aplicação do SF6 é em cabos que se justificam em alguns casos, como, próximo deaeroportos ou locais de difícil instalação de torres de linhas de transmissão. Evidentemente, os custos novamentesão elevados. É fato comprovado que aplicações de equipamentos a SF6 só se justifica financeiramente paratensões acima de 245 kV comparando com os equipamentos convencionais se não levarmos em conta o terreno.Caso contrário a opção para tensões menores podem se justificar como é o caso de aplicações em 138 kV. Pode-se citar a Estação Terminal Centro I que compreende 10 bays de 230 kV e 11 bays de 88 kV.

O dinheiro que a Light teria que despender para aquisição de um terreno naquelaregião (Alameda Glete, Helvétia e Avenida São João), suficiente para colocar uma subestaçãoconvencional com as mesmas características, daria para comprar dez subestações a SF6idênticas aos que lá estão. Por estas razões a solução foi aplicar SF6. Portanto, em grandescentros nas mesmas condições vão ocorrer as mesmas opções das concessionárias.

Nessa comparação de preços convém ainda citar a limitação do planejamento e construção unicamentea etapa que é necessária, não sendo preciso prever estruturas e fundações como são indispensáveis nassubestações convencionais.

Como já foi comentado, as ampliações nestas subestações dispensa interrupções. A única previsãoexigida é quanto à reserva de espaço. O trabalho de ampliação se resume a acoplamentos dos módulos. Aprimeira subestação a SF6 aplicada no Brasil para fins industriais, está localizada na Cia. Vale do Rio Doce naárea do Porto do Tubarão. O layout é mais ou menos o seguinte: duas linhas de entrada em 138 kV,acoplamento, cinco transformadores sendo um para reserva. Cada transformador trifásico é de 90 MVA, 138/34,5kV e tem um conjunto individual, pois cada um praticamente é responsável pela alimentação de uma usina depelotização.

A subestação é em dois andares. Essa definição foi tomada devido ao local disponível. Não haviacomo dispor na horizontal por uma razão muito simples. O terreno destinado à subestação fica dentro do anel daferrovia que serve as usinas, ou seja, o leito da ferrovia descreve um anel, necessário inclusive às própriasmanobras de retorno dos trens, sendo que em volta desse anel ficam as usinas de pelotização e no seu interior asubestação que irá alimentá-los.

SUBESTAÇÕES

Página: 37

A área no interior do anel não comportaria uma montagem horizontal e muito menos uma subestaçãoconvencional. Este detalhe mais o de poluição, atmosfera marítima e manutenção, justificou a aplicação de SF6que era somente 15% mais cara que a convencional sem levar em consideração o terreno.

A área do anel era pequena demais para se implantar uma usina de pelotização e grande demais paraser perdida. A aplicação de subestações blindadas vem eliminar uma série de problemas em instalações cujoslocais apresentam poluição química onde a corrosão normalmente provocaria a troca de torres, chaves e atéisoladores praticamente todo o ano, como ocorrem na COSIPA em Santos e mesmo em Tubarão.

A característica mais explorada no sentido de se mostrar as vantagens das subestações a SF6 é aeconomia de espaço, conforme já foi comentado.

Apenas para se ter noção da ordem de grandeza dessa economia, segundo garantem os fabricantes, éde 90% da área ocupada pela subestação convencional para as mesmas condições nominais. Para os 905 MVAda Centro I seria necessários 100.000 m2 se a opção fosse convencional, contra 7.000 m2 que foramefetivamente ocupados (7%).

Uma outra vantagem ainda é com relação ao tempo de montagem. Consegue-se reduzir para 25% dotempo, incluindo fundações e terraplanagem.

8.5. DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS

Geralmente as subestações blindadas a metal com isolamento SF6 correspondem no seu arranjo geralàs instalações ao ar livre.

SUBESTAÇÕES

Página: 38

8.6. DISPOSIÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES.

8.6.1. APRESENTAÇÃO.

A seguir, apresentamos algumas disposições típicas de lay-out de subestações blindadas, onde notamosas reduzidas dimensões necessárias à sua construção.

IDENTIFICAÇÃO DOS COMPONENTES DA FIGURA 08.06.01.011. Disjuntor2. Mecanismo de acionamento do disjuntor3. Isoladores4. Chave de Aterramento5. Chave de Aterramento rápido6. Transformador de Corrente7. Transformador de potencial8. Painel de conexão dos cabos9. Barramento10. Painel de comando e controle11. Buchas isoladas

Tabela 08.06.01.01

IDENTIFICAÇÃO DOS COMPONENTES DA FIGURA 08.06.01.021. Disjuntor2. Mecanismo de acionamento do disjuntor3. Isoladores4. Chave de Aterramento5. Chave de Aterramento rápido6. Transformador de Corrente7. Transformador de potencial8. Painel de conexão dos cabos9. Barramento10. Painel de comando e controle11, Buchas isoladas

Tabela 08.06.01.02

SUBESTAÇÕES

Página: 39

IDENTIFICAÇÃO DOS COMPONENTES DA FIGURA 08.06.01.031. Disjuntor2. Mecanismo de acionamento do disjuntor3. Isoladores4. Chave de Aterramento5. Chave de Aterramento rápido6. Transformador de Corrente7. Transformador de potencial8. Painel de conexão dos cabos9. Barramento10. Painel de comando e controle

Tabela 08.06.01.03

IDENTIFICAÇÃO DOS COMPONENTES DA FIGURA 08.06.01.041. Disjuntor2. Mecanismo de acionamento do disjuntor3. Isoladores4. Chave de Aterramento5. Chave de Aterramento rápido6. Transformador de Corrente7. Transformador de potencial8. Painel de conexão dos cabos9. Barramento10. Painel de comando e controle11, Barramento Auxiliar

Tabela 08.06.01.04

IDENTIFICAÇÃO DOS COMPONENTES DA FIGURA 08.06.01.05

1. Disjuntor2. Mecanismo de acionamento do disjuntor.3. Isoladores.4. Chave de aterramento.5. Chave de aterramento rápido.6. Transformador de corrente.7. Transformador de potencial.8. Painel de conexão dos cabos.9. Barramento.10. Painel de comando e controle.

Tabela 08.06.01.05

SUBESTAÇÕES

Página: 40

8.7. EXEMPLO DE LOCAIS PARA APLICAÇÃO.

A alimentação elétrica de grandes edifíciosatravés de subestações de alta tensão podem ser feitas nosubsolo do edifício. Esta possibilidade auxiliará oplanejamento, aplicação e redução de custos naconstrução de novos bairros, hospitais, universidades egrandes conjuntos de lojas, escritórios e residências.

8.8. COMENTÁRIOS SOBRE A IMPLANTAÇÃODA SUBESTAÇÃO TERMINAL CENTRO I,DA LIGHT – SÃO PAULO.

Devido à crescente demanda de energia elétricana região central da capital de São Paulo, a LightServiços de Eletricidade concluir que para satisfazer asnecessidades atuais e futuras dos consumidores, seria necessário aumentar a capacidade das suas subestações e,evidentemente modificar parte da malha de distribuição. Entretanto, qualquer solução para o problema deveriasatisfazer as seguintes imposições:

1. Instalação dos centros de distribuição, o mais próximo possível das concentrações de cargas. 2. Sistema de alta confiabilidade. 3. Malha de distribuição econômica. 4. Paralela a estas imposições, comuns a qualquer tipo de subestação, surgiram outras, tais como: 5. Reduzida área da instalação, devido a problemas com desapropriações e, principalmente, alto

custo dos terrenos no centro de São Paulo. 6. Resistência dos materiais isolantes à poluição atmosférica. 7. Características arquitetônicas condizentes com os projetos de urbanização municipais.

Após adquirir subestações blindadas isoladas com SF6, solução mais adequada àsimposições estabelecidas, a Light contratou a Eletro Projetos S/A, Estudos e Projetos de Engenharia,para que esta desenvolvesse os projetos da subestação e se encarregasse de colocá-la emconcorrência internacional.

O local escolhido para instalação da subestação Centro I, responsável pela recepção de 230kV e posterior transformação e distribuição em 88 kV para as subestações de Paula Souza e Augustae 20 kV para o centro de São Paulo, delimitada pelas Alamedas Glete e Helvétia próximo da AvenidaSão João tem uma área aproximada de 7.300 m2.

Neste local, a Cetenco – Engenharia S/A,empreiteira encarregada da construção civil e a NativaConstruções Elétricas S/A, responsável pelamontagem eletromecânica, instalaram seus canteirosde obras. Nesta época após ler a planta indicativa dascaracterísticas da instalação, comentários como: “Euque ver como eles vão construir uma subestaçãodesse porte numa área tão pequena”, foramfreqüentes. Para quem entende do assunto, segundoos padrões convencionais a área deveria ser de pelosmenos 50.000 m2 e a Centro I ocupa somente 7.300m2, portanto era difícil conceber tal instalação.

A montagem de uma subestação SF6 requerque sejam resolvidos não só problemas de ordemtécnica como também de transporte, alojamento, etc.

Assim, o espaço disponível para o canteiro de obras,devido às características próprias das subestações é bastantereduzido contrariamente o que ocorre nas subestaçõesconvencionais. Isto implica na impossibilidade de searmazenar os equipamentos. Tratando-se de uma subestaçãocompacta e localizada no centro de São Paulo, problemastanto com acesso e manobra das carretas que traziam os equipamentos como com a sua descarga foram

SUBESTAÇÕES

Página: 40

freqüentes. É fácil de imaginar quais os problemas provocados pelo tráfego e manobras de carretas numaAvenida de tráfego intenso como é na Avenida São João.

SUBESTAÇÕES

Página: 41

Além disso foi necessário utilizar um guindaste para retirar os equipamentos das carretas, passá-los porcima do muro e finalmente depositá-los no canteiro de obras. Porém, não havia espaço para armazenamentodesses equipamentos. A solução foi receber os equipamentos parceladamente conforme fossem instalados os quehaviam chegado evitando-se assim que ficassem ao tempo sujeitos a chuvas muito comuns em São Paulo. Aprimeira fase de instalação foi a preparação dos leitos para cabos. Todos os cabos responsáveis pela transmissãode energia em 230 kV são da Pirelli, mais precisamente cabos OF (Óleo Fluido). O lançamento do cabo tambémapresentou certos detalhes interessantes. Um cabo OF de 1.200 mm2 pesa aproximadamente 50 kg/m, e, parapoder trabalhar com um cabo de 30 m, foi necessário colocar homens de meio em meio metro, quase 60 homenspara deslocar o cabo.

Todas as partes dos conjuntos blindados, e SF6 (Delle Alsthom) chegaram ao Brasil encaixotados edesmontados. À medida que eram desencaixotados, os cilindros eram (tubos) polidos internamente por meio deescovas de aço para tirar toda e qualquer impureza que pudessem estar aderidas às suas paredes. Por meio de umaspirador foram retiradas essas impurezas. Finalmente após a montagem de uma série de módulos com o auxíliode uma ponte rolante, os tubos foram preenchidos com nitrogênio para retirar toda a umidade. Após algumtempo foi retirado o nitrogênio e colocado o SF6. A etapa seguinte consistiu na medição da isolação entre obarramento e a carcaça metálica. Foram utilizados aparelhos da Pirelli e do Instituto de Eletrotécnica.Interligaram-se todos os barramentos e por meio de uma bucha colocada em um dos barramentos, aplicou-sedurante um minuto a tensão de teste de 475 kV. No instante da aplicação da tensão ocorreu o faiscamento nabucha devido à presença de pequenas partículas de poeira a qual foi removida com percloretileno. Após sanada alimpeza, aplicou-se novamente a tensão de teste e ouviu-se ruídos de descargas internamente ao tubo. Os ruídosforam provocados por pequenas partículas existentes nas suas paredes e barramentos que provocaram descargas.Estas por sua vez, queimaram as partículas com o que os ruídos desapareceram.

Quanto à resistência de terra não houve problemas pois o solo no local é bastante úmido. Por esta razãoa obtenção de uma resistência de terra condizente com a instalação foi finalmente obtida. Toda Malha de Terrafoi executada com solda Cadwel, visando melhorar as conexões, eliminando as resistências de contato. Aresistência de terra deu-se aproximadamente 2,0 ohms. Para facilitar acompreensão do funcionamento da subestação, o diagrama unifilar foitransformado num diagrama de bloco. A entrada de energia é feita peloconjunto blindado de SF6 230 kV por meio de cabos OF. Atualmenteexistem duas linhas de 500 MVA e está prevista a instalação da terceira.Em seguida a energia é distribuída para seis transformadores (TUSA),constituindo 6 Bancos de 200 MVA cada um em 230/88 kV e doistransformadores (GE) com previsão de um no futuro, de 130 MVA 230/20kV. A saída dos bancos de transformadores estão ligadas ao conjuntoblindado a SF6 de 88 kV. Este blindado é responsável pela alimentação deserviços auxiliares através de dois transformadores de aterramento (ITEL)e pelo fornecimento de energia para as subestações Paula Souza (300MVA) e Augusta (100 MVA). Os transformadores 1, 2 e 3 futuros,alimentam o centro de São Paulo e não são isolados a SF6 e simconvencional. Apresentamos acima, na Figura 08.08.01, uma subestaçãoblindada abrigada com blindagem trifásica. Na Figura 08.08.02, temos avista superior de conjuntos blindados de 138 kV com todas as célulasmontadas, no interior do edifício.

9. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO

O dimensionamento de qualquer sistema elétrico deve ser baseado em duas situações: 1. A primeira é considerando o funcionamento normal de todos os componentes, analisando-os com

relação à manobras em condições nominais ou de sobrecargas previstas, consideradas normais. 2. A segunda situação visa analisar o desempenho dos componentes quando solicitados por

condições anormais ou sejam sobre-tensões e sobre-correntes de grandes intensidades, as quaisevidentemente podem comprometer a instalação. A primeira etapa é relativamente simples e exigemuito pouco dos projetistas.

A segunda , em contraposição, exige dos projetistas o conhecimento de conceitos e métodos de cálculospara determinação dos valores anormais assim como, critérios para comparação com os valores especificadospelos fabricantes de equipamentos.

SUBESTAÇÕES

Página: 42

É evidente que dependendo do trabalho a que se propõe o projetista existe uma forma adequada deataque ao problema, quando trata-se de desenvolvimento de um projeto completo de um sistema elétrico osmétodos devem apresentar soluções que indicam claramente o dimensionamento de qualquer trecho do sistema.Para estes casos o método clássico de cálculo de corrente de curto-circuito deve ser utilizado. Entretanto quandopretende-se dimensionar parte do sistema, considerando as contribuições de todas as fontes, mas de formasimplificada, desprezando certas partes, a favor da segurança, utilizam-se métodos simplificados.

Uma subestação é considerada um ponto ou um nó no sistema e todos os componentes ouequipamentos nela localizados ficam praticamente sujeitos ao mesmo valor de curto-circuito. No caso especificode quem pretende estudar a subestação ou melhor, dimensionar os equipamentos, torna-se bastante trabalhoso edemorado o método clássico para o cálculo das correntes de curto-circuito. Para efeito de definições daslimitações dos equipamentos não nos interessam os valores destas correntes através dos diversos ramais oulinhas e sim o valor que realmente chega à instalação, ou seja, o valor correspondente a todas as contribuições noponto em estudo. Portanto pretende-se aqui aplicar um método simplificado e muito difundido nos meiosprofissionais para o caso específico de dimensionamento de subestações.

Antes de entrarmos no estudo do método simplificado em questão passaremos a discutir algumasconsiderações importantes. São agrupadas sob o nome de curto-circuito todos os defeitos provocados por umcontato, tanto entre um condutor e terra, como entre condutores fase. Os curtos-circuitos são provenientes devárias causas como :

1. De origem elétrica, como alteração das características dos isolantes, tornando-se incapazes desuportar sobre-tensões originadas por chaveamento e manobras erradas ou mesmo por descargasatmosféricas;

2. De origem mecânica, como a ruptura dos condutores ou isoladores, a queda de um galho de árvorena linha ou o golpe de escavadeira em um cabo subterrâneo.

Estes contatos acidentais normalmente não afetam os condutores simultaneamente. Em caso de redestrifásicas de altas-tensões, as experiências demonstram que 70 a 80% dos curtos-circuitos ocorrem devido afaltas fase terra. Os defeitos ou faltas trifásicas sobre as redes de cabos subterrâneos são pouco freqüentes equando ocorrem normalmente são provenientes de problemas mecânicos. Exceção deve ser feitas para baixatensões onde a grande quantidade de cabos trifásicos aumenta o risco.

Estudaremos as características das correntes produzidas em caso de curto-circuito tripolar. Mais adiante,aplicaremos os conceitos aqui estudados aos casos de curtos-circuitos bipolares e monopolares.

Suponhamos um gerador trifásico funcionando em vazio, que se fecha em curto-circuito tripolar. Nafigura 09.01 está representado o diagrama vetorial das condições de funcionamento para esta situação. A forçaeletromotriz E, existente é produzida por um fluxo φ, defasado 90O

adiantado, que por sua vez produz um campo magnético Hr. Comoo circuito, tem um caráter predominantemente indutivo, acorrente de curto-circuito Is que se produz está atrasada quase90O com relação a força eletromotriz E. Esta corrente Is cria ocampo Ha que está em oposição de fase com Hr e que produz ofluxo de excitação φ.

Porém este fluxo não pode desaparecer repentinamente,uma vez que a diminuição do mesmo, pela lei de Lenz, origina correntes indutivas que tendem a mante-loinvariável. Estas correntes circulam em parte através do enrolamento de excitação ou o de amortização, e empartes de ferro. O campo magnético Had, assim formado que nos primeiros ciclos compensa o campo magnéticoHa, desaparece pouco a pouco. Com ele, também vai desaparecendo o fluxo magnético φ até chegar a um valorque corresponde a força eletromotriz do estado de curto-circuito permanente.

Da forma analisada percebe-se como ocorre nos primeiros ciclos a elevação da corrente de curto-circuito, assim como será a atenuação para o valor permanente. Efetivamente, ao haver desaparecidopraticamente as resistências do circuito por efeito do curto-circuito, a única oposição á passagem da correnteesta na reatância de dispersão X1 do gerador, assim a força eletromotriz será: 1XIE ⋅= .

Como X1 é muito pequena e E, tem praticamente seu valor nominal, o valor de I será muito grande.Dadas as características indutivas do circuito, a forma da corrente de curto-circuito será diferente, dependendodo valor da força eletromotriz alternada , e o instante em que o curto-circuito ocorre.

Estudaremos os dois casos extremos, ou seja quando E = Emax e quando E = 0. Quando a forçaeletromotriz passa por seu valor máximo, a corrente de curto circuito produzida é simétrica como mostra a figura09.02, na página seguinte.

As amplitudes descressem gradualmente devido, como vimos a forte reação desmagnetizante dacorrente de curto-circuito, que é muito reativa e faz diminuir o fluxo φ , e portanto, a força eletromotriz E.

SUBESTAÇÕES

Página: 43

A intensidade inicial Is corrente de curto-circuito está limitada praticamente pela reatânciade dispersão da máquina X1 uma vez que o fluxode dispersão, por fechar-se quase exclusivamenteatravés do ar e de partes laminadas, se estabeleceinstantaneamente.

O valor eficaz inicial desta corrente será:

1k X

EI ≅′′ , onde:

1. Is = valor máximo da corrente decurto-circuito dinâmica.

2. kI ′′ = corrente simétrica de curto-circuito inicial valor eficaz. 3. Ik = corrente permanente de curto-circuito.

Ao valor Is da corrente de curto-circuito dá-se o nome de corrente de impulso ou dinâmica,correspondente à crista do primeiro semi-ciclo: ks I2I ′′×=

Como vimos, o valor da corrente de curto-circuito dinâmica (Is), vai diminuindo até que, passadoalguns ciclos, alcança-se o valor correspondente a corrente de curto-circuito permanente, cuja intensidadedepende da reatância total do gerador, soma da reatância de dispersão e da síncrona. (esta última devido aocampo girante síncrono da reação do induzido ).Se o curto-circuito ocorre no instante em que aforça eletromotriz passa pelo valor zero, acorrente de curto-circuito assume a formarepresentada na figura 09.03.

Sabe-se que uma indutância ao serenergizada repentinamente, a corrente que seforma constará da componente continua de valorigual a amplitude da corrente alternada, no casoa indutância se conecte no momento em que atensão passa pelo seu valor nulo. O valor destacomponente contínua seria constante se aresistência do circuito fosse absolutamente nula. Porem como esta resistência, ainda que pequena, tem certovalor, o valor da componente continua se amortiza rapidamente até desaparecer.

Como o valor da componente continua é igual a amplitude da corrente alternada, teríamos que o valorda corrente máxima de curto-circuito seria: kkks I22I2I2I ′′×=′′×+′′×= ⇒ ks I22I ′′××= . É omesmo que dizer que corresponde ao dobro do valor estudado quando a tensão passa pelo valor máximo. Estevalor pode ser expresso teoricamente através da expressão: ki I2fI s ××= , onde o fator fi

denominado fator de impulso varia entre 1 ≤ fi ≤ 2 e pode ser determinado através do gráfico da figura 09.05 ou

pela expressão: XR033,1

i e978,0022,1f−

×+= , onde: 1. R = Resistência ôhmica 2. X = Reatância Indutiva 3. Z = Impedância Total

2L

2 XRZ += .Entretanto como queremos introduzir um método que independa da rede, com relação a seus

parâmetros, não teremos a resistência R e nem a reatância X dos circuitos, necessários para obtenção do fator deassimetria ou impulso. Deste modo consideramos, baseados em experiências anteriores, o fi = 1,8.

Assim a corrente dinâmica de curto-circuito que corresponde ao primeiro semi-ciclo, fica:

ks I28,1I ′′××= ou ks I55,2I ′′×= .A componente contínua é praticamente nula ao cabo de 0,25 seg. A partir dai a corrente de curto-

circuito assimétrica torna-se simétrica e vai se amortizando até o valor permanente.Naturalmente, se o curto-circuito se estabeleceu quando a força eletromotriz tem um valor intermediário

aos que estudamos, existira sempre uma componente continua, ainda que seu valor seja inferior ao que resultaquando a tensão é nula no instante do curto-circuito.

SUBESTAÇÕES

Página: 44

Tenha-se em consideração que , paracorrentes trifásicas, quando se produz um curto-circuito tripolar e em uma das fases passa pelovalor zero, as outras, terão valores não nulos. Porisso as correntes de curto-circuito nestas fases seráinferior a da fase com tensão nula.

Como previamente, não podemos conhecero instante em que se produzirá o curto-circuito,para o cálculo e projeto dos aparelhos de proteção eequipamentos de manobra, temos que levar emconsideração a situação mais desfavorável eportanto supor que o curto-circuito ocorrerá quandoa tensão passar por zero. Envolvendo as figuras09.02 e 09.03 observaremos que o tempo que durao curto-circuito pode ser dividido em três:

1. Período subtransitório: durante esteperíodo inicial, a corrente Is decrescerapidamente. Varia de 1 a 10 ciclos a suaduração. Corresponde à variação até acomponente continua se anular.

2. Período transitório: durante este período, acorrente de curto-circuito vai diminuindolentamente. Corresponde a variação deamplitude, porém de forma simétrica. Podemdurar até 100 ciclos.

3. Período permanente: a corrente de curto-circuito alcança o valor permanente e semantêm até que o circuito seja interrompido.

Enquanto no período subtransitório ocorremgrandes esforços eletromecânicos nos elementossubmetidos ao curto-circuito, os períodos transitório epermanente provocam, um intenso aquecimento.

Os efeitos eletrodinâmico e térmico, devem servir como base para a especificação de toda a instalação,que, ficará submetida a estas solicitações até que os elementos de proteção se manifestem. Definiremos algunsconceitos, relacionados com os equipamentos de manobra ou interrupção.

9.1. CAPACIDADE DE INTERRUPÇÃO

Valor eficaz da corrente que, como máximo, oequipamento pode interromper com segurança ou com umaligeira deterioração dos contatos. Muitas vezes expressa-se acapacidade de interrupção em kA ou em MVA, cuja expressãose refere a sistemas trifásicos como: dnd IU3P ××= ,onde:

1. Pd = potência de interrupção ou desligamentoem MVA.

2. Un = tensão nominal em KV. 3. Id = corrente de interrupção ou desligamento

em kA.Quando se fecha um disjuntor em um circuito com curto-circuito a corrente começa a circular um

instante antes do fechamento total do contatos, produzindo arcos, e aparecendo forças eletrodinâmicas derepulsão que podem ser tão elevadas que impedem o fechamento do aparelho. Cada disjuntor tem o seu poder defechamento sob curto-circuito, que deve ser superior ao valor instantâneo que pode alcançar o curto-circuito. Acorrente de interrupção ou de desconexão, Id de um disjuntor se expressa por: kd II ′′×= µ , onde:

1. kI ′′ = corrente de curto-circuito eficaz simétrica inicial. 2. µ = fator de amortecimento.

SUBESTAÇÕES

Página: 45

Na figura 09.05 está representado a corrente de desligamento simétrico no caso de um curto-circuitotrifásico. No Caso de curto-circuito Bifásico, osvalores das abscissas na figura 09.01.01 devem sermultiplicados por 3 , para se obter o valor darelação: n)2(k II ′′ . O maior valor da constante

de tempo )2(dI fornece valores mais elevados de

kd II ′′ do que no caso de curto-circuito trifásico.No caso de curto-circuito monofásico, os valores dasabscissas nk II ′′ deverão ser multiplicados por 3.Dentro da margem de retardo mínimo de abertura,somente se observa uma diferença apreciável entre

kI ′′ monofásico )1(kI ′′ e )1(dI quando o curto-circuito é próximo do gerador.

Por outro lado, quando os transformadores de rede são aterrados, o valor de Id(1) será igual ao dacorrente subtransitória inicial eficaz de curto-circuito )1(kI ′′ , conforme figura 09.01.02.

9.2. A CORRENTE PERMANENTE DE CURTO-CIRCUITO Ik

O valor da corrente de curto-circuito pode sercalculada com o auxilio das equações já indicadas para osdiversos casos de curto-circuito. A força eletromotriz a sercalculada é a tensão Ey, que resulta no gerador sob carga ecorrente nominal, com cos φ = 0,8 e reatância síncrona. Paratanto, pressupõe-se que a excitação do gerador não semodifica, após o aparecimento do curto-circuito.Eventualmente, se a maquina pode ser sobre-excitada énecessário efetuar os cálculos com um valor de Ey maiselevado. A carga dos consumidores, existentes na rede, já nãopode mais ser desprezada quando do calculo do valor dacorrente permanente de curto-circuito. Isto porque, no casode um curto-circuito na rede, a tensão residual nos terminaisdo gerador será tanto maior quanto mais elevada forimpedância da rede, em relação a reatância do gerador. Osconsumidores ligados podem então ainda consumir uma certacorrente com que se deduz da corrente que flui em direção

do ponto de curto-circuito.Uma vez que a impedância de carga não pode ser exatamente determinada (motores, luz, aquecimento,

etc.), e como é variável a capacidade de sobre-excitarão do gerador, a determinação da corrente permanente decurto-circuito não pode ser feita com a mesma precisão como a da corrente de interrupção Id. A correntepermanente de curto-circuito pode ser obtida da figura 09.02.01 para as condições de excitação a plena carga eem vazio, com auxilio do fator nk II=λ em função da relação n)3(k II ′′ . Não foi levada em consideraçãoa influência de impedância de carga.

No caso de curto-circuito bifásico, os valores da abcissa da figura 09.02.01 devem ser multiplicadospelo fator 3 , para se obter a relação n)2(k II ′′ , e, no caso de curto-circuito monofásico, deve-se multiplicar

pelo fator 3 para se obter a relação n)1(k II ′′ . Em conseqüência, a corrente permanente de curto-circuito

bifásico, é dada por: nk II ××= 3)2( λ e, no caso de defeito monofásico será:

nk II ××= 3)1( λ ∴ TrifásicoII nG3K →×= λ .

Reconhece-se que a corrente permanente de curto-circuito, no caso trifásico será menor que no bifásico,e este por sua vez, menor que no monofásico.

SUBESTAÇÕES

Página: 46

9.3. CÁLCULO DOS VALORES DAS REATÂNCIAS DE CURTO-CIRCUITO.

A impedância própria dos elementos que constituem um circuito, é a característica que limita o valor dacorrente que pode circular por este circuito, o que também é valido para o caso da corrente de curto-circuito.Como Sabemos a impedância é composta de resistência e reatância.

Quando um destes componentes é ao menos 3 vezes maior que a outra, esta última pode ser desprezada,nos cálculos tornando-se então como valor da maior componente. Nos circuitos de corrente alternada comtensões nominais superiores a 1.000V, pode-se desprezar a resistência e utilizar-se somente a reatância comovalor total da impedância.

Como para o momento, somente estudaremos as corrente de curto-circuito para circuitos de alta-tensão,aplicaremos o critério anteriormente exposto. Normalmente, nos cálculos de corrente de curto-circuito seempregam valores de reatância expressos em percentual, que é como se especificam nas placas de característicadas máquinas.

A reatância em percentual ou reatância percentual, se refere sempre a intensidade nominal a plena cargae a força eletromotriz nominal. Por exemplo a reatância síncrona percentual de um gerador, será o valor de suatensão de reatância síncrona a plena carga, expressa em porcentagem da força eletromotriz do gerador.

9.3.1. REATÂNCIA SÍNCRONA DO GERADOR

dnd X100

EIX%X =×

×= da mesma forma, a reatância síncrona percentual de um transformador será o

valor de sua tensão de curto-circuito, expressa em percentagem da tensão em seus bornes, ou seja:

9.3.2. REATÂNCIA PERCENTUAL DO TRANSFORMADOR

100UU%X

b

cc ×=

9.3.3. REATÂNCIA PERCENTUAL DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO

100U

IX%X ××

= ou 2b

U10P%X×

= , onde:

1. Pb - potência base (KVA) 2. U - tensão nominal (KV) 3. X - impedância de uma fase em (Ω)

Ao dizer-se que uma reatância é de 12% referida a corrente nominal, queremos dizer que ao circular areferida corrente é produzido no elemento do circuito considerado uma queda de tensão de 12% da tensãonominal. Muitas vezes torna-se interessante recorrer á representação por unidade (p.u), que significa dividir por100 o valor percentual correspondente.

Assim uma reatância de 12%, equivale a 0,12 p.u. O valor da reatância de um elemento do circuito éexpresso normalmente em relação a uma potência aparente nominal. Naturalmente, dado o valor de umareatância a uma potência determinada, seu valor será diferente se for referido a outra potência.

Portanto antes de processarmos os cálculos é necessário referir todos os distintos elementos do sistema auma referência ou base comum. Além dos geradores, transformadores e linhas existem outros elementos queinfluenciam ou contribuem nos valores das correntes de curto-circuito.

Em tabelas são expressos os valores das reatâncias que devemos considerar para compensadoressíncronos e os motores elétricos referidos a potência nominal da máquina.

100xI

Id

nk ×

′′=′′ ou 100

xPP

d

nk ×

′′=′′ .

É conveniente lembrar que motores assíncronos contribuem durante um tempo muito pequeno.Entretanto deve ser considerado pois na região subtransitória a sua contribuição implica em efeitos maisintensos.

Na região síncrona ou permanente de curto naturalmente sua contribuição deve ter desaparecido eportanto não há necessidade de considera-lo no cálculo dessa corrente.

Na placa dos motores normalmente é apresentada a relação entre a corrente de partida referida anominal, a reatância subtransitória corresponde ao inverso dessa relação.

Para um motor cuja corrente de partida e igual a 5 vezes a nominal, a reatância será 1/5 = 0,2.

SUBESTAÇÕES

Página: 47

9.4. DETERMINAÇÃO DA CORRENTE EFICAZ MÉDIA – Ikméd.

Como observamos, precisamos do valor dacorrente elétrica que servirá de base para odimensionamento térmico dos componentes. Temos

kI ′′ que é eficaz inicial e Ik que é o valor eficazpermanente.

Portanto necessitamos determinar o valormédio eficaz desde o instante em que ocorre o curtocircuito, até o instante em que o dispositivo de proteçãoelimine totalmente a perturbação ( até a eliminação doarco). A figura 09.04.01 nos possibilita determinar ovalor médio da corrente de curto-circuito entre osvalores assimétrico e simétrico, através dos fatores “m”e “n” nas curvas para determinação dos fatores “m” e“n”, necessitamos de conhecer o tempo de duraçãodesde o inicio da falta até o total de interrupção do arcoelétrico pelo disjuntor. Para o fator “m” existemindicadas no gráfico várias curvas, correspondendo cadauma ao fator de assimetria ou de impulso fi, o qualdepende de relação R/X envolvida na falta.

Para o fator “n” existem curvas definidas pelarelação entre kI ′′ e kI . Determinado os valores “m” e

“n” , a corrente de curto-circuito médio é determinada através de : nmII kkmedio +′′= .

10. CONCEITOS BÁSICOS PARA O CÁLCULO DE POTÊNCIA E CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO.

Sabemos de análises anteriores que as potências e correntes de curto-circuito são relacionadas com os

valores nominais pela expressão: n

k

n

k

II

PP ′′

=′′

. Nos geradores temos: %dn

x100

II k

′′=

′′. Nos

transformadores temos: %ccn

k

x100

II

=′′

10.1. GERADORES ACOPLADOS EM PARALELO.

Quando dois ou maisgeradores estão acoplados emparalelo sendo de diferentespotências porém com igualreatância subtransitória osgeradores podem sersubstituídos por um geradorequivalente, cuja potência é asoma das potências de cada

gerador e cuja reatância subtransitória é a comum.

No caso da figura temos: %15x%15x

%15x

MVA603525P

MVA35PMVA25P

"d

"d

"d

eq

2

1

eq

2

1

=

=

=

=+===

Se os geradores são de potências e reatâncias diferentes, se calculará a potência equivalente de cada umcom relação a uma reatância subtransitória comum a todos e então repete-se o caso anterior.

SUBESTAÇÕES

Página: 48

%18x MVA20P

%15x MVA15P"d2

"d1

2

1

==

==

Escolhendo como referencia por exemplo 15% para a reatância temos:

%15P

xP 2

d

2

2

′=

′′ ou seja

2d22 x

%15PP′′

=′ ∴ MVA67,16181520P2 =×=′

Portanto temos: %15x%15x

%15x

%15x

MVA67,31PMVA67,16P

MVA15PMVA15P

"d

"d

"d

"d

eq

'2

1

1

2

1

1

=

=

=

=

==

==

10.2. TRANSFORMADORES ACOPLADOS EM PARALELO.

No Caso de transformadores acoplados em paralelo procede-se de forma análoga aos geradores, levandoem conta a reatância de curto-circuito dos transformadores.

Portanto temos: %5x%5x

%5x

%5x

MVA17,4967,165,1220PPPP

MVA67.168520

xx

PP

MVA5,128520

xx

PP

MVA20P

cc

cc

cc

cc

321eq

cc

cc3

'3

cc

cc2

'2

1

3

2

1

3

1

2

1

=

=

=

=

=++=++=

=⋅=⋅=

=⋅=⋅=

=

10.3. GERADOR E TRANSFORMADOR ACOPLADO EM SÉRIE.

10.3.1. GERADOR ACOPLADO EM SÉRIE COM TRANSFORMADOR DE MESMA POTÊNCIANOMINAL.

No caso, o conjunto gerador-transformador, equivale a um geradorde mesma potência, cuja reatância subtransitória é a soma das reatâncias dogerador e do transformador.

%20515xxx%5x%5x

MVA25PMVA25P

MVA25P

cc"d

"d

cc

"d

eq

tr

g

eq=+=+=

==

==

=

10.3.2. GERADOR CONECTADO EM SÉRIE COM UM TRANSFORMADOR DE DISTINTAPOTÊNCIA NOMINAL.

Agora, se opera de forma semelhante, porém reduzindopreviamente a reatância de curto-circuito, do transformador para a potênciado gerador, ou vice-versa, e soma-se as reatâncias do transformador egerador para obter-se a reatância equivalente da associação.

%5,7xx15

%612

cccc

=′′⇒′′

= , e como MVA15PP geq == , temos:

SUBESTAÇÕES

Página: 49

%5,195,712xxx ccddeq=+=′+′′=′′

10.4. GERADOR EQUIVALENTE DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO.

Para o cálculo das corrente de curto-circuito, a reatância do condutorpode ser substituída por um gerador que produz a mesma potência de curto-circuito que resultaria da conexão da reatância X a Tensão Un.

A Tensão de dispersão dx ′′ do gerador equivalente se calcula a partir de

: XUP 2nk =′′ onde Un é a tensão no ponto a colocar o gerador, a qual é

geralmente 5% superior a tensão U de serviço da rede. Por outro lado, Pn é apotência do gerador ou transformador ao qual está conectado o condutor no ponto.

100PP

xk

n%d ×

′′=′′ e, como,

xU

P2

nk =′′ , temos: 100

U

XPx

2n

n%d ×

×=′′

Por exemplo, se temos uma linha aérea de tensão de serviço 110kV e 20km de comprimento sendo X =0,4Ω/km teremos: Un = 1,05 x U = 1,05 x 110 = 115,5kV e, como U = 0,4 x 20 = 8Ω, temos:

MVA660.18

5,115x

UP

22n

k ===′′ .

Suponhamos que a potência do gerador ou do transformador que alimenta a linha seja: Pn = 30 MVA, atensão de dispersão do gerador equivalente, será:

%8,1U

xP5,115830x

2n

n2d =

×=

×=′′ ou %8,1100

166030100

PP

xk

nd =×=×

′′=′′

10.4.1. EXERCÍCIO 1

Sobre as barras de 6 kV da figura 10.04.01.01, estão em serviço 3 geradoresde características indicadas na figura. Determinar as correntes de curto-circuito nospontos A, B e C.

10.4.1.1. SOLUÇÃO

10.4.1.1.1. CURTO-CIRCUITO NO PONTO A

Neste caso os três geradores alimentam o ponto A. Passamos adeterminar o gerador equivalente para %15xd =′′ , conforme figura10.04.01.01.01.01 ao lado.

3,818

1015P15P

1810

1G1G =

×=′⇒

′=

MVA3,3815153,8PG eq =++= %15X d =′′

1. Potência de curto-circuito:

MVA25510015

3,38xP

Pd

eqk =×=

′′=′′ ⇒ MVA255PkA =′′

2. Corrente de curto-circuito trifásico inicial eficaz (subtransitória ).

kA6,24673,1

255U3

PI k

k =×

=×

′′=′′ ⇒ kA6,24IkA =′′

3. Corrente dinâmica correspondente ao 1o semi-circuito (valor máximo ).kA7,626,2455,2I55,2I ks =×=′′×= ⇒ kA7,62I sA =′′

4. Corrente nominal do gerador equivalente.

kA7,363

3,38U3

PI n

n =×

=×

= ⇒ kA7,3I nA =

5. Corrente permanente de curto-circuito trifásico.

SUBESTAÇÕES

Página: 50

65,67,36,24

II

n

)3(k ==′′

Para geradores de pólos salientes e xd = 1,0 ( reatância síncrona ) temos:kA6,127,34,3II nkA =×=×= λ

Se escolhermos um Disjuntor com tempo total de interrupção de 100ms a sua capacidade de interrupção(figura 10.04.01.01.01.03), será: kA96,176,2473,0I73,0II kkd =×=′′×=′′×= µ ⇒ kA96,17I dA =

10.4.1.1.2. DETERMINAÇÃO DO VALOR EFICAZ MÉDIO DA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO.

Para o ponto B e C, devemos considerar o maiorvalor das contribuições no local, ou seja: (figura10.04.01.01.02.01).

1. Ponto B: Observamos que as contribuiçõesdevido aos geradores G2 + G3 serão maioresque a contribuição devido a G1, assimdevemos considerar os geradores G2 + G3 parao cálculo a maior contribuição.

2. Ponto C: Efetuando-se análise idêntica aoponto B observamos que as contribuiçõesdevido a G1 + G2 serão maiores que acontribuição devido a G3, assim consideramoso maior valor para o cálculo.

nmII kkmedio +×′′=

kA2,2991,05,06,24I kmedio =+×=

kA2,29I kAmedio =

10.4.2. EXERCÍCIO 2

Calcular a potência e as correntes de curto-circuito nas barrasde 20 kV, da figura 10.04.02.01, ou seja , no ponto A, com objetivo dedeterminar a capacidade de interrupção que terá o disjuntorcorrespondente, ali instalado.

10.4.2.1. SOLUÇÃO

Nesse caso os três geradores alimentam o ponto A. Cadagerador conectado em série com o transformador pode ser substituídopor um gerador equivalente da mesma potência com reatânciasubtransitória de: %251015xd =+=′′ . Os três geradores em paralelopodemos substituir por um gerador equivalente.

SUBESTAÇÕES

Página: 51

MVA75252525PPPP 321 =++=++= .Com reatância subtransitória: %25xd =′′ .O sistema está conectado a duas linhas de 100 km e, como Km/38,0x Ω= , temos: Ω3838,0100 =×

(reatância de uma linha). Assim a reatância nas duas linhas em paralelo será: Ω1938383838x =

+×

=

Logo a potência de curto-circuito de linha de transmissão será: MVA70219

5,115x

UP

22n

k ===′′ ,

%7,1010070275100

PP

xk

nd =×=×

′′=′′

1. OBSERVAÇÃO: Vamos considerar que a tensão na fonte é 5% maior que na carga, assim, a tensãona fonte será 1,05 x 110 = 115,5 KV.

Os transformadores em paralelo T4 e T5, são equivalentes: MVA201010PPP 54 =+=+= e, areatância de curto-circuito será: %8xd =′′ .

Agora vamos reduzir a reatância à potência central de 75 MVA.

%3020758

PPxx

xP

xP

ddndnd

=×=′

×′′=′′⇒′′′

=′′

O circuito da figura 10.04.02.01.01 representa o circuitoequivalente.

A reatância total de curto-circuito total será: 1. Gerador equivalente = 25% 2. Linha de Transmissão = 10,7% 3. Transformadores = 30% 4. Total = 65,7%

Portanto a potência de curto-circuito no ponto A será:

MVA2,1141007,65

75x

PPeq

kA =×=′′

=′′

Observamos que o valor %7,65xd =′′ não corresponde a um gerador real, mas é apenas um valormatemático, adotaremos então %20xd =′′ , que é um valor real para hidrogeradores de pólos salientes comenrolamento de amortecimento.

Portanto, MVA8,22P20P

7,6575

NGn =⇒= ⇒ MVA8,22PNG = ⇒ %20xd =′′

MVA2,11410020

8,22PkA =×=′′

Considere-se que, também para o gerador real da figura 10.04.02.01, a potência de curto-circuito será amesma, se comparada ao valor calculado para a reatância %7,65xd =′′ , o que era de se esperar, uma vez que osistema elétrico considerado, continua o mesmo.

1. Corrente eficaz de curto-circuito, valor inicial :

kA3,32032,114

U3P

In

kAk =

×=

×

′′=′′

2. Corrente de dinâmica, correspondente ao primeiro semi-ciclo: kA4,83,355,2I55,2I ks =×=′′×=

3. Corrente nominal do gerador : kA66,02038,22I n =×

=

4. Corrente permanente do curto-circuito trifásico: 566,03,3

II

n

k ==′′

Para gerador de polo saliente e Xd = 1,00 (reatância síncrona), magnético temos: λ = 3,2. (figura10.04.02.01.02). Ik = λ x In = 3,2 x 0,66 = 2,1kA. Se escolhermos um disjuntor com o tempo total de interrupçãode 100ms, sua capacidade de interrupção será: kA6,23,378,0II kd =×=′′×= µ . (figura 10.04.02.01.03).

Nesse caso temos caracterizado um curto-circuito afastado do gerador, ou seja: 2I

I

n

)3(k <′′

.

SUBESTAÇÕES

Página: 52

10.4.2.1.1. DETERMINAÇÃO DO VALOR EFICAZ MÉDIO DA CORRENTE DE CURTO CIRCUITO.


6,11,23,3

II

k

k ==′′


kA97,35,095,03,3Ikmedio =+×=

10.4.3. EXERCÍCIO 3.

Para o diagrama abaixo, calcular: as correntes e as potências de curto-circuito nas barras de alta tensão e baixa tensão.

10.4.3.1. CÁLCULO DAS CORRENTES E POTÊNCIAS DE CURTO-CIRCUITOPARA A ALTA TENSÃO.

1. Potência de curto-circuito (valor fornecido pela concessionária de energiaelétrica). MVA000.10P"

K =

2. Corrente de curto-circuito inicial, valor eficaz ( )"KI .

kA84,41I101383

1010000U3

PI "K3

6"K"

K =⇒⋅⋅⋅

⇒⋅

=

3. Cálculo do valor de pico da corrente de curto-circuito (IS).

KS Ii2I ⋅∫⋅= . Adotar .8,1i =∫

kA106I84,418,12I SS =⇒⋅⋅=4. Cálculo da potência e da corrente de desligamento.

"Kd

"Kd II e PP ⋅=⋅= µµ

OBS: O tempo de atuação da proteção principal é 100ms e o tempo de atuação da proteção deretaguarda é de 1A.

SUBESTAÇÕES

Página: 53

5. Cálculo da corrente nominal do gerador equivalente àpotência MVA10000P"

K = .

⇒ não possuímos as características reais do geradorequivalente, porém, sabemos que no sistema elétricobrasileiro é de máquinas hidráulicas, que possui comocaracterística reatância sub-transitória ( )"

dX variando entre18 e 22%, e, para o nosso caso, vamos adotar a reatância de18%.

MVA18001001810000

100XPP%18X

"d"

KNG"d ⇒⋅⇒⋅=⇒=

kA53,71383

1800ING ⇒⋅

=

0,1st p/ de valor o calculamos gráfico, no 55,553,784,41

II

NG

"K =⇒⇒= µ

portanto, ,78,0=µ

MVA7800P1000078,0P dd =⇒⋅=

kA63,32I1383

7800I dd =⇒⋅

=

6. Cálculo da corrente permanente de curto-circuito (IK).kA9,29I53,73,3III KKNGK =⇒⋅=⇒⋅= λ

7. Cálculo da corrente térmica (IKter).

nmII "kKTER +⋅=

s1t68,19,24

84,41II

K

"K =→⇒=

kA5,495,09,084,41IKTER ⇒+⋅=

10.4.3.2. CÁLCULO DAS CORRENTES E POTÊNCIAS DE CURTO-CIRCUITO PARA A BAIXATENSÃO.

1. Cálculo do gerador equivalente da associação.⇒ a situação mais séria irá ocorrer quando a barra de baixa tensão estiver com a seccionadora aberta.

Referindo a potência de %360XX1800

6301800 "

d"d

NOVO

NOVO

=⇒=⇒ .

%37818360X MVA1800P "dn =+=→=

⇒ Considerando a predominância de geração hidráulica, vamos adotar a reatância do geradorequivalente como sendo 18%. Para %18X "

d = , temos:

MVA72,85P18P

3781800%18X eq

eq"d =⇒=→=

kA6,3I8,133

72,85I MVA2,476P10018

72,85P NGNG"K

"K BTBT

=⇒⋅

=→=⇒⋅=

SUBESTAÇÕES

Página: 54

2. Cálculo da corrente de curto-circuito – valor eficaz ( )"KI .

kA92,19I8,133

2,476I "K

"K BTBT

=⇒⋅

=

3. Cálculo da potência de desligamento e da corrente de desligamento(Id)."Kd BT

PP ⋅= µ

0,78 gráfico do 0,1st ;53,56,392,19

II

NG

"K =⇒⇒=⇒= µ

MVA44,371P2,47678,0P dd =⇒⋅=

kA54,15I92,1978,0I dd =⇒⋅=4. Cálculo da corrente permanente de curto-circuito (IK).

1,5 gráfico mesmo* kA9,11I6,33,3I KK =⇒⋅=5. Cálculo da corrente térmica (IKTER).

1,6 gráfico mesmo* 0,1st ;68,19,1192,19

II

K

"K =⇒=

kA57,23I5,09,092,19ITERTER KK =⇒+⋅=

11. CÁLCULO DOS ESFORÇOS TÉRMICOS E DINÂMICOS

11.1. INTRODUÇÃO

As correntes de curto-circuito provocam esforços eletrodinâmicos nas barras, isoladores, apoios edemais elementos do circuito. A determinação desses esforços é essencial para dimensionar e selecionar oselementos acima citados, conforme esforço produzido.

11.2. ESFORÇOS TÉRMICOS PRODUZIDOS POR CURTO-CIRCUITO

Os equipamentos e condutores quando submetidos a correntes de curto-circuito,, experimentam umesforço térmico adicional, que depende essencialmente do tempo de duração e do quadrado da corrente de curto-circuito ( tI 2 × ). Deve-se comprovar se o aquecimento sofrido pelas distintas partes da instalação, esta dentrodos limites estabelecidos para cada uma das partes. Como base para determinação do aquecimento, toma-se ovalor permanente da corrente de curto-circuito ( kI ) e o Tempo (t) desde o inicio do curto circuito até adesconexão dos disjuntores correspondentes. Desta forma não consideramos o aquecimento produzido pelacorrente de curto-circuito subtransitória. ( kI ′′ ) que em muitas ocasiões resulta maior que o próprio aquecimentoproduzido pela corrente permanente de curto-circuito ( kI ). Introduziremos nos cálculos, um tempo adicional

t∆ , de modo a considerarmos a contribuição de ( kI ′′ ), e cujo valor é: 2k

2k

)I(T)I(t ×′′

=∆ , onde:

1. T = Fator de tempo das maquinas em segundos.Para curto-circuito Trifásico 0,15 <T< 0,3Para curto-circuito Bifásico 0,25<T<0,6Os valores de “T”, São adotados tanto menores, quanto maior a distância do ponto afetado àfonte. Considerando o calor especifico do material constante, podemos expressar:

)tt(ISk 2

k2∆θ +××= , onde:

1.2. θ = temperatura em graus Celsius (°C) - S = seção do condutor em mm2

1.3. k = constante do material: para cobre K = 0,0058, para o alumínio K = 0,0135 1.4. IK = corrente de curto-circuito em ampères 1.5. t = tempo desde o início do curto-circuito até a desconexão do Disjuntor (segundo) 1.6. ∆t = tempo adicional para levar em consideração o aquecimento produzido pela corrente de

curto-circuito transitório ( kI ′′ ), em segundos.

SUBESTAÇÕES

Página: 55

As sobre-temperaturas admissíveis em caso de curto-circuito para condutores nus são as seguintes: decobre = 200 °C, de alumínio = 180 °C.

11.2.1. EXEMPLO

Determinar a sobre temperatura sofrida por um cabo trifásico de cobre para baixa tensão de 3 x 100mm2 , com o tempo total de desconexão dos disjuntores de 1,5 seg., em caso de curto-circuito trifásico sendo:

kA25I k =′′ , kA15I k = .

11.2.1.1. SOLUÇÃO

T)I()I(t 2

k

2k ×′′

=∆ . Considerando T = 0,2 temos: seg56,02,0)15()25(t

2

2=×=∆

Para temperatura temos: k = 0,0058, S = 100 mm2, T = 1,5 seg., temos: ∆t = 0,56 seg., Ik = 15 kA

)tt(ISk 2

k2∆θ +××= ⇒

2

2

100)56,05.1()000.15(0058,0 +××

=θ ⇒ C269°=θ

O valor obtido é superior do admitido, dessa forma dispomos de duas soluções: 1. Aumentar a seção transversal do cabo 2. Diminuir o tempo de desconexão do disjuntor correspondente.

11.3. CÁLCULO DA ÁREA MÍNIMA DA SEÇÃO TRANSVERSAL DO CONDUTOR ATRAVÉS DACORRENTE DE CURTO-CIRCUITO.

O condutor devera ter uma área mínima para suportar termicamente as solicitações do curto-circuito, eessa área poderá ser calculada através da formula:

[ ])TT(1Ic

184,4

t10IA

1maxnr

o

3k

−+×××

××

××=

ααρ

ρ, onde:

1. A = mínima seção transversal (mm2) 2. Ik = valor permanente da corrente de curto-circuito em (kA) 3. t = tempo de eliminação do defeito (Seg.) 4. c = calor especifico - cobre =- 0,925cal/°Cg, Alumínio = 0,217cal/°Cg 5. ρo = Densidade em g/cm2 - cobre =- 8,9 g/cm2, alumínio = 2,7g/cm2

6. ρr = Resistividade do material em Ω.mm2/m a temperatura T1.ρ cobre = 0,0187Ωmm2/m, ρ alumínio = 0,0286Ωmm2/m, ambos à temperatura de 20°C

[ ])20T(1C 220T o2−+= αρρ

7. α = coeficiente de temperatura °C-1 - 13 C103,4Cu −°×= - 13 C103,4Al −°×= 8. Tmax = temperatura máxima admitida pelo condutor em °C.

condutor nu de cobre = 200 °C, condutor nu de alumínio = 180 °C 9. T1 = Temperatura inicial do condutor em °C

Para os Cálculos de barramento podemos utilizar as expressões simplificadas, da seguinte forma: 1. Condutor Flexível – alumínio: tI1,13S kmedio ××= (mm2), Cobre: tI9S kmedio ××= (mm2)

2. Condutor Rígido - Alumínio: tI2,11S kmedio ××= (mm2), Cobre: tI7S kmedio ××= (mm2)

11.3.1. EXEMPLO

Considerando o tempo de atuação dos Reles e do Disjuntor igual a 0,6 seg., sem ultrapassar astemperaturas normalizadas, calcular a seção transversal de um condutor rígido em um flexível que está sujeito àcorrente de curto-circuito médio de 7,84 kA sabendo-se que o condutor é de cobre.

2kmediof mm576,084,79tI9A ≅××=××= , 2

kmedior mm2,436,084,77tI7A ≅××=××=

1. Observação: conferir o valor térmico (θ)

SUBESTAÇÕES

Página: 56

11.4. CÁLCULO DAS SOLICITAÇÕES DINÂMICAS DA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO.

Temos na Figura 11.04.01 os condutores paralelos percorridos poruma corrente ”I” . Estes condutores estão afastados por uma distância “a” ecomprimento “l” . Nestas condições os condutores estão sujeitos a esforçoeletromagnético.

É necessário determinar o comprimento máximo (Imáx ) que umdeterminado condutor pode ter, de modo a suportar esse efeito dinâmico semsofrer ruptura. Esse valor pode ser determinado através da expressão:

32s

2,0max 10I

wa17,1l

−×

×××=

σ, onde:

1. lmáx = comprimento máximo em cm 2. σ0,2 = tensão mínima de ruptura, em Kg/cm2

3. w = momento de inércia, em cm3

4. Is = corrente dinâmica de curto circuito em kA 5. a = afastamento entre os condutores paralelos, em cm

11.4.1. EXEMPLO

Para os dados abaixo, determinar o comprimento máximo para ocondutor de cobre.

1. a = 120 cm 2. σ0,2 = 1.500Kg/cm 3. w = 0,275cm3

4. Is = 40kA

5. cm1901040

275,0120500.117,1l 32max ≅×

×××= −

11.5. FORÇA DE ATUAÇÃO NOS ISOLADORES.

alii1004,2f 21

2 ××××= −

De modo especifico temos:

1. Para condutor Rígido - alI1004,2F 2

s2

maxh ×××= − , onde Is em kA

2. Para condutor Flexível casos de N fios: n

n2

s2maxh a

lnI

1004,2F ×

××= −

3. Para o exemplo anterior temos: Kgf7,512,19,1401004,2F 22

maxh ≅×××= −

4. A metade dessa força atuará nos isoladores: Kgf262

F maxh = .

As barras devem suportar um momento de flexão, ou seja uma tensão mecânica, menor que o dobro datensão mecânica inicial de ruptura.

Dessa forma temos: 1. Conjugado ou momento de flexão: Barras sólidas

w12lF maxmaxh

h ××

=σ , 2cm)Kgf(

−υσ , Imáx em “cm”, w em cm2

1.1. υσ - fator de freqüência para corrente alternada υσ ≤ 1, dessa forma consideramos o valorυσ = 1.

SUBESTAÇÕES

Página: 57

Assim temos: w12lF maxmaxh

h ××

=σ 2cm)Kgf(

1.2. Para o nosso exercício temos: 2h cmKgf977.2

275,0121907,51

=××

=σ , 22,0

cmKgf000.32 =×σ

Logo, 2,0h 2 σσ ×< - a condição está verificada.

1.3. Para mais de um condutor por fase: n

nnhn w12

lF××

=σ onde:

1.3.1. wn - momento resistente por barramento parcial a condição. 2,0nh σσσ ×≤+ - deverá ser verificada.

11.6. TRANSFORMADORES DE CORRENTE

O transformador de corrente deverá suportar: 1. corrente nominal ( In ) permanente. 2. corrente térmica (Ikmédio) durante o tempo de eliminação do defeito.(1 seg. para norma ABNT)

3. corrente dinâmica (Is) instantaneamente Is ≅ 2,5 Ikmédio → n

k

n

kmedio

n

termico

InmI

II

II +×′′

==

A especificação térmica e dinâmica normalmente é feita em função da corrente nominal (In).

11.6.1. EXEMPLO 1

Para os valores abaixo, determinar a corrente térmica e dinâmica em função da corrente nominal.kA7,15I k =′′ e A60I n =

1. Tempo total da desconexão de proteção t = 0,6 seg. 2. Influência da corrente continua m = 0,1 3. Influência da corrente alternada n = 0,77

24460

77,01,07,15I

nmII

I

n

k

n

termico =+×

=+×′′

=

Itérmico = 244In, para t = 0,6 seg.Idinâmico = 2,5 Itérmico = 2,5 x 244 InIdinâmico = 610 In

OBS: Devemos observar que 2It × é sempre constante.( ) 2

n2

n I6,35721constante6,0I244 ==× , referido ao tempo de 0,6s. Temos que referir ao tempode 1 segundo, conforme prescreve a ABNT, portanto temos:

ndinâmico2dn

2n I189I 1II6,35721 =×=× , referido ao tempo de 1 segundo.

Os cabos de conexão dos TCs deverão ter a seção mínima de : c

ktIS2

kmedio

δ××

= , onde:

1. S = seção do condutor em mm: nmII kkmedio +×′′= em ampères. 2. t = tempo de desconexão em seg. 3. k = número de conexão do disjuntor – com religamento automático k = 2, sem religamento

automático k = 1 4. δ = sobre-temperaturas (para TCs 190oC) 5. c = constante do material : c = 172 para o cobre, c = 74 para o alumínio

11.6.2. EXEMPLO 2

Determinar a seção da barra para TCs para os dados abaixo: 1. Ikmédio = 14,6kA 2. t = 0,6Seg. 3. k = 1 x sem religação 4. δ = 190oC

SUBESTAÇÕES

Página: 58

5. c = 172 para cobre - 22

mm0,63172190

16,0600.14S =×

××=

COLABORADORES

José Luís CardassiCarlos Alberto Tadeu dos Reis Santos

12 – TABELAS.

W J

d s mm2 Kg/m PINTADAS NU PINTADAS NÚ cm3 cm4

20 2 113 1,01 E-Cu F 30 360 325 450 400 0,463 0,4633 160 1,43 430 400 530 500 0,597 0,5974 201 1,79 480 430 600 550 0,684 0,684

32 2 189 1,68 610 540 710 670 1,33 2,133 273 2,43 740 640 830 800 1,82 2,94 352 3,13 840 730 950 910 2,2 3,52

40 2 239 2,12 750 660 820 780 2,16 4,323 349 3,1 910 790 990 950 3 64 452 4,03 1030 900 1130 1080 3,71 7,425 550 4,89 1140 1000 1250 1190 4,2 8,58

50 3 443 3,94 1130 980 1210 1140 4,91 12,34 578 5,15 1290 1120 1380 1310 6,61 15,45 707 6,29 1420 1240 1520 1450 7,24 18,1

6') 829 7,38 E-Cu F 25 1530 1340 1650 1560 8,16 20,48') 1060 9,4 1720 1490 1840 1740 9,65 24,1

63 3 566 5,03 E-Cu F 30 1410 1220 1490 1400 8,1 25,54 741 6,6 1610 1400 1700 1610 10,3 32,45 911 8,11 1780 1640 1880 1780 12,3 38,66 1070 9,56 E-Cu F 25 1930 1670 2040 1930 14 44,18 1380 12,3 2170 1880 2300 2170 16,9 53,4

INTENPÉRIES

Tabela 12.01

CARGAS ADMISSÍVEIS PARA CONDUTORES TUBULARES DE COBRE

DIÂM. EXT.

ESPES. DA PAR. SECÇÃO PESO

MATERIAL

CORRENTE PERMANENTE EM A. VALORES ESTÁTICOSCORRENTE CONTÍNUA E ALTERNADA 60 HZ

INTERIORES

W J

d s mm2 Kg/m PINTADAS NU PINTADAS NÚ cm3 cm4

32 2 189 0,509 E-Al F 10 480 400 550 540 1,33 2,133 273 0,739 580 480 660 640 1,82 2,94 352 0,95 650 550 750 730 2,2 3,52

40 2 239 0,645 590 490 650 630 2,16 4,323 349 0,942 720 690 790 760 3 64 452 1,22 820 670 890 860 3,71 7,425 550 1,48 900 740 980 950 4,29 8,58

50 3 443 1,2 890 730 950 920 4,91 12,34 578 1,56 1010 830 1090 1050 6,16 15,45 707 1,91 1120 920 1200 1160 7,24 18,16 829 2,24 1210 990 1300 1250 8,16 20,48 1060 2,85 E-Al F 7 1370 1120 1470 1420 9,65 24,1

63 3 566 1,53 E-Al F10 1110 900 1170 1130 8,1 25,54 741 2 1270 1030 1340 1290 10,3 32,45 911 2,46 1410 1140 1490 1430 12,3 38,66 1070 2,9 1520 1230 1610 1550 14 44,18 1380 3,73 E-Al F 7 1720 1390 1820 1750 16,9 53,4

INTENPÉRIES

Tabela 12.02

CARGAS ADMISSÍVEIS PARA CONDUTORES TUBULARES DE COBRE

DIÂM. EXT.

ESPES. DA PAR. SECÇÃO PESO

MATERIAL

CORRENTE PERMANENTE EM A. VALORES ESTÁTICOSCORRENTE CONTÍNUA E ALTERNADA 60 HZ

INTERIORES

1. Conforme norma DIN - 1754 2. Velocidade do vento 0,6m/s, irradiação solar 0,6W/m2 condutor pintado; 0,45W/m2 condutor nu.

SUBESTAÇÕES

Página: 59

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4mm mm2 Kg/m | || ||| |||| | || ||| |||| | || ||| |||| | || ||| |||| cm3 cm4 cm3 cm4

12 x 2 24 0,210 125 225 - - 110 200 - - 130 230 - - 120 210 - - 0,048 0,0288 0,0080 0,0008015 x 2 30 0,270 155 270 - - 140 240 - - 160 280 - - 145 255 - - 0,075 0,0562 0,0100 0,0010015 x 3 45 0,400 185 330 - - 170 300 - - 195 335 - - 175 305 - - 0,112 0,0840 0,0220 0,0030020 x 2 40 0,360 205 350 - - 185 315 - - 210 370 - - 190 330 - - 0,133 0,1330 0,0133 0,0013020 x 3 60 0,530 245 425 - - 220 380 - - 250 435 - - 225 395 - - 0,200 0,2000 0,0300 0,0045020 x 5 100 0,890 325 550 - - 290 495 - - 330 570 - - 300 515 - - 0,333 0,3330 0,0830 0,0208025 x 3 75 0,670 300 510 - - 270 460 - - 300 530 - - 275 485 - - 0,312 0,3900 0,0370 0,0050025 x 5 125 1,110 385 670 - - 350 600 - - 400 680 - - 360 620 - - 0,521 0,6510 0,1040 0,0260030 x 3 90 0,800 350 600 - - 315 540 - - 360 630 - - 325 570 - - 0,450 0,6750 0,0450 0,0070030 x 5 150 1,340 450 780 - - 400 700 - - 475 800 - - 425 725 - - 0,750 1,1250 0,1250 0,0310040 x 3 120 1,070 460 780 - - 420 710 - - 470 820 - - 425 740 - - 0,800 1,6000 0,0600 0,0090040 x 5 200 1,780 600 1000 - - 520 900 - - 600 1030 - - 550 935 - - 1,333 2,6660 0,1660 0,0420040 x 10 400 3,560 835 1500 2060 2800 750 1350 1850 2500 870 1550 2180 - 800 1395 1950 - 2,666 5,3330 0,6660 0,3330050 x 5 250 2,230 700 1200 1750 2310 630 1100 1550 2100 740 1270 1870 - 660 1150 1700 - 2,080 5,2000 0,2080 0,0520050 x 10 500 4,450 1025 1800 2450 3330 920 1620 2200 3000 1070 1900 2700 - 1000 1700 2400 - 4,160 10,4000 0,8330 0,4160060 x 5 300 2,670 825 1400 1980 2650 750 1300 1800 2400 870 1500 2200 2700 760 1400 1900 2500 3,000 9,0000 0,2500 0,0630060 x 10 600 5,340 1200 2100 2800 3800 1100 1860 2500 3400 1250 2200 3100 3900 1100 2000 2800 3500 6,000 18,0000 1,0000 0,5000080 x 5 400 3,560 1060 1800 2450 3300 950 1650 2200 2900 1150 2000 2800 3500 1000 1800 2500 3200 5,333 21,3300 0,3330 0,0833080 x 10 800 7,120 1540 2600 3450 4600 1400 2300 3100 4200 1650 2800 4000 5100 1450 2600 3600 4500 10,660 42,6000 1,3330 0,66600100 x 5 500 4,450 1310 2200 2950 3800 1200 2000 2600 3400 1400 2500 3400 4300 1250 2250 3000 3900 8,333 41,6600 0,4166 0,10400

100 x 10 1000 8,900 1880 3100 4000 5400 1700 2700 3600 4800 2000 3600 4900 6200 1700 3200 4400 5600 16,660 83,3000 1,6660 0,83300

Wx P Jx Wx P Jy

Tabela 12.03

NÚMERO DE BARRAS NÚMERO DE BARRAS NÚMERO DE BARRAS NÚMERO DE BARRASPINTADAS NÚ

x - - x y - - y

CARGAS ADMISSÍVEIS PARA BARRAS RETANGULARES DE COBRE

ALT. X

ESP.SECÇÃO PESO

CARGA CONTÍNUA (λ)VALORES ESTÁTICOS PARA BARRA

CORRENTE ALTERNADA 40 A 60Hz CORRENTE CONTÍNUAPINTADAS NÚ

FASE - TERRA FASE - FASE11,9 13 3313,8 13 3934,5 28 7669 53 135138 103 219230 208 249

Tabela 12.04

TABELA DE DISTÂNCIAS PADRONIZADAS (CONDUTORES RÍGIDOS)SISTEMA NEUTRO ISOLADO

TENSÃO (kV)

INSTALAÇÃO EXTERNA - DISTÂNCIA MÍNIMA (cm)

13. EXERCÍCIO.

O Sistema elétrico écomposto dos equipamentosconforme a figura 13.01. Osdois geradores G entram emoperação apenas quandoocorre a falta da fonte,proveniente das linhas detransmissão. Calcular apotência de curto circuito noponto A, considerando anecessidade da instalação deum disjuntor naquele ponto.

Considerando que osgeradores e as linhas detransmissão maistransformadores não operamsimultaneamente, e considerando ainda que essas fontes estão conectadas na barra de 13,8kV, devemos avaliarqual desses conjuntos irá produzir maior potência de curto circuito, e a partir daí calcular o valor do curtocircuito no ponto A.

13.1. GERADORES.

Dois geradores em paralelo, temos que a potência do gerador equivalente será a soma das potências decada um, e a reatância sub-transitória não será a mesma.

MVA502525Peq =+= → %20X ""d = → MVA250P100

2050100

X

PP ""

K""d

eq""K ==×=×=

SUBESTAÇÕES

Página: 60

13.2. CONJUNTO LT E TRANSFORMADORES T1.

Como os dois conjuntos são iguais, vamos determinar o gerador equivalente a partir da associação emparalelo desses conjuntos.

OBSERVAÇÃO: Adotamos como potência de referência para o cálculo de "

dLTX o valor da potência

dos transformadores T1, associados em paralelo (50 MVA), uma vez que este valor irá facilitar o cálculo do

Gerador Equivalente desse conjunto. MVA3,458P10091,10

50P "K

"K =⇒×=

Comparando os valores do curto circuito produzido pelos geradores (250 MVA) e o curto circuitoproduzido pelos conjuntos Linhas de Transmissão e Transformadores T1 (458 MVA), observamos que o segundoapresenta potência de curto circuito mais elevada, assim vamos dimensionar nossa instalação com referência aeste valor, uma vez que o Conjunto Gerador estando em operação não produzirá potências de curto circuito tãoelevadas.

13.3. ASSOCIAÇÃO DOS MOTORES “S” EM PARALELO.

Como essas máquinas possuem a mesma potência e mesma reatância, o equivalente desse sistema será asoma da potência individual de cada máquina. MVA200,45P

Seq =×=

Com uma boa aproximação podemos calcular a reatância subtransitória desses motores como sendo o

inverso da corrente de partida. %67,1610061XI6I "

dNP S=×=⇒×=

13.4. CÁLCULO DO GERADOR EQUIVALENTE DA ASSOCIAÇÃO DOS MOTORES “M” E OTRANSFORMADOR “T2”.

13.4.1. ASSOCIAÇÃO DOS MOTORES “M”.

Como os motores possuem a mesma potência nominal, a potência equivalente será a soma de cadapotência individual.

MVA245,0PMeq =×= - %5,12X100

81XI8I "

d"dNP MM

=⇒×=⇒=

13.4.2. ASSOCIAÇÃO DE Meq E TRANSFORMADOR T2.

13.5. DIAGRAMA EQUIVALENTE 1.

SUBESTAÇÕES

Página: 61

13.6. CÁLCULO DO GERADOR EQUIVALENTE DE GLT, GS E GT2.

MVA78,84P91,10

5,1850P5,18

P91,10

50G NNN

LT =⇒×

=⇒=⇒

MVA2,22P67,16

5,1820P5,18

P67,16

20G NNN

S =⇒×

=⇒==

13.7. DIAGRAMA EQUIVALENTE 2.

MVA98,108220,2278,84Peq =++= , %5,18X "

d =

13.8. CÁLCULO DA POTÊNCIA DE CURTO CIRCUITO NA BARRA 13,8kV.

MVA590P1005,1898,108P "

K"K kV8,13kV8,13

≅⇒×=

13.9. ASSOCIAÇÃO EM SÉRIE DE T3 COM Geq DO SISTEMA.

Referindo-se a potência 108,98 MVA à potência de 2 MVA, temos:

98,1085,182X

x2

5,1898,108 "

d"d

N

N

×=⇒= , %34,0X "

d N=

MVA58,3010054,62P"

K A=×=

kA25,8022,03

58,30I "K A

=×

=

14. EXERCÍCIO.

A partir da potência de curto circuito da barra 13,8kV do exercício 1, calcular: "KI , IS, IK, Id e IKmed..

MVA590P"K kV8,13

= , conforme calculado no item 5.7.

14.1. I”k – CORRENTE SIMÉTRICA DE CURTO CIRCUITO INICIAL – VALOR EFICAZ.

kA68,24I8,133

590IU3

PI "

K"K

"K"

K =→×

=→×

= .

14.2. IS – VALOR MÁXIMO DA CORRENTE DE CURTO CIRCUITO DINÂMICA – VALOR DEPICO.

kA83,62I68,2428,1II2fiI SS"KS =→××=→××=

14.3. IK – CORRENTE PERMANENTE DE CURTO CIRCUITO.

kA56,4I 8,133

98,108I U3

PI ; II NN

NNNK =→

×=→

×== λ .

SUBESTAÇÕES

Página: 62

“λ” é determinado graficamente através da relação N

"K

II plotando com a curva :

kA82,14I 56,425,3I ; 25,3 0,1X KKd =→×==⇒= λ .

14.4. Id – CORRENTE DE INTERRUPÇÃO OU DESLIGAMENTO.

"Kd II ×= µ ; o fator de amortecimento µ é determinado graficamente através da relação

N

"K

II , plotando

com a curva correspondente ao tempo de atuação definido; neste caso 100 ms.

kA76,18I 68,2476,0I ; 76,0 41,556,468,24

II

ddN

"K =→×==⇒== µ

14.5. IKmed – VALOR EFICAZ MÉDIO.

nmII "KKmed

+×= . Os valores de “m” e “n” são obtidos graficamente através da relação K

"K

II que

define qual curva ou ponto intermediário entre duas curvas será utilizado para plotar com a linha vertical do

tempo de atuação previamente definido. 93,0n e 5,0m 7,182,1468,24

II

K

"K ==⇒==

93,05,068,24ImedK +×= , kA61,29I 196,168,24I

medmed KK =→×=

15. PROJETO DE S/E DE 138 kV.

15.1. LOCALIZAÇÃO DA S/E NO SISTEMA ELÉTRICO.

1. Classe de Tensão - 138 kV - NBI-650 kV, 13,8 kV – NBI-110 kV. 2. Freqüência - 60 Hz. 3. Tipo de Consumidor - Industrial Normal. 4. Carga Prevista - 8 MVA. (Aumento de 100% para os próximos 5 anos). 5. Características da LT - Uma linha aérea com um circuito de 138 kV na entrada da S/E. 6. Ambiente - Não Poluído. 7. Temperatura Anual – Mínima - 00C, Máxima - 400C e Média - 300C. 8. Local de fácil acesso.

15.2. CÁLCULOS ELÉTRICOS.

15.2.1. DIAGRAMA UNIFILAR BÁSICO.

15.2.2. CARACTERÍSTICAS BÁSICAS ADOTADAS.

1. Potência de curto circuito subtransitória – Inicial -P”K= 5000 MVA - Valor mínimo especificado pela concessionária.

2. Variação de Tensão – Superior = 138 + 10% - Inferior = 138 – 10%. 3. Potência Nominal do Transformador de Força – 7,5 / 9,375 MVA – ONAN/ONAF. 4. Impedância Percentual - µK = 6% (Valor Mínimo). 5. Tempo total de Interrupção da Proteção – 100 ms. (6 ciclos). 6. Tempo de atuação da Proteção de Retaguarda – 1 s.

15.2.3. CONDIÇÃO NORMAL.

1. Corrente Nominal do Transformador - PN = 9375 kVA.

A22,391383

375,9I - AT ParaPN =

×= , A22,392

8,1339375I - BT Para

SN =×

=

SUBESTAÇÕES

Página: 63

Para a situação futurateremos dois (2)transformadores em paralelo,assim, a corrente será o dobro;vamos considerar também umasobrecarga admissível de 20%para o sistema, onde teremosuma corrente de:

A13,94I - AT ParaPN = - A33,941I - BT Para

SN = .

15.2.4. CONDIÇÃO ANORMAL.

1. C. C. 3∅ para AT (138 kV.)

kA9,201383

5000I áriaConcession - MVA5000P "K

"K =

×=⇒=

2. Para o quadro equivalente vamos adotar: (Livro Siemens – Corrente de C.C. em Redes 3∅ - pg.75)

3. Características de máquinas Síncronas. 4. Gerador de Pólos Salientes – Rotor de Baixa Velocidade.

xd = 100% ⇒ Xd = 1x”

d = 20% ⇒ X”d = 0,2

Os valores adotados acima, observamos que são razoáveis para uma grande gama doshidrogeradores.

5. Cálculo do Gerador Equivalente do Sistema Elétrico.Nominal Potência - MVA1000500020,0PXP "

K"dNG

=×=×=

e.Equivalent Gerador do Nominal Potência kA18,41383

1000IGN ⇒=

×=

6. Cálculo da Corrente de Curto Circuito de Impulso – Valor de Pico (IS).Para uma situação mais desfavorável, vamos considerar o Fator de Impulso fi = 1,8 ⇒ grande

assimetria no curto circuito.kA2,539,2028,1I2fI "

KiS =××=××= 1. Cálculo da Potência de Abertura – Pª

"Ka PP ×= µ 0,78 ms 100 t para Gráfico =⇒=⇒ µ

MVA3900500078,0P78,0P Gráfico 518,4

9,20II "

KaN

"K

G

=×=×=∴⇒==

kA3,169,2078,0I a =×= 2. Cálculo da Corrente Permanente de Curto Circuito (IK).

GNK I2I = 3,3 Gráfico 5II

GN

"K =⇒⇒= λ

kA79,1318,43,3I 1X Para Kd =×=⇒= 3. Cálculo da Corrente Média de Curto Circuito (

.médKI ).

nmII "KK .méd

+×= - 95,0n Gráfico 52,179,139,20

II

K

"K =⇒⇒==

5,0m 8,1f i =⇒= , portanto, kA08,2595,05,09,20I .médK =+×=

15.2.5. CURTO CIRCUITO 3∅ PARA BT = 13,8 kVA.

Esse cálculo deverá ser levado em consideração o paralelismo dostransformadores, uma vez que futuramente esta será a condição de trabalhoda instalação.

ONAN ONAF-1 ONAF-25,000 6,250 - 7,000 9,375 -

10,000 12,500 15,00015,000 20,000 25,00020,000 25,000 30,000

POTÊNCIA NOMINAL (MVA) PARA TRANSFORMADORES DE FORÇA - TENSÃO 138kV

Tabela 15.02.03.01

SUBESTAÇÕES

Página: 64

Vamos considerar desprezível a influência do barramento.

X”

eq é um valor teórico, portanto devemos adotar um valor comercial, vamos usar X” = 20%.1. Cálculo de P”

K.

MVA1,294P MVA1,2942,082,58P "

K"K =⇒==

2. Cálculo de I”K.

kA30,12I kA 30,128,133

1,294I "K

"K =⇒=

×=

3. Cálculo de IS.kA 31,31I kV31,313,128,12If2I S

"KiS =⇒=××=××=

Gerador. do Próximo Muito I5I 546,230,12

II

GeqG

N"K

N

"K →×=⇒==

4. Cálculo de Pa e Iª

0,78 Gráfico PP "Ka =→⇒×= µµ

kA 60,9I MVA40,229P aa ==5. Cálculo de IK.

3,3 Gráfico IIeqGNK =→⇒×= λλ ∴ kA 12,8I K =

6. Cálculo de IKmed.0,95 n e 0,5 m Gráfico nmII "

KKmed==⇒⇒+×=

kA 81,14I 81,1495,05,03,12Imedmed KK =∴=+×=

15.2.6. CÁLCULO DOS ESFORÇOSTÉRMICOS E DINÂMICOS.

Barramento Rígido e Flexível deCobre.

)(mm tI7 Rígido 2Kmed

××→ , )(mm tI9 Flexível 2Kmed

××→ , t = 1s

=⋅⋅==⋅⋅=

2F

2R

mm2,2320,18,259Amm6,1800,18,257A

kV138.T.A

=⋅⋅==⋅⋅=

2F

2R

mm29,1330,181,149Amm67,1030,181,147A

kV8,13.T.B

1. Tabela de Barramentos Rígidos.1.1. Para 138 kV - IN = 94,13 A - AR = 180,6 mm2.

1.1.1. Cálculo do Esforço Térmico.

situação.Pior - 3 c. c. - 0,25 T Considerar - TII

t2

K

"K φ∆ =×

=

s57,025,079,139,20t

2=×

=∆

1.1.2. Cálculo da sobre-temperatura na barra de 138 kV.

( ) ( ) C 86,4257,01137902010058,0ttI

AK 02

22

K2=+××=+××= ∆θ

Menor que 200 0C que é o máximo valor admissível de sobre-temperatura para o cobre.Desse forma, o condutor suporta a sobre-temperatura.

1.1.3. Cálculo do Comprimento Máximo do Barramento (lmáx).

SUBESTAÇÕES

Página: 65

32S

máx10I

Wa2,017,1l−×

×××=

δ - σ0,2 = 1500Kg/cm2 – tensão mínima de ruptura do cobre.

cm77,304102,53

684,0219150017,1l 32máx ≅×

×××= − ⇒ cm00,300I máx =

Valor adotado por ser múltiplo de 6m que é o comprimento da barra.1.1.4. Cálculo da Força Máxima de Atuação.

Kgf 09,792193002,531004,2

alI1004,2F 222

S2

hmax=×××=×××= −−

A força que atua no isolador é: Kgf 55,39209,79

2Fh ==

As barras devem suportar uma tensão mecânica menor que o dobro da tensão mecânicainicial de ruptura (σ0,2), condição esta que deve ser verificada.

2máxhh cm/Kgf77,2561

684,01230009,79

W12lF

máx =××

=×

×=σ

Como 2 x σ0,2 = 2 x 1500 = 3000 Kgf/cm2, temos que σh < σ0,2 ⇒ condiçãosatisfeita.

2. Tabela de Barramentos Rígidos.2.1. Para 13,8 kV - IN = 941,33 A - AR = 103,67 mm2.

2.1.1. Cálculo dos Esforços Térmicos.

Situação.Pior - 0,25s T Consid. - TIIt

2

K

"K =×

=∆ - s57,025,0

12,83,12t

2

=×

=∆

2.1.2. Cálculo da sobre-temperatura na barra de 13,8 kV.

( ) ( ) C 557,0181203490058,0ttI

AK 02

22

K2R

=+××=+××= ∆θ

Menor que 2000Cque é o valormáximo detemperaturaadmissível parabarra de cobre, assim, o condutor satisfaz a condição.

2.1.3. Cálculo do Comprimento Máximo do Barramento.

cm66,4571031,31

339150017,110I

Wa2,017,1l 3232S

máx =×

×××=

××××

= −−

ρ

lmáx = 450 cm - valor adotado.2.1.4. Cálculo da Força Máxima de Atuação. -

Kgf 75,23039

45031,311004,2F 22hmáx

=×××= −

2.1.4.1. Força que atua nos Isoladores. - Kgf38,1152

75,2302Fh ==

As barras devem suportar uma tensão mecânica menor que o dobro da tensão mecânica inicial deruptura (σ0,2), condição esta que deve ser verificada.

Kgf40,288431245075,230

W12lF máxh

hmáx =

××

=×

×=σ , como 2 x σ0,2 = 2 x 1500 = 3000 Kgf/cm2, temos

que σh < σ0,2 ⇒ condição satisfeita.

15.2.7. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL.

1. Dimensionamento Térmico e Dinâmico.1.1. Para 138 kV (A. T.) - TCs para o Disjuntor Geral de A. T.

SUBESTAÇÕES

Página: 66

4,26613,94

102508I

III

A13,94I3

N

K

N

terN

mëd

P=

×==⇒=

seg.0,1 para I 4,266IPNter =

1.1.1. Como os TCs devem ser dimensionados para 1,0 seg., temos:( ) ( ) 1I K1,0I 266 CtI 2

N2

Nter2

PP×=×⇒=×

K = 84 ⇒ seg.1 para I84IPNter =

Idim = 2,5ITer = 2,5 x 266,4 ⇒ seg.0,1 para I666IPNdim = (mercado 100A).

1.1.2. TCs de Bucha para os Transformadores.

:temos assim ,A1,47213,94I

TPN ≅=

seg.1,0 para ,I84I168IPP NNter ==

seg.0,1 para ,I666I332IPP NNdim == (mercado 100A).

1.2. Para 13,8 kV - B.T.1.2.1. TC dos Disjuntores. (Calcular)1.2.2. Transformador de Força. (Calcular)

2. Dados para Especificação do Transformador de Corrente – TC.2.1. Classe de Tensão - UN = 138 kV - NBI - 650 kV2.2. Corrente Nominal e Relação Nominal.

Relação Dupla - 50 x 100 : 52.3. Freqüência Nominal - 60 Hz2.4. Carga Nominal - ABNT ⇒ C (VA) - cos.ϕ = 0,9 / ANSI ⇒ B - Impedância.2.5. Classe de Exatidão Nominal – TC para Medição e Proteção.

ABNT ⇒ x : 0,3 ⇒ C - 12,5ANSI ⇒ 0,3 ⇒ B - 0,5TC - Medição - Saturação do Núcleo - (0,3; 0,6 e 1,2%)TC - Proteção - Sem Saturação do Núcleo - (2,5 e 10%)

2.6. Fator de sobre-corrente Nominal (F). - F -5 -10 -15 (ABNT) - Serviço de Proteção.2.7. Fator Térmico Nominal. - 1,0 - 1,2 - 1,3 - 1,5 - 2,0 (para Regime Permanente).2.8. Corrente Térmica Nominal - IKtér2.9. Corrente Dinâmica Nominal - IS (0,1 Seg.)

3. Dados para Especificação do Transformador de Potencial.3.1. Tensão Primária Nominal e Relação Nominal - 138 kV.

V

3115

3138.000

3.2. Nível de Isolamento - NBI - 650 kV.3.3. Freqüência Nominal - 60 Hz.3.4. Carga Nominal - VA.3.5. Classe de Exatidão - 0,3 - 0,6 ou 1,2.3.6. Potência Térmica Nominal.

1,33(Grupo de Ligação 1 e 2) ou 3,6 x VA Nominal(Grupo de Ligação 3)

15.2.8. SECCIONADORA E DISJUNTOR.

1. Especificação da Seccionadora.1.1. Seccionadora Tripolar de Linha.

1.1.1. Corrente Nominal - 93,13 A1.1.2. Tensão Nominal - 138 kV + 5% - NBI - 650 kV.1.1.3. Corrente de Curto Circuito Nominal – I”

K = 20,9 kA1.1.4. Corrente de Curto Circuito Dinâmico - IS = 53,2 kA.

SUBESTAÇÕES

Página: 67

1.1.5. Instalação ao Tempo.2. Especificação do Disjuntor.

2.1. P”K = 5.000 MVA, I”

K = 20,9 kA2.2. UN = 138 kV + 5% = 145 kV - Tipo = PVO2.3. IN = 93,13 A - Acionamento = Mola2.4. IS = 53,2 kA - Instalação = Ao Tempo

15.3. DIAGRAMAS DA S/E.

15.3.1. DIAGRAMA DA S/E.

15.3.2. ALTERNATIVAS PARA O “BAY” (PÓRTICO) DE ENTRADA PARA SUBESTAÇÃO.

15.3.3. PLANTA BAIXA DA S/E.

SUBESTAÇÕES

Página: 68

15.3.4. CORTE DA S/E – BAIXA TENSÃO COM SAÍDA SUBTERRÂNEA E EQUIPAMENTO EMCUBÍCULO BLINDADO.

15.3.5. DIAGRAMA UNIFILAR S/E 138/13,8Kv – 25MVA.

16. SISTEMAS DE ATERRAMENTO – INTRODUÇÃO.

O aterramento constitui uma função importante, sob todos os aspectos, na operação do moderno sistemade energia elétrica. Ele contribui para melhorar a operação e a continuidade do serviço e para aumentar asegurança dos equipamentos e pessoas.

17. MEDIÇÃO DA RESISTIVIDADE ρ (Ω x m) – MÉTODODE WENNER

Esse método consiste em se cravar 4 (quatro) hastes nosolo, em linha reta, mantendo-se intervalos entre elas iguais a“a”. A profundidade das hastes não deve exceder a 1/20 de “a”.As hastes são ligadas conforme figura 17.01. Para eliminar oproblema da alta resistividade apresentada freqüentemente,devido à pequena parte das hastes enterradas no solo, e correntesparasitas percorrendo o instrumento, induzindo leituras erradas,um terminal “GUARD” é conectado a um 5a haste entre P2 e C2.

17.1. EFETUAR AS MEDIÇÕES E ANOTAR OS VALORESNA TABELA.

1. indicar na ocasião, a condição do solo (seco, úmido, molhado,etc.) e o tipo aproximado do solo.

2. fazer um croqui da locação dos pontos, indicando o ponto demedição e o sentido de colocação das hastes.

3. ρ = 2 π a R (Ω.m) 4. R = resistência medida em ohms (Ω).

SUBESTAÇÕES

Página: 69

5. a =espaçamento(m) entre ashastes.

A resistividadeassim calculada nos dará aresistividade média do soloa uma profundidade igual a“a” conforme mostra afigura 17.02.01.

17.2. TRAÇAR CURVA DA RESISTIVIDADE MÉDIA X DISTÂNCIA.

Com os valores de ρ1 e ρ2 – valores máximo emínimo respectivamente obtidos da curva e calcula-se

1

2

ρρ , pela curva anexa conforme figura 17.02.02.

Determina-se pela curva da figura 17.02.02, o

valor de 1

m1K

ρρ

= , tendo-se 1

2

ρρ , escolhe-se a curva que

deve ser interceptada com a ordenada 1da= .

As curvas baseiam-se numa configuração do solo deduas camadas estratificadas, as quais podem substituir qualquersolo real, desde que ρ1 passe a representar a camada superficialcom uma profundidade “d” e ρ2 a camada inferior, com umaprofundidade infinita, conforme mostrado na figura 17.02.03.

Assim, 11m K ρρ ⋅= , com o valor de ρm na curva ρm xd, determinamos o valor de a ≡ d correspondente.

Logo as características do solo serão representadasconforme figura 17.02.04.

Calculada a resistividade aparente do solo ρa, determina-se: 1. r = raio do círculo cuja curva é equivalente àsuperfície ocupada pela malha de terra.

2. πAr = (m), onde A é expressa em m2.

3. curva (figura 17.02.05) onde a ordenada de

1da==α , pois a = d,

interceptar a curva 1

2

ρρ ,

tem-se 21

a K=ρρ

. Assim,

12a K ρρ ⋅=

4. Resistividade superficial do solo ρs. Considerar aresistividade superficial do solo ρs, como sendo a superfície coberta por brita. Logo, ρs = 3.000 Ω.m.

........2 RA2 ρA2 RB2 ρB2 RC2 ρC2 .4 RA4 ρA4 RB4 ρB4 RC4 ρC4 .8 RA8 ρA8 . . . . .16 . . . . . . .32 . . . . . . .. . . . . . . .

Tabela 17.01.01

RESISTIVIDADE MEDIDA ρ = 2 x a R(Ω.m)DISTÂNCIA

a(m)PONTOS RESISTIVIDADE

MÉDIA - ρmA B C

SUBESTAÇÕES

Página: 70

17.3. EXEMPLO DE ESTRATIFICAÇÃO DO SOLO E DETERMINAÇÃO DA RESISTIVIDADEAPARENTE.

1. Tabela de valores obtida nas medições.

132.8,12043,159

1

2 ==ρρ

⇒ curva da

figura 17.02.02, tem-se

m6,90375,0 m1

m ⋅=== Ωρρρ

ρm ⇒ curva da figura 17.03.02 ⇒ d = 14m

A = 60 x 80 = 4.800m2 ⇒ m394800r ==π

- Raio do círculo com área equivalente à

superfície ocupadapela malha deterra.

79,21439

dr

== ⇒

curva da figura17.02.05 ⇒

70,01

a =ρρ

m0,8428,12470,0a ⋅=⋅= Ωρ

A B C D E2 70,80 74,00 37,40 55,70 48,00 57,20 718,604 31,80 51,70 38,60 39,40 36,00 39,50 992,308 21,90 27,30 25,50 21,50 23,70 24,00 1204,80

16 6,50 9,90 7,80 7,10 8,70 8,00 803,9032 1,00 1,15 1,10 1,50 1,37 1,22 246,1064 0,27 0,25 0,38 0,60 0,50 0,40 159,30

Tabela 17.03.01

RESISTÊNCIA (Ω)DISTÂNCIA

a(m)PONTOS

MÉDIA RESISTIVIDADE MÉDIA ρ = 2 x a R(Ω.m)

SUBESTAÇÕES

Página: 71

18. VALORES E EFEITOS DA RESISTIVIDADE DO SOLO.

As tabelas abaixo, mostram: 1. Valores da resistividade do solo “ρ” em função do tipo de solo. 2. Efeitos da umidade do solo sobre o valor da resistividade “ρ”. 3. Efeitos do índice de sal no solo na resistividade “ρ”. 4. Efeitos da temperatura do solo na resistividade “ρ”.

TIPO DO SOLO ρ (Ω * m)Limo 10 a 100

Humus 10 a 150Lama 5 a 100

Argila com 20% de umidade 330Argila seca 1.500 a 5.000

Areia comum 3.000 a 8.000Granito 1.500 a 10.000

VALORES DA RESISTIVIDADE DO SOLO "ρ" EM FUNÇÃO DO TIPO DE SOLO

Tabela 18.01

ÍNDICES DE UMIDADE (%) ρ (Ω * m) - SOLO ARENOSO0 10.000.000

2,5 1.5005 430

10 18515 10520 6330 42

EFEITOS DA UMIDADE DO SOLO SOBRE O VALOR DA RESITIVIDADE "ρ"

Tabela 18.02

SAL ADICIONADO (%) ρ (Ω * m) - SOLO ARENOSO

0 1070,1 181 4,65 1,9

10 1,320 1

EFEITOS DO ÍNDICE DE SAL NO SOLO NA RESITIVIDADE "ρ"

Tabela 18.03

TEMPERATURA ( 0C )ρ (Ω * m) - SOLO

ARENOSO20 7210 99

0 (ÁGUA) 1380 (GELO) 300

-5 790-15 3.300

EFEITOS DA TEMPERATURA DO SOLO NA RESITIVIDADE "ρ"

Tabela 18.04

19. DIMENSIONAMENTO DA MALHA DE TERRA PARA SUBESTAÇÕES

19.1. DADOS PARA EXECUÇÃO DO PROJETO

1. Resistividade aparente do solo (ρa) 2. Resistividade da primeira camada do solo (ρ1) 3. Resistividade superficial definida pelo material de acabamento da

área ocupada pela malha – no caso de pedra britada ρs = 3.000Ω.m.

4. Máxima corrente de curto-circuito fase-terra. Deve seranalisado os valores na alta e baixa tensão e optar-se pelovalor mais crítico. Deve-se ainda considerar um valor desegurança que levará em conta o crescimento da correntede curto-circuito, do sistema elétrico, devido ao aumentoda geração e interligação entre sistemas. Dependendo dotempo de eliminação da corrente de curto-circuito, Icc

deve-se ainda aplicar o valor da tabelaao lado.

5. Tempo de duração do curto-circuito, édado pelo tempo total desde asensibilização do relé de proteção atéa extinção do arco nas câmaras dosdisjuntores. Normalmente este tempoé fornecido pela curva de tempo xcorrente dos reles mais a curva dodisjuntor. Com esses valores obtém-se na tabela ao lado a bitola do condutor que irá compor amalha.

FATOR MULTIPLICADOR

SEGUNDOS CICLOS K2

0,008 1/2 1,650,1 6 1,15

0,25 15 1,10,5 ou Mais 30 ou Mais 1

DURAÇÃO DO CURTO-CIRCUITO

OBSERVAÇÃO: O tempo poderá ser fixado em 0,5segundos conforme recomendação do AIEE – 80

Tabela 19.01.01

t (s) CABO SINGELO OU SOLDA IXOTÉRMICA

JUNTAS SOLDADAS CONVENCIONAIS

JUNTAS CAVILHADAS

30 40 50 654 14 20 241 7 10 12

0,6 6,5 10 12Ω 5 6,5 8,5

CIRCULAR MIL POR AMPER (CM/A) 1CM = 5,067 * 10-6 cm2 | 1Cm = 5,067 * 10-4 mm

Tabela 19.01.02

SUBESTAÇÕES

Página: 72

6. Resistência dos cabos pára-raios (guarda) e resistência das torres. Quando não houverpossibilidade de conhecer esses valores separados, adota-se um valor entre 8 a 10 Ω para aresistência equivalente da associação entre as resistências dos cabos pára-raios (guarda) e aresistência das torres existentes ao redor da subestação até 1 ou 2 Km de raio, dependendo daconcentração de torres nesse trecho ao redor da subestação (adotar menor valor de resistência paramaior número de torres).

7. Área da malha de terra.

ππ ArrA 2 =∴⋅= A(m2)

r = raio da circunferência com área idêntica à superfície ocupada pela malha de terra. 8. Corrente de pick-up. 9. Corrente dos reles de terra. Correntes não suficientes para sensibilizarem os relés de terra, podem

fluir por longos períodos para terra. Essas correntes não devem entretanto oferecer perigos para aspessoas que se encontram na subestação.

1imc

tscuppick KKR

L9)5,1R(I

ρρ

⋅⋅⋅⋅⋅+

<− , onde:

Rc - resistência do corpo humanoLt - comprimento total dos condutores da malha de terraKi e Km - coeficientes a serem definidosρ1 - resistividade da primeira camada de soloρ2 - resistividade superficial

10. Resistência do Corpo Humano.Rc = 1.000 Ω (adotado) para não úmidasRc = 100.00 a 300.00 Ω em áreas secas

19.2. ROTEIRO DE CÁLCULO.

Esse cálculo visa determinar um espaçamento mínimo entre condutores, que nos fornecerá o potencialde toque, passo, etc., dentro de valores admissíveis. O processo é interativo visando uma solução econômica.

1. Determinação dos espaçamentos entre condutores. 1.1. Dessa forma supõe-se uma configuração da “rede”, e

como valor prático costuma-se iniciar comespaçamento entre os cabos da ordem de 10% doscomprimentos dos lados.

2. Determinação do número de condutores.

2.1. 1lL

Na

aa += - número de condutores na direção

“a” com comprimento Lb.

2.2. 1lL

Nb

bb += - número de condutores na direção “b”

com comprimento Lª 2.3. la = 0,1 La ; lb = 0,1 Lb ; Na = Nb = 11

3. Cálculo do comprimento dos condutores. 3.1. Lt = La . Nb + Lb . Na + 200 (m)

4. Os 200m adicionais correspondem aos cabos unem os equipamentos à malha de terra. 5. Bitola mínima do condutor.

5.1. Da duração do curto-circuito e do tipo de junção a ser utilizada determina-se o número de(mm2/A) CM/A que multiplicado pela corrente de curto-circuito fase terra nos dá a secçãomínima permitida (tabela da página 04).

6. Determinação do coeficiente de malha Km.

6.1.

−⋅⋅⋅⋅≅

)1n(dh4lln

21Km

2

ππ, onde:

6.1.1. l – espaçamento em metros, entre condutores na direção considerada (a ou b). 6.1.2. d – diâmetro do condutor (m)

SUBESTAÇÕES

Página: 73

6.1.3. h – profundidade de enterramento do condutor (m) 6.1.4. n – número de condutores na direção considerada 6.1.5. Adicionar ou subtrair a correção de Km. Esta correção é função da profundidade,

espaçamento, do diâmetro do cabo e número de condutores. 7. Determinação do coeficiente de correção de irregularidade (Ki).

7.1. O coeficiente Ki auxilia a corrigir o efeito da não uniformidade de distribuição de corrente damalha para o solo.

7.2. Ki ≅ 0,65 + 0,172 n (para cada direção considerada), Para n > 10 ⇒ Ki = 2 8. Determinação do coeficiente de superfície Ks.

8.1. Esse coeficiente introduz no cálculo o efeito do númerode condutores, do espaçamento entre condutores e daprofundidade da malha para cálculo da diferença depotencial entre dois pontos quaisquer da superfície dosolo.

8.2.

−

++

+≅l

)327,0n655,0ln(nl

1h2

11K s π, para n > 6

9. Determinação do coeficiente de cerca Kc. 9.1. Introduz o efeito produzido pelo diâmetro do condutor h,

l, x

9.2. ......l3

xl3l2

xl2ln1)lh(dh

))xl(h()xh(ln21K

22

2222

c

+⋅

+⋅⋅+

+⋅⋅

++⋅+⋅⋅=

ππ

⋅++⋅+l)1n(

xl)1n(

10. Potencial de passo Ep. (figuras 19.02.03 e 19.02.04) 11. É a diferença de potencial que aparece entre dois (2) pontos no chão

distanciados de 1 (um) metro devido à passagem da corrente de falhapela malha de terra. Esta tensão de passo é: Ep = (Rc + 2Rk) Ik, onde:

11.1. Distância entre os pés no solo adotada é de 1 metro. 11.2. Rc = resistência do corpo humano (adotado 1.000 Ω)

11.3. m1

3R s

kρ⋅

= ;

11.4. Rk = 3 . 3000 = 9.000 Ω (brita) – resistência de contato entre osolo com brita e os pés.

11.5. Rc = 100 kΩ a 300 kΩ (mãossecas)

11.6. R1, R2, Ro – resistências dostrechos de terra considerados.

11.7. Ic = é a máxima correnteadmitida pelo corpo humano.

11.7.3. 100mA - limite defribilação (paraduração da falhadesconhecida)

11.7.4. 25mA - para tempomaior que 1 minuto(asfixia devidocontração da língua).

11.7.5. t

116,0Ic = ,

t7,0116E s

pρ+

= (V).

12. Potencial de toque Et. (Figura19.02.05)

12.1. É a diferença de potencial entre o ponto da estrutura ao alcance da mão e um ponto do solo aum (1) metro de distância da base, devido à corrente de falha para terra.

SUBESTAÇÕES

Página: 74

12.2. Esse potencial de toque é dado

por: ck

ct I2

RRE ×

+= ou

t174,0116E s

tρ×+

=

13. Cálculo do comprimento mínimo doscondutores necessários ao sistema deaterramento.

13.1. 116174,0

tIKKL

s

aim

ba +⋅

⋅⋅⋅⋅=

ρρ

(p/

cada direção, considerar osrespectivos Km e Ki).

13.2. Condição: Lt ≥ La e Lt ≥ Lb, caso acondição não seja satisfeita,devemos recalcular Lt.

14. Cálculo da resistência de terra.

14.1. t

aam Lr4

R ρρ+

⋅= , onde:

14.1.1. r = raio do círculo equivalente à área ocupada pela malha de terra. 14.1.2. Lt = comprimento total dos cabos da malha de terra.

15. Potencial de malha Em. 15.1. É a diferença de potencial que aparece, caso uma pessoa no interior da malha de terra, tocar

com as mãos em uma estrutura aterrada.

15.2. t

1mim L

IKKE

ba

⋅⋅⋅=

ρ

15.2.1. Condição: tm EEa< e tm EE

b< (potencial de toque)

16. Cálculo da tensão de toque na cerca.

16.1. t

1cc L

IKE

⋅⋅=

ρ

16.1.1. Condição: Ec ≤ Et 17. Corrente de choque.

17.1. t

1ispei L

IKKE

⋅⋅⋅=

ρ

17.1.1. Condição: ppei EEa≤ e pper EE

b≤

17.2. upPick1

perper I

6000.1E

I −≤⋅+

=ρ

17.3. upPick1

mm I

5,1000.1E

I −≤⋅+

=ρ

, onde:

17.3.1. Eper = potencial de passo na periferia da malha de terra. 17.3.2. Iper = corrente na periferia da malha de terra. 17.3.3. Im = corrente de choque devido ao potencial de malha de terra.

18. Resistência de aterramento final.

18.1. nm

nmat RR

RRR

+⋅

= - Rn = resistência do cabo pára-raios.

19.2.1. OBSERVAÇÃO

O número de hastes pode ser calculado, mas, geralmente a distribuição dessas hastes se processa daseguinte maneira:

1. Transformador

SUBESTAÇÕES

Página: 75

2. Pára-raios 3. Reguladores (neutro) 4. Ângulo agudo dos cantos ( 3 a 4 hastes) e nos 4 ângulos ao redor da casa de comando. 5. Periferia da malha com a instalação de hastes, aproximadamente de 10m em 10m.

19.2.1.1. EXEMPLO

Dimensionamento de uma malha de terra. 1. Dados:

1.2. Pinstalada = 15MVA 1.3. ρa = 435 Ωm 1.4. Tempo de eliminação do curto-circuito fase x terra = 0,6 Seg. 1.5. ρs = 3.000Ωm 1.6. Profundidade da malha de terra = 60 cm 1.7. ρ1a.camada = 1.300 Ωm 1.8. Área disponível = 30 x 45 m 1.9. Tensão = 34,5 / 13,8kV 1.10. Corrente de curto-circuito fase x terra (IFT) = 1.240 A 1.11. Corrente de pick-up do relé de proteção contra falta para terra – Ipick-uo = 30A 1.12. Fator de crescimento do sistema elétrico de potência = K1= 1,3

2. Cálculo da corrente de falta (I”k).

2.1. FT21k IKKI ⋅⋅=′′ , onde: 2.1.1. K1 = crescimento do sistema

– 1,3 2.1.2. K2 = fator de assimetria –

1,0 para t = 0,6 Seg. 2.1.3. A612.1240.13,1Ik =⋅=′′

3. Determinação da bitola mínima do cabo damalha de terra.

3.1. Para t = 0,6s ⇒ S= 6,5 CM/A(soldado)

3.2. S = 1.612 . 6,5 = 10.478 CM 3.3. Utilizamos 2/0 AWG (ABNT - PNB – 165 3.4. 2/0 AWG = 133.100 CM (circular mil)

4. Determinação do número de condutores nas direções “a” e “b”.

5. Determinação de Km.

5.1. 3805,0100105,06,04

3l21

)1n(dh4ll

21K

22

nma=

×××××=

−×××××=

ππππ

5.2. d2/0AWG = 0,0105m (diâmetro do condutor 2/0 AWG). 5.3. 3805,0k

am =

5.4. 5149,0100105,06,04

5,4l21K

2

nmb=

×××××=

ππ

5.5. 5149,0Kbm =

6. Determinação de Ki. 6.1. Ki = 0,65 x 0,172 x n - como n > 10, o valor de Ki = 2. 6.2. n = número de condutores na direção considerada, só é válido para “n” pequeno, ou seja n

< 10. 7. Determinação do comprimento dos cabos com a configuração adotada.

7.1. Lt = (La x Nb) + (Lb x Na) = 30 x 11 + 45 x 11 7.2. Lt = 825m

8. Determinação do comprimento mínimo dos cabos necessários.Analisando os parâmetros que compõem a equação de “L”, verificamos que na direção “b”obteremos o maior valor de “L”.

SUBESTAÇÕES

Página: 76

8.1. 000.3174,0116

tIKKL aaimb

⋅+

⋅⋅⋅⋅=

ρ

8.2. m87600.3174,0116

6,0612.143525149,0L =⋅+

⋅⋅⋅⋅=

8.3. 876m > 825m 8.3.1. Condição não verificada, logo

devemos fazer uma novatentativa, e definirmos outroespaçamento entre os cabos.

9. Nova tentativa para definição do número decondutores.

9.1. Adotaremos lb = 3m e manteremos la =30m.

9.2. 3805,0100105,06,04

3l21K

2

nma=

⋅⋅⋅=

ππ → igual ao anterior.

9.3. 3165,0150105,06,04

3l21K

2

nmb=

⋅⋅⋅=

ππ

9.4. 2KKba ii == , número de condutores maior que 10.

10. Novo comprimento mínimo.Nesse caso, os parâmetros que compõem a equação de “L”, indicam a direção “a” para obtermosmaior comprimento.

10.1. m648000.3174,0116

6,0612.143523805,0La =⋅+

⋅⋅⋅⋅=

11. Comprimento dos cabos da nova configuração. 12. m648975L975)1145()1630(L tt >=⇒=⋅+⋅= - condição satisfeita. 13. Verificação da corrente de pick-up dos dispositivos de proteção de falha para terra.

13.1. Ipick-up dos reles = 30 A - dado

13.2. A8,48300.123805,0000.1

9759)000.35,1000.1(KKR

L9)5,1R(I1imc

tsc =⋅⋅⋅

⋅⋅⋅+=

⋅⋅⋅⋅⋅+

=ρ

ρ

13.3. 48,8 A > 30 A 13.3.1. Condição verificada, pois a corrente “I” é maior que a corrente “Ipick-up” de falha

para terra, logo será suficiente para sensibilizar o sistema de proteção. 14. Determinação de Ks – Coeficiente de superfície.

14.1.

−

++

+=l

)327,0n655,0(lhl

1h2

11K ns π

14.2.

−⋅+

++

⋅=

3)327,011655,0(l

6,031

6,0211K n

sa π

14.3.

−⋅+

++

⋅=

3)327,016655,0(l

6,031

6,0211K n

sb π 14.4. 647,0K

as = 688,0Kbs =

15. Determinação das máximas tensões admissíveis.

15.5. de passot

7,0116E sp

ρ+= ∴ V861.2

6,0000.37,0116Ep =

⋅+=

15.6. de toquet174,0116E s

tρ+

= ∴ V8246,0

000.3174,0116Et =⋅+

=

16. Determinação do valor máximo da corrente Ic.

SUBESTAÇÕES

Página: 77

16.1. A150,06,0

116,0t

116,0Ic ===

17. Verificação do potencial de passo na periferia.

17.1. V674.2975

612.1300.12622,0L

IKKEt

1isper =

⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅=

ρ

17.2. pper EE < - condição satisfeita.

18. Verificação do potencial de malha - Em < Et

18.1. V360.1975

612.1300.123165,0L

IKKEt

cc1imm =

⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅=

ρ⇒ V824EV360.1E tm =>=

18.1.1. Condição não satisfeita. É necessário mudar e diminuir o espaçamento de formaque o potencial de malha seja suportável.

19. Terceira tentativa. 19.1. Adotaremos espaçamento na direção “a” igual à direção “b” - la = lb = 2m.

19.2. 1610,2

30Na =+= ; 2310,2

45Nb =+=

19.3. 193,0150105,06,04

2l21K

2

nma=

⋅⋅⋅⋅=

ππ

19.4. 132,0220105,06,04

2l21K

2

nmb=

⋅⋅⋅⋅=

ππ

20. Novo comprimento da nova configuração. 20.1. m410.1)1645()2330(Lt =⋅+⋅=

21. Novo comprimento mínimo “L”.

21.1. m328)000.3174,0(116

6,0612.14352193,0La =⋅+

⋅⋅⋅⋅= at LL >∴ - condição satisfeita.

22. Verificação da corrente de pick-up da proteção de terra.

22.1. A45,112300.12193,0000.1

140.19))000.35,1(000.1(I =⋅⋅⋅

⋅⋅⋅+=

23. A30IA45,112I uppick =>= − - condição satisfeita.

24. Determinação de Ks.

24.1.

−⋅+

++

⋅=

2)327,016655,0(l

6,021

6,0211K n

sa π

24.2.

−⋅+

++

⋅=

2)327,023655,0(l

6,021

6,0211K n

sb π 24.3. 757,0K

as = 816,0Kbs =

25. Verificação do potencial de passo na periferia (Eper < Ep).

25.1. V5,425.2410.1

612.1300.12816,0E per =⋅⋅⋅

=

25.2. V861.2EV5,425.2E pper =<= - condição satisfeita.

26. Verificação do potencial de malha (Em < Et).

26.1. V7,573410.1

612.1300.12193,0Em =⋅⋅⋅

=

26.2. V824EV3,573E tm =<= - condição satisfeita. 27. Verificação da corrente de choque pelo corpo humano.

27.1. A275,0300.16000.1

5,425.26000.1

EI

1

perper =

⋅+=

⋅+=

ρ

SUBESTAÇÕES

Página: 78

27.2. A150,0II kper => - condição satisfeita.

27.3. A194,0300.15,1000.1

7,5735,1000.1

EI

1

mm =

⋅+=

⋅+=

ρ 27.4. A150,0II cm => - condição não satisfeita. 27.5. Observamos que não consideramos nas fórmulas de Iper e Im, as resistividades das britas, dos

calçados e nem as resistividades de contato. Todas essas resistências estão em série. Seconsiderarmos nos cálculos, a resistividade das britas de 3.000Ω.m, temos:

27.5.1. A09,0)000.3300.1(6000.1

5,425.2I per =+⋅+

=

27.5.2. A150,0II cper => - condição satisfeita.

27.5.3. A077,0)000.3300.1(5,1000.1

7,573Im =+⋅+

=

27.5.4. A150,0II cm =< - condição satisfeita. 28. Determinação da resistência de aterramento da malha.

28.1. m11,214035Ar =⋅

==ππ

28.2. Ωρ

πρ 46,5

1410435

11,214435

L4R

t

am =+

⋅=+=

29. Se considerarmos os valores da resistência de aterramento do cabo guarda e das torres da linha detransmissão, como Rn = 8Ω, teremos o valor da resistência do sistema de aterramento.

29.1. Ω25,3846,5846,5

RRRRR

nm

nmat =

+⋅

=+⋅

=

20. TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS – INTRODUÇÃO.

A grande expansão dos sistemas elétricos tem exigido o uso de correntes e tensões cada vez maiores, talé o valor da potência envolvidas. Não existindo instrumentos de medição e de proteção, de uso prático, quepossam medir diretamente essas tensões e correntes, faz-se necessário um dispositivo que possa “reduzir”,tantas vezes quanto necessário, os altos valores a serem medidos até se adequarem aos níveis (tensão e corrente)dos instrumentos de medição e proteção. Ao mesmo tempo, este dispositivo deverá “isolar” os instrumentos demedidas e de proteção (os quais operam em níveis de isolamento baixos) das altas tensões existentes nossistemas a serem medidos ou protegidos. O dispositivo em questão é o transformador para instrumentos.

21. GENERALIDADES SOBRE TRANSFORMADORES

A figura 21.01, representa um transformador realqualquer:

Sendo: 1. U1 = tensão eficaz primária 2. I1 = corrente eficaz primária 3. r1 = resistência ôhmica do enrolamento

primário 4. x1 = reatância de dispersão do enrolamento primário 5. n1 = número de espiras do enrolamento primário 6. E1 = força eletromotriz primária (valor eficaz) 7. E2 = força eletromotriz secundária (valor eficaz) 8. r2 = resistência ôhmica do enrolamento secundário 9. x2 = reatância de dispersão do enrolamento secundário 10. n2 = número de espiras do enrolamento secundário 11. I2 = corrente eficaz secundária 12. V2 = tensão eficaz secundária 13. Z = impedância da carga 14. Φ = fluxo magnético útil no núcleo do transformador

SUBESTAÇÕES

Página: 79

Para este transformador apresentado vale as seguintes expressões fasoriais:

111111111 IZEIjxIrEUrrrrrr

+−=++= (equação 1)

222222222 IZEIjxIrEUrrrrrr

+−=++= (equação 2),

012211 InInInrrr

=+ onde 021

21 II

nnI

rrr+×−= (equação 3), sendo 0I

r a corrente de excitação do

transformador.Esta corrente, como veremos logo adiante, é composta de duas parcelas:

1. Iu = “componente de magnetização” ou “corrente magnetizante” que produz o fluxo Φ. 2. Ip = “componente de perdas” ou “corrente de perdas” responsável

pelas perdas no núcleo: perdas por corrente de Foucault, histerese epequeno efeito Joule.

A menos das perdas (Z1 I1 e Z2 I2 ), vale também:

2

1

22

1

nn

UU

EE

== relação de transformação (equação 4)

Desprezando a corrente I0 , normalmente muito pequena perto da correntenominal primária vale também a seguinte expressão:

2

1

1

2

nn

II

= relação de transformação (equação 5).

O transformador apresentado na figura 21.01, possui o diagrama mostradona figura 21.02. Dentre os vários tipos de transformadores, trataremos, neste curso,dos transformadores para instrumentos. São eles: Transformadores de corrente(TCs), Transformadores de potencial (TPs) e Divisores capacitivos de potencial(DCPs)

21.1. TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TCs)

Os TCs destinam-se a evitar a conexão direta de instrumentos de mediçãoe 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 comoadaptar a grandeza a medir, no caso a corrente, em uma proporção conhecida e demodo a assegurar uma medição mais favorável. A figura 21.01.01 representa,esquematicamente, o TC. O TC tem n1 < n2 , dando assim no secundário umacorrente I2 < I1. Os TCs têm geralmente poucas espiras no primário, e dependendodo valor da corrente primária, este pode ser apenas uma espira, constituída por umabarra colocada em série no circuito. Uma primeira observação essencial é que acorrente I1 é fixada pelo circuito externo, pela carga Z, e portanto não depende dacarga Z’ do(s) instrumento(s) ligado(s) no secundário do TC. Como sãoempregados para alimentar instrumentos de baixa impedância (amperímetros, bobinas de corrente dewattímetro, de medidores de watt-hora e bobinas de corrente de diversos reles) diz-se que são transformadoresque funcionam com o secundário quase em curto circuito permitindo a circulação de uma corrente secundáriaproporcional a primária em módulo e com a menor defasagem angular possível entra ambas. O equilíbrio defuncionamento do transformador de corrente é mostrado pela equação:

012211 InInInrrr

=+ (equação 6).Ou seja, as forças magnetomotrizes (f.m.m.) produzidas nos enrolamentos primários e secundários

dando como resultado a força magnetomotriz de magnetização. A equação 6 nos mostra que se, por um motivoqualquer, 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 donúcleo de ferro aumentando em conseqüência, as perdas a um valor elevadíssimo, devido ao alto valor daindução. Isto provoca um aquecimento excessivo. Além dos problemas citados, existe o fato da elevada tensãoinduzida no circuito secundário, o que coloca em risco os instrumentos e principalmente vidas humanas. Por estarazão, os transformadores de corrente devem ter sempre o seu secundário fechado. Os enrolamentos nãoutilizados devem ser curto-circuitados, desde que não pertençam ao mesmo núcleo. Quando um TC possuir doisou enrolamentos no mesmo núcleo e apenas um destes enrolamentos for utilizado o(s) outro(s) deve(m) ficaraberto(s) pois, o enrolamento fechado equilibra o TC. Costuma-se para efeito de cálculo, desprezar a corrente demagnetização. A equação anterior, pode então, ser escrita sob a forma:

SUBESTAÇÕES

Página: 80

2211 ININ = (equação 7), ou ainda: 1

2

2

1

II

NN

= (equação 8).

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:

21.1.1. RELAÇÃO NOMINAL.

É a que se especifica, ou seja: É a relação da corrente nominal primária para a corrente nominal

secundária. É um dado de placa. n2

n1c I

IK = (equação 9).

21.1.2. RELAÇÃO DE ESPIRAS.

É a relação do número de espiras do enrolamento secundário para o número de espiras do enrolamento

primário. Notar que é o contrário do TP como veremos: 1

2e n

nK = (equação 10).

21.1.3. RELAÇÃO EFETIVA OU RELAÇÃO VERDADEIRA.

É aquela que o transformador efetivamente fornece. De outro modo: “É a relação da corrente primária

para a corrente secundária, sendo ambas, medidas em termos de valores eficazes”: 2

1r I

IK = (equação 11).

Em posse do significado dessas grandezas pode-se definir o transformador ideal: “ É o transformadorno qual, o número que mede a relação nominal, relação de espiras e relação efetiva, é o mesmo “. Analisando

as equações 7 e 8 verifica-se que as correntes primária e secundária são inversamente proporcionais aorespectivo número de espiras. Da suposição feita acima pode-se concluir que a relação detransformação será grandemente influenciada pela corrente de excitação, o que, provocará um “ errode relação “ e, ao mesmo tempo, um “ erro de fase “, como pode ser observado no diagrama fasorialmostrado na figura 21.01.03.01. A figura 21.01.03.01 mostra o diagrama fasorial de um TC.

O TC introduz 2 (dois) erros a saber:

21.1.4. ERRO DE RELAÇÃO.

A corrente de excitação I0, composta da corrente magnetizante Iu responsável pela produçãodo fluxo Φ0 e da corrente de perdas responsável pela alimentação das perdas no núcleo por histerese ecorrentes de Foucault, causa um pequeno erro de relação. Para a correção do erro de relação

definiremos agora o que vem a ser o “fator de correção de relação”: c

rc K

KFCR = (equação 12).

Sendo, como já visto: Kr = relação efetiva ou verdadeira e 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:Erro relação percentual: % = 100(FCRc - 1) (equação 13).

21.1.5. ERRO DE FASE.

Como pode ser notado no diagrama fasorial, figura 21.01.03.01, a corrente primária I1 é defasada dacorrente secundária I2 por um ângulo de β±o180 . O ângulo de 180o é compensado pela marcação correta dapolaridade do TC, como mostra o diagrama da figura 21.01.03.01, e o ângulo β± se constitui no erro de fase dotransformador, devido a corrente de excitação I0. O ângulo β será positivo quando a corrente secundária reversa(-I2) for adiantada da corrente primária I1, e será negativo quando a corrente secundária reversa (-I2) for atrasadada corrente primária I1.

SUBESTAÇÕES

Página: 81

Os erros de fase e de relação não são valores fixos em um dado TC, dependem da corrente primária,freqüência, forma de onda da corrente primária e carga secundária incluindo os cabos secundários. Sobcondições normais, onde a freqüência e a forma de onda da corrente primária são praticamente constantes, taiserros dependem principalmente da corrente primária e da carga secundária incluindo o efeito dos cabossecundários. Definiremos agora o que vem a ser “fator de correção de transformação” de um TC (FCTc).

É definido como sendo o fator pelo qual se deve multiplicar a leitura indicada por um wattímetro, cujabobina de corrente é alimentada através do referido TC, para corrigir o efeito combinado do fator de correção darelação FCRc e do ângulo de fase β. Da ABNT-EB-251, item 4.3..1.2.1, transcrevemos as duas normas seguintes:

21.1.5.1. NOTA 1

Os limites do fator de correção da transformação (FCTc) podem ser considerados os mesmos limites dofator de correção da relação (FCRc), quando o fator de potência da carga é unitário, visto que, nestas condições, oângulo de fase (β) do TC, por ser pequeno, não introduz erro significativo.

21.1.5.2. NOTA 2

Para qualquer fator de correção da relação (FCRc) conhecido de um TC, os valores limites positivo enegativo do ângulo de fase (β) em minutos são expressos por: β = 2600 . (FCRc - FCTc) (equação 14). Sendo ofator de correção da transformação como os valores mínimo o máximo do fator de correção da transformação(FCTc) deste transformador. De posse de todos esses conceitos pode-se agora definir o TC.

21.1.5.3. 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 fasorialsubstancialmente mantida, em uma proporção definida, conhecida e adequada para uso com instrumentos demedição, controle ou proteção “.

É muito comum, ao se estuda um transformador de corrente, fazer analogia com os transformadores deforça. Existem, de fato, muitas semelhanças entre ambos.

A principal reside no fato de que ambos dependem fundamentalmente do mecanismo da induçãomagnética.

Em termos de operação, existe diferenças consideráveis: 1. Num transformador de força, a corrente que circula no primário é função direta da corrente que

circula no secundário. 2. 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 sériecom o circuito.

Segundo a norma ABNT-EB-251, os valores nominais que caracterizam os transformadores de correntesão os seguintes:

1. Corrente nominal e relação nominal; 2. Nível de isolamento; 3. Freqüência nominal: 4. Carga nominal: 5. Classe de exatidão; 6. Fator de sobre-corrente nominal (somente para TC para serviço de reles); 7. Fator térmico nominal; 8. Corrente térmica nominal; 9. Corrente dinâmica nominal.

Far-se-á em seguida, um desenvolvimento das características acima, tentando apresentar algunsaspectos de outra norma ANSI (USA).

21.1.6. CORRENTE NOMINAL E RELAÇÃO NOMINAL

Segundo a ABNT as correntes primárias nominais e as relações nominais são as especificadas na tabela21.01.06.01. As relações nominais são baseadas na corrente secundária nominal de 5 A. Segundo a norma ANSIas correntes primárias nominais e as relações nominais são especificadas nas Tabelas 21.01.06.02 e 21.01.06.03.

SUBESTAÇÕES

Página: 82

Corrente Nominal Primária

A

Relação Nominal

Corrente Primária Nominal

A

Relação Nominal

Corrente Primária Nominal

A

Relação Nominal

5 1:1 100 20:01 1000 200:110 2:1 125 25:1 1200 240:115 3:1 150 30:1 1500 300:120 4:1 200 40:1 2000 400:125 5:1 250 50:1 2500 500:130 6:1 300 60:1 3000 600:140 8:1 400 80:1 4000 800:150 10:01 500 100:01:00 5000 1000:01:0060 12:01 600 120:01:00 6000 1200:01:0075 15:01 800 160:01:00 8000 1600:01:00

CORRENTES PRIMÁRIAS NOMINAIS / RELAÇÕES NOMINAIS PARA TC

Tabela 21.01.06.1

Relação dupla com taps no enrolamento secundário

10:05 800:05:00 25 x 50:05:00 25/50:515:05 1.200:5 50 x 100:05:00 50/100:5

25:04:00 1.500:5 100 x 200:05:00 100/200:540:05:00 2.000:5 200 x 400:05:00 200/400:550:05:00 3.000:5 400 x 800:05:00 300/600:575:05:00 4.000:5 600 x 1.200:5 400/800:5

100:05:00 5.000:5 1.000 x 1.200:5 600/1.200:5200:05:00 6.000:5 2.000 x 2.000:5 1.000/2.000:5300:05:00 8.000:5 1.500/3.000:5400:05:00 12.000:5 2.000/4.000:5600:05:00

PARA TCs QUE NÃO SÃO DO TIPO BUCHA - CORRENTES EM (A)

RELAÇÃO SIMPLES Relação dupla com conexão série-paralelo no enrolamento primário.

T A B E L A 21.01.06.2

Segundo as normas da ABNT e ANSI (Tabelas21.01.06.01, 21.01.06.02 e 21.01.06.03), os TCs, paraserviços de medição, devem ser selecionados de modo que acorrente de serviço esteja compreendida entre 10% e 100%da corrente nominal primária. Vide paralelogramos delimite da classe de exatidão nominal anexos. (figuras21.01.02, 21.01.03 e 21.01.04).

21.1.7. NÍVEL DE ISOLAMENTO

É definido com base na classe de tensão de serviçono circuito no qual o TC será conectado. Deve-se considerara tensão máxima de serviço. Cuidados especiais devem sertomados quanto à classe de isolamento. É sabido que ocusto é função direta da classe de tensão de isolamentonominal.

21.1.8. FREQÜÊNCIA NOMINAL

As freqüências nominais para os TCs são 50 e/ou60 Hz.

21.1.9.CARGA NOMINAL

Todas as considerações sobre a classe de exatidãodos transformadores de corrente, que veremos adiante, estão

condicionados ao conhecimento das cargas dos mesmos. As publicações dos fabricantes fornecem as cargas dosreles, medidores, etc., que somadas às impedâncias dos cabos secundários, representarão a carga total do TC. Deuma maneira geral, a carga do TC diminui a medida que aumenta a corrente secundária to TC, devido à saturaçãodos circuitos magnéticos dos reles, medidores e outros instrumentos. Segundo a ABNT as cargas nominais sãodesignadas pela letra “C” seguida pelo número de volt-amperes em 60 Hz, com corrente nominal 5 A e fator de

potência normalizado conformeTabela 21.01.09.01.Para seleção da carga nominal deum transformador de correntedestinados à medição ou àproteção, somam-se as potênciasconsumidas pelos instrumentos demedição ou de proteção a seremligados no seu secundário. Quandonecessário, considera-se tambémas potências consumidas pelasconexões e cabos secundários.

RELAÇÃO DE CORRENTES

(A)

TAPS SECUNDÁRIO

RELAÇÃO DE CORRENTES

(A)

TAPS SECUNDÁRIO

50:05:00 x2-x3 300:05:00 x3-x4100:05:00 x1-x2 400:05:00 x1-x2150:05:00 x1-x3 500:05:00 x4-x5200:05:00 x4-x5 800:05:00 x2-x3250:05:00 x3-x4 1.100:5 x2-x4300:05:00 x2-x4 1.200:5 x1-x3400:05:00 x1-x4 1.500:5 x1-x4450:05:00 x3-x5 1.600:5 x2-x5500:05:00 x2-x5 2.000:5 x1-x5600:05:00 x1-x5

1.500:5 x2-x32.000:5 x2-x43.000:5 x1-x4

100:05:00 x2-x3200:05:00 x1-x2300:05:00 x1-x3 2.000:5 x1-x2400:05:00 x4-x5 3.000:5 x1-x3500:05:00 x3-x4 4.000:5 x1-x4600:05:00 x2-x4800:05:00 x1-x4900:05:00 x3-x4

1.000:5 x2-x5 3.000:5 x1-x21.200:5 x1-x5 4.000:5 x1-x3

5.000:5 x1-x4

4.000:5

5.000:5

T A B E L A 21.01.06.3

PARA TCs MULTI-RELAÇÃO DO TIPO BUCHA

600:05:00 2.000:5

3.000:5

1.200:5

DESIGNAÇÃO POTÊNCIA APARENTE (VA)

FATOR DE POTÊNCIA

RESISTÊNCIA EFETIVA (a)

INDUTÂNCIA (Mh)

IMPEDÂNCIA (a)

(1) (2) (3) (4) (5) (6)C 2,5 2,5 0,9 0,09 0,116 0,1C 5,0 5 0,9 0,18 0,232 0,2

C 12,5 12,5 0,9 0,45 0,58 0,5C 25 25 0,5 0,5 2,3 1C 50 50 0,5 1 4,6 2C 100 100 0,5 2 9,2 4C 200 200 0,5 4 18,4 8

CARGAS NOMINAIS PARA TCCARGAS NOMINAIS CARACTERÍSTICAS A 60 Hz E 5 A

T A B E L A 21.01.09.1

SUBESTAÇÕES

Página: 83

Feito isso, adota-se a cargapadronizada de valor imediatamentesuperior ao valor calculado. Segundo aANSI as cargas nominais são designadaspela letra “B” seguida pelo valor daimpedância em 60Hz, com correntenominal 5A e fator de potêncianormalizado conforme Tabela21.01.09.02.

21.1.10. CLASSE DE EXATIDÃO NOMINAL

Especial atenção deve ser dada a esse item. É de primordial importância para a correta especificação doTC. Os TCs, são agrupados em duas classes distintas:

1. TCs para serviço de medição 2. TCs para serviço de proteção

21.1.10.1. TCs 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 asnormas ABNT e ANSI, os transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa de 10 a 100% dacorrente 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 sature, proporcionando assim, um auto deproteção aos equipamentos de medição conectados no secundário. As figuras 21.01.15.01, 21.01.15.02 e21.01.15.03, mostram os paralelogramos de exatidão definidos para cada uma das classes. Considera-se que oTC para serviço de medição, está dentro de sua classe de exatidão, quando o ponto determinado pelo erro de fasee pelo FCRc estiver dentro do paralelogramo de exatidão.

21.1.10.1.1. SELEÇÃO DA CLASSE DE EXATIDÃO

Para serviço de medição, indica-se a classe de exatidão seguida do símbolo da maior carga nominal coma qual se verifica essa classe de exatidão. Cada enrolamento secundário deverá ser indicado com todas as suasclasses de exatidão com as cargas nominais correspondentes.

Exemplo: x:0,3-C12,5 - segundo norma ABNT 0,3B-0,5 - segundo norma ANSIPara acontecer que o TC tenha diferentes classes de exatidão, para diferentes cargas. Nestas condições,

estas classes deverão ser indicadas da seguinte maneira: x: 0,6-C2,5:1,2-C12,5. A seleção da classe de exatidãoé função direta da aplicação a que se destina o TC. Éimportante considerar, que tanto o TC como osinstrumentos de medição devam possuir uma classe deexatidão, se não igual, porém compatíveis.

21.1.10.1.2. APLICAÇÕES TÍPICAS

21.1.10.1.2.1. OBSERVAÇÕES

1. É também normalizada a classe de exatidão3, sem limitação do ângulo de fase. Por nãoter limitação do ângulo de fase, esta classede exatidão não deve ser usada em serviço de medição de potência ou de energia. No caso de umTC para serviço de medição com classe de exatidão 3, considera-se que ele está dentro de suaclasse de exatidão, em condições especificadas, quando nestas condições, o fator de correção derelação estiver entre os limites 1,03 e 0,97.

2. Todo TC para serviço de medição, com um único enrolamento secundário e com classes deexatidão 0,3 ou 0,6 ou 1,2, deve estar dentro da sua classe de exatidão para todos os valores defator de potência indutivo da carga medida no primário do TC compreendidos entre 0,6 e 1,0, umavez que estes limites definem o traçado dos paralelogramos das figuras 21.01.15.01, 21.01.15.02 e21.01.15.03.

DESIGNAÇÃO RESISTÊNCIA (a)

INDUTÂNCIA (mH)

IMPEDÂNCIA (a)

VOLT-AMPERES

FATOR DE POTÊNCIA

B-0,1 0,09 0,116 0,1 2,5 0,9B-0,2 0,18 0,232 0,2 5 0,9B-0,5 0,45 0,58 0,5 12,5 0,9B-1 0,5 2,3 1 25 0,5B-2 1 4,6 2 50 0,5B-4 2 9,2 4 100 0,5B-8 4 18,4 8 200 0,5

CARGAS NOMINAIS PARA TCCARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS PARA 60 Hz E 5 A

T A B E L A 21.01.09.2

CLASSE DE PRECISÃO APLICAÇÃO

0,3e

0,6Alimentação usual de:

, Amperímetros;1,2 , wattímetro;

, Medidas de kWh;, Fasímetros, etc.

Medidas em laboratório. Medidas de potência e energiapara fins de faturamento.

T A B E L A 21.01.10.01.02.1

APLICAÇÕES TÉCNICAS

SUBESTAÇÕES

Página: 84

21.1.10.2. TCs PARA SERVIÇO DE PROTEÇÃO

Os TCs usados para alimentação de reles devem retratarfielmente as correntes de curto-circuito. Sendo estas correntesmúltiplas da corrente nominal, é importante que o TC não sofra osefeitos de saturação. Para aplicação com reles não é necessárioconsiderar o efeito de erro de fase. A corrente secundária seapresenta com um baixo fator de potência, podendo-se afirmar, quea mesma está em completa oposição de fase com a corrente deexcitação. Portanto, o efeito da corrente de excitação no erro de faseé desprezível. Segundo a ABNT os TCs para serviço de reles sãoenquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 2,5 (erropercentual até 2,5%) e 10 (erro percentual até 10,0%). Considera-se que um TC para serviço de reles está dentrode sua classe de exatidão em condições especificadas, quando nestas condições, o seu erro percentual não forsuperior a 2,5% no caso da classe de exatidão 2,5, ou a 10% no caso da classe de exatidão 10, desde a correntenominal até uma corrente cujo valor é dado pelo produto da corrente nominal pelo fator de sobre correntenominal. Segundo a ANSI os TCs, para serviço de reles, são enquadrados em apenas uma classe de exatidão: 10(erro percentual até 10,0%). Anteriormente, a normaANSI também normatizava o TC classe 2,5.Consideremos agora o circuito equivalente do TC,referido ao seu secundário. (figura 21.01.10.02.01). Pelocircuito equivalente da figura 21.01.10.02.02, pode-seconcluir que parte da corrente primária é consumida paraexcitação do núcleo, e a corrente I2 é uma parcela dacorrente primária realmente transferida para osecundário. Conclui-se ainda, que a f.e.m., secundária éfunção da corrente de excitação (I’

0), das impedâncias dosecundário e da própria carga (Zc). A curva que relacionaE2 e I’0 é denominada “curva de excitação secundária”(figura 21.01.10.02.02). Ela fornece subsídiosimportantes para a correta especificação do TC. Estacurva permite determinar o ponto a partir do qual o TCirá saturar (Knee-point ou joelho da curva).

21.1.10.2.1. SELEÇÃO DA CLASSE DE EXATIDÃO

De acordo com a ABNT, os TCs para serviço de reles são classificados, quanto à impedância, nas duasclasses seguintes:

1. Transformador classe B - é um TC cujo enrolamento secundário apresenta reatância desprezível.Nesta classe se enquadram os transformadores com núcleo rotoidal, com o enrolamento secundáriouniforme distribuído sobre o mesmo.

2. Transformador classe A - é um TC cujo enrolamento secundário apresenta reatância que não podeser desprezada. Nesta classe se enquadram todos os TCs, exceto os que são definidos como classeB.

O método de seleção da classe de exatidão considera que o TC está fornecendo à carga uma correnteigual ao produto de sua corrente nominal pelo fator de sobre-corrente nominal (F5; F10; F15 - somente para aclasse B - é F20) e o TC é classificado na base do valor máximo da tensão eficaz, que o mesmo pode manter noseu secundário sem prejuízo da sua exatidão. Os TCs para serviço de reles da classe A, devem estar dentro da suaclasse de exatidão para tensões secundárias e cargas especificadas nas tabelas 21.01.16.01 e 21.01.16.02 e nasfiguras 21.01.16.01 e 21.01.16.02. Os TCs para serviço de reles, da classe B, devem estar dentro da sua classe deexatidão, para tensões secundárias e cargas especificadas nas tabelas 21.01.16.03 e 21.01.16.04 e nas figuras21.01.16.03 e 21.01.16.04.

21.1.10.2.1.1. EXEMPLOS DE DESIGNAÇÃO

1. Transformador para proteção, classe baixa impedância, com classe de exatidão nominal 2,5, comfator de sobre-corrente nominal igual a 10 e uma carga de 100 VA, seria designado por:B2,5F10C100.

SUBESTAÇÕES

Página: 85

2. Transformador para proteção, classe alta impedância, com classe de exatidão igual a 10, com fatorde sobre-corrente 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 o seguinte: 2,6 L400 e 10 H 200. Notar que a letra L é abreviatura de “LOW” que significa BAIXA e H é abreviatura de“HIGH” que significa ALTA. Segundo esta norma a especificação da carga é indireta, pela especificação datensão secundária máxima admissível para a classe de exatidão. O fator de sobre-corrente, é sempre consideradoigual a 20. Na moderna denominação ANSI teríamos para os dois exemplos o seguinte: 10 c 400 e 10 T 200.Observação: Atualmente a ANSI não normatiza mais a classe 2,5 e substitui as letras L por C e H por T.

21.1.11. FATOR DE SOBRECORRENTE NOMINAL

É o fator empregado em transformadores de corrente para serviço de proteção. É expresso pela relaçãoentre 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 a classe B) ou 20 e segundo a ANSI, igual a 20.

21.1.12. FATOR TÉRMICO NOMINAL

É o fator pelo qual deve ser multiplicada a corrente nominal primária de um TC, para se obter a correnteprimária 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 fatorpode ser 1,0; 1,20; 1,30; 1,50 e 2,0.

21.1.13. CORRENTE TÉRMICA NOMINAL

É definido como sendo o valor eficaz da corrente primáriasimétrica que o transformador pode suportar por um determinadotempo (normalmente 1,0 segundos) com o enrolamento secundáriocurto-circuitado, sem exceder os limites de temperaturaespecificados para sua classe de isolamento. Para instalaçõesprotegidas por disjuntor, o TC é selecionado como segue: LT’s(limite térmico) - máxima corrente de interrupção do disjuntor.

21.1.14. CORRENTE DINÂMICA NOMINAL

É definida como sendo o maior valor eficaz da correnteprimária que o transformador deve suportar durante determinadotempo (normalmente 0,1 segundos), com o enrolamento secundáriacurto-circuitado, sem se danificar mecanicamente devido às forças eletromagnéticas existentes.

21.1.15. GRÁFICOS DE LIMITAÇÃO DA CLASSE DE EXATIDÃO.

Figuras: 21.01.15.01, 21.01.15.02 e 21.01.15.03.

SUBESTAÇÕES

Página: 86

21.1.16. TABELAS E GRÁFICOS DAS LIMITAÇÕES DE CARGA E TENSÃO PARA TC PARASERVIÇO DE RELÉS DAS CLASSES A E B.

A A A A A A2,5 10 2,5 10 2,5 10F F F F F F20 20 10 10 5 5

2,0 x is 2 50 50/is 2,0 x is 2 50 50/is 2,0 x is 2,04,0 x is 4 100 100/is 4,0 x is 4 100 100/is 4,0 x is 4,08,0 x is 8 200 200/is 8,0 x is 8 200 200/is 8,0 x is 8,0

16,0 x is 16 400 400/is 16,0 x is 16 400 400/is 16,0 x is 16,032,0 x is 32 800 800/is 32,0 x is 32 800 800/is 32,0 x is 32,0

DESIGNAÇÃO DA CLASSE DE EXATIDÃO

CORRENTE SECUNDÁRIA DE 5A

ATÉ 25A

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

LIMITAÇÕES DE CARGA E TENSÕES SECUNDÁRIAS DE TC PARA SERVIÇO DE RELÉS DA CLASSE "A" COM FREQUÊNCIA NOMINAL DE 60 HzDESIGNAÇÃO DA

CLASSE DE EXATIDÃO


ATÉ 25A

CORRENTE SECUNDÁRIA DE

25A ATÉ 100A



ATÉ 25A


25A ATÉ 50A

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

C 12,5 C 12,5 C 12,5

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

C 25 C 25 C 25C 50 C 50 C 50

is = Corrente Secundária em Ampères.TABELA 21.01.16.01

C 100 C 100 C 100C 200 C 200 C 200

Nota: Considera-se que otransformador está dentroda sua classe de exatidão,para uma carga nominalconsiderada, quando oerro percentual é inferiorao erro percentualgarantido por esta classede exatidão, para todos osvalores de tensão ecorrente compreendidosdentro dos seguinteslimites:

1. Linha cheia correspondenteà carga nominalconsiderada;

2. Vertical correspondente aolimite de corrente para o fator de sobre-corrente nominal considerado.

3. Vertical correspondente à corrente secundária de 5 A; 4. Base.


1. Linha cheiacorrespondente àcarga nominalconsiderada;

2. Vertical correspondente ao limite de corrente para o fator de sobre-corrente nominalconsiderado.


SUBESTAÇÕES

Página: 87

A A A A A A2,5 10 2,5 10 2,5 10F F F F F F20 20 10 10 5 5

1,86 x is 1,86 46,5 46,5/is 1,86 x is 1,86 46,5 46,5/is 1,86 x is 1,863,72 x is 3,72 93 93/is 3,72 x is 3,72 93 93/is 3,72 x is 3,727,44 x is 7,44 186 186/is 7,44 x is 7,44 186 186/is 7,44 x is 7,4414,88 x is 14,88 372 372/is 14,88 x is 14,88 372 372/is 14,88 x is 14,8829,76 x is 29,76 741 741/is 29,76 x is 29,76



ATÉ 25A

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)


CLASSE DE EXATIDÃO


ATÉ 25A


25A ATÉ 100A



ATÉ 25A


25A ATÉ 50A

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

C 12,5 C 12,5 C 12,5

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

C 25 C 25 C 25C 50 C 50 C 50


C 100 C 100 C 100C 200 C 200 C 200

B B B B B B A A2,5 10 2,5 10 2,5 10 2,5 10F F F F F F F F20 20 15 15 10 10 5 5

0,5 x is 0,5 0,5 x is 0,5 0,5 x is 0,5 0,5 x is 0,51,0 x is 1,0 1,0 x is 1,0 1,0 x is 1,0 1,0 x is 1,02,0 x is 2,0 2,0 x is 2,0 2,0 x is 2,0 2,0 x is 2,04,9 x is 4,0 4,9 x is 4,0 4,9 x is 4,0 4,9 x is 4,08,0 x is 8,0 8,0 x is 8,0 8,0 x is 8,0 8,0 x is 8,0

16,032,0


CLASSE DE EXATIDÃO


ATÉ 100A



ATÉ 75A



25A ATÉ 50A



ATÉ 25AFATOR DE SOBRE-CORRENTE F20 FATOR DE SOBRE-CORRENTE F15 FATOR DE SOBRE-CORRENTE F10 FATOR DE SOBRE-CORRENTE F5

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

C 12,5 C 12,5 C 12,5 C 12,5C 25 C 25 C 25 C 25C 50 C 50 C 50 C 50C 100 C 100 C 100 C 100C 200 C 200 C 200 C 200




2. Vertical correspondente aolimite de corrente para o fator de sobre-corrente nominal considerado.


SUBESTAÇÕES

Página: 87

B B B B B B A A2,5 10 2,5 10 2,5 10 2,5 10F F F F F F F F20 20 15 15 10 10 5 5

0,465 x is 0,465 0,465 x is 0,465 0,465 x is 0,465 0,465 x is 0,4650,930 x is 0,930 0,930 x is 0,930 0,930 x is 0,930 0,930 x is 0,9301,860 x is 1,860 1,860 x is 1,860 1,860 x is 1,860 1,860 x is 1,8603,720 x is 3,720 3,720 x is 3,720 3,720 x is 3,720 3,720 x is 3,7207,440 x is 7,440 7,440 x is 7,440 7,440 x is 7,440 7,440 x is 7,440

14,880 x is 14,880 14,880 x is 14,88029,760 x is 29,760


CLASSE DE EXATIDÃO


ATÉ 100A



ATÉ 75A



25A ATÉ 50A



ATÉ 25AFATOR DE SOBRE-CORRENTE F20 FATOR DE SOBRE-CORRENTE F15 FATOR DE SOBRE-CORRENTE F10 FATOR DE SOBRE-CORRENTE F5

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

TENSÃO SECUND.

(V)

CARGA MÁXIMA

(VA)

C 12,5 C 12,5 C 12,5 C 12,5C 25 C 25 C 25 C 25C 50 C 50 C 50 C 50C 100 C 100 C 100 C 100C 200 C 200 C 200 C 200

C 400 C 400


C 800

SUBESTAÇÕES

Página: 88

Nota: Considera-se que otransformador estádentro da sua classe deexatidão, para uma carganominal considerada,quando o erro percentualé inferior ao erropercentual garantido poresta classe de exatidão,para todos os valores detensão e correntecompreendidos dentrodos seguintes limites:


2. Vertical correspondente ao limite de corrente para o fator de sobre-corrente nominal considerado. 3. Vertical correspondente à corrente secundária de 5 A; 4. Base.

21.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TPs)

Transformador de potencial (TP) é o transformador, cujo enrolamentoprimário é colocado em derivação com um circuito elétrico, que se destina areproduzir no seu circuito secundário a tensão do seu circuito primário com suaposição fasorial substancialmente mantida, em uma proporção conhecida eadequada para uso com instrumentos de medição, controle ou proteção. A figura21.02.01, representa esquematicamente, o TP.

O TP tem n1 > n2, dando assim no secundário uma tensão U2 < U1 . OsTPs devem ter seu ponto de funcionamento muito próximo à condição defuncionamento a vazio, o que, corresponde a uma alta impedância conectada no seu secundário. Devido a isso, agama de variação da tensão é muito restrita para a variação da carga desde o regime a vazio até o regime a plenacarga. Diferentemente do TC, o TP precisa ter não só seus enrolamentos isolados entre si e do núcleo, mastambém as próprias bobinas, camadas e espiras de cada enrolamento precisam ser devidamente isoladas uma dasoutras, devido à grande diferença de potencial existente entre os bornes do circuito primário. As perdas no ferroe no cobre, a impedância e a corrente de magnetização adquirem importância secundária no TP uma vez que seexige do mesmo uma transformação fiel e “exata” da tensão primária, mas tais fatores não deixam de causarpequenos erros na relação e no ângulo de fase. Distinguem-se as seguintes relações nos TPs:

21.2.1. RELAÇÃO NOMINAL

É a que se especifica (relação nominal indicada pelo fabricante na placa do TP), sendo a relação da

tensão nominal primária para tensão nominal secundária: n2

n1p U

UK = (equação 15).

21.2.2. RELAÇÃO DE ESPIRAS

É a relação do número de espiras do enrolamento primário para o número de espiras do enrolamento

secundário: 2

1e n

nK = (equação 16).

21.2.3. RELAÇÃO REAL DO TP

É aquela que o transformador efetivamente fornece. É a relação da tensão primária para a tensão

secundária: 2

1r U

UK = (equação 17).

SUBESTAÇÕES

Página: 89

De posse dessas três relações pode-se definir o transformador ideal: “É o transformador noqual, o número que mede a relação nominal, relação de espiras e relação efetiva, é o mesmo”.

Como pode ser notado no diagrama fasorial, figura 21.02.03.01, a corrente de excitação I0 ,necessária na alimentação do fluxo φ e das perdas por histerese e correntes de Foucault no núcleo, causauma pequena queda de tensão no enrolamento primário.

Também a corrente de carga I2 que é extraída para a alimentação da carga secundária, causauma pequena queda de tensão em ambos enrolamentos, primário e secundário.

Como resultado, a tensão secundária é ligeiramente diferente daquela que a relação nominalindica, e também existe um ligeiro ângulo de defasagem adicional ao de 180o normalmente existente.

A figura 21.02.03.01 mostra o diagrama fasorial de um TP. O TP introduz dois erros a saber:

21.2.4. ERRO DE RELAÇÃO

Como já dissemos, as correntes I0 e I2 causam quedas de tensões internas nos TPs. Estas quedasde tensões são responsáveis pelo erro de relação. Para a correção do erro de relação definiremos agora o

que vem a ser o “fator de correção da relação”: p

rp K

KFCR = (equação 18), sendo como já visto, Kr =

relação real do TP, e 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: ∈ rel. % = 100 (FCRp - 1)(equação 19).

21.2.5. ERRO DE FASE

Como pode ser notado no diagrama fasorial, figura 21.02.02, a tensão U1 é defasada da tensãosecundária U2 por um ângulo de 180o ± α . O ângulo de 180o é compensado pela marcação correta da polaridadedo TP, como mostra o diagrama da figura 21.02.01, e o ângulo ± α se constitui no erro de fase do TP. O ânguloα será positivo quando a tensão secundária reversa (-U2) for adiantada da tensão primária U1 , e será negativoquando a tensão secundária (-U2) for atrasada da tensão primária U1. Os erros de relação e de fase não sãovalores fixo em um dado TP, pois variam com a carga secundária, tensão primária, freqüência, forma de onda datensão primária é efeito dos casos secundários. Sob condições comuns, onde tensão primária, freqüência e formade onda da tensão são praticamente constantes, tais erros dependem principalmente da carga secundária e doefeito dos cabos secundários. Definiremos agora o que vem a ser “fator de correção de transformação” de umTP (FCTp).

É definido como sendo o fator pelo qual se deve multiplicar a leitura indicada por um wattímetro, cujabobina de potencial é alimentada através do referido TP, para corrigir o efeito combinado do fator de correção derelação FCRp e do ângulo de fase. Da ABNT-EB-251, item 3.2.1.1, transcrevemos as suas notas seguintes:

NOTAS: 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 nestascondições, o ângulo de fase (α) to TP, por ser pequeno, não introduz erros significativos.

2. Para qualquer fator de correção da relação (FCRp) conhecido de um TP, o valor limite positivo ounegativo do ângulo de fase (α) em minutos é expresso por: α = 2600 x (FCTp - FCRp).Sendo FCTp os valores máximo e mínimo do fator de correção da transformação dessetransformador.

Segundo a ABNT-EB-251, os valores nominais que caracterizam um TP, são: 1. Tensão primária nominal e relação nominal 2. Nível de isolamento 3. Freqüência nominal 4. Carga nominal 5. Classe de exatidão 6. Potência térmica nominal

SUBESTAÇÕES

Página: 90

21.2.6. TENSÃO PRIMÁRIA NOMINAL E RELAÇÃO NOMINAL

A tensão normalizada é selecionada para uma tensão igual ou imediatamente superior à tensão deserviço. Veja a seguir, a Tabela 21.02.06.01.

21.2.7. NÍVEL DE ISOLAMENTO

A seleção da classe de tensão de isolamento de um TP, depende da máxima tensão de linha do circuito.A Tabela 21.02.07.01, a seguir, apresenta as correspondências entre as classes de tensão de isolamento e astensões de linha, segundo a ABNT.

Tensão

Secund. de

(1) (2) (3) (4) (5) (6)115 01:01 - - -230 02:01 02:01 1,2:1

e 402,5 3,5:1 3,5:1 02:01460 04:01 04:01 2,4:1575 05:01 05:01 03:01

2.300 20:01 20:01 12:013.450 30:01:00 30:01:00 17,5:14.025 35:01:00 35:01:00 20:014.600 40:01:00 40:01:00 24:01:006.900 60:01:00 60:01:00 35:01:008.050 70:01:00 70:01:00 40:01:00

15 11.500 100:01:00 100:01:00 60:01:0015-B 13.800 120:01:00 120:01:00 70:01:00

23.000 200:01:00 200:01:00 120:01:0025.000 200:1(*) 200:1(*) 120:1(*)

34,5 34.500 300:01:00 300:01:00 175:01:0046 46.000 400:01:00 400:01:00 240:01:0069 69.000 600:01:00 600:01:00 350:01:0092 92.000 800:01:00 800:01:00 480:01:00138 115.000 1.000:1 1.000:1 600:01:00

138-B 138.000 1.200:1 1.200:1 700:01:0016 161.000 1.400:1 1.400:1 800:01:00

161-B230 196.000 1.700:1 1.700:1 1.000:1

230-B1230-B2 230.000 2.000:1 2.000:1 1.200:1

345 287.000 2.500:1 2.500:1 1.400:1345-B1 1.500:1(**)345-B2 345.000 3.000:1 3.000:1 1.700:1

440 402.500 3.500:1 3.500:1 2.000:1440-B1440-B2 460.000 4.000:1 4.000:1 2.400:1

TABELA 21.02.06.01

(*) – Tensões secundárias de 125V e V são consideradasnomalizadas para sistemas existentes no Brasil.Não são recomendadaspara futuros projetos.

8,7

25

Tensão Secund.

Aprox.de 115V

0,6

1,2

5

TENSÕES PRIMÁRIAS NOMINAIS E RELAÇÕES NOMINAIS

Classe de Tensão de Isolamento Nominal

(kV)

Grupo 1 Grupos 2 e 3Para ligação de fase

para fase Para ligação de fase para neutro

Tensão Primária Nominal

(V)

Relação Nominal

Tensão Primária Nominal

(V)

Relações Nominais

3/115

3/2303/5,402

3/575

3/2300

3/460

3/34503/40253/4600

3/69003/8050

3/115003/13800

3/230003/25000

3/345003/460003/690003/920003/1150003/138000

3/161000

3/196000

3/2300003/287000

3/345000

3/402500

3/460000

3/115

De Fase Para Terra (mm)

De Fase Para Terra (mm)

(1) (2) (3) (4)0,6 até 660 - -

1m2 até 1.320 25 255 1.321 a 5.500 65 65

8,7 5.501 a 9.570 90 10015-B 9.571 a 16.500 130 140

15 150 17025 16.501 a 26.250 200 230

34,5 26.501 a 36.225 300 33046 36.225 a 48.300 380 43069 48.301 a 72.450 600 65092 72.451 a 96.600 750 850

138-B 96.601 a 144.900 950 1.050138 1.100 1.250

161-B 144.901 a 169.050 1.100 1.250161 1.300 1.450

230-B2 1.500 1.650230-B1 169.051 a 241.500 1.600 1.800

230 1.950 2.150345-B2345-B1 241.501 a 362.250

345440-B2440-B1 362.251 a 462.000

440

2. B = nível de isolamento baixo, permitido por estaespecificação.

Tabela 21.02.07.01

Ainda não normatizadoAinda não normatizado

1. Os valores recomendados para ensaios dielétricoscorrespondentes a cada um dos níveis de isolamento constam databela 02.02.11.01.

Ainda não normatizadoAinda não normatizadoAinda não normatizadoAinda não normatizado

NÍVEIS DE ISOLAMENTO – TENSÕES DE LINHA ESPAÇAMENTOS MÍNIMOS NO AR

Classe de Tensão de Isolamento Nominal

(kV)

Tensão de Linha (Valor Eficaz em

V)

Espaçamentos Mínimos no Ar

21.2.8. FREQÜÊNCIA NOMINAL

As freqüências nominais para TP são 50 Hz e/ou 60 Hz.

SUBESTAÇÕES

Página: 91

21.2.9. CARGA NOMINAL

É a potência aparente em VA, indicada na placa do transformador, com a qual o mesmo não ultrapassaos limites de sua classe de exatidão. As cargas nominais estão apresentadas nas tabelas 21.02.10.01 e21.02.10.02, segundo a ABNT e ANSI, respectivamente. Para determinação da carga nominal de um TP, bastasomar todas as potências absorvidas por cada um dos instrumentos conectados no seu secundário (reles,medidores, voltímetros, etc.).

21.2.10. CLASSE DE EXATIDÃO

Os TPs 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 eerro 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) estiverdentro do “paralelogramo de exatidão”, especificado na figura 21.02.10.01.

Observações:

1. É também normalizada a classe de exatidão 3 sem limitação do ângulode fase.

2. Por não ter limitação de ângulo de fase, esta classe de exatidão nãodeve ser usada em serviço de medição de potência ou energia.

3. No caso de um TP com classe de exatidão 3, considera-se que ele estádentro de uma classe de exatidão em condições especificadas quando, nestascondições, o fator de correção da relação estiver entre os limites 1,03 e 0,97.

4. Todo TP com um único enrolamento secundário deve estar dentro desua classe de exatidão nas seguintes condições:

5. Para tensão compreendida na faixa de 90% a 100% da tensão nominal,com freqüência nominal.

6. Para todos os valores de carga, desde em vazio até a carga nominalespecificada, mantido o fator de potência.

7. Para todos os valores de fator de potência indutivo da carga medido noprimário do transformador, compreendido entre 0,6 e 1,0, uma vez que estes limitesdefinem o traçado dos paralelogramos na figura 21.02.10.01.

8. Num TP com vários enrolamentos secundários cada um destesenrolamentos deve estar dentro da classe de exatidão correspondente, nas condiçõesespecificadas no item 2, destas observações, seja com os outros enrolamentos em

vazio, seja com os outros enrolamentos com carga nominal.

Resistência (W) Indutância (mH) Resistência (W) Indutância (mH) 60 Hz Fator de Potência 0,75

50 Hz Fator de Potência 0,806

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)P12,5 793,60 1.857,200 264,50 619,070 12,5 13,43P25 396,80 928,600 132,25 309,530 25,0 26,86P50 198,40 464,300 66,13 154,770 50,0 53,78P100 99,20 232,150 33,06 77,383 100,0 107,44P200 49,60 116,080 16,53 38,693 200,0 214,88P400 24,80 58,040 8,26 19,346 400,0 429,76

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 sãoválidas para tensões secundárias entre 58 e 75 V. Em tais condições as potências aparentes serão diferentes das especificadas.

Tabela 21.02.10.01

CARGAS NOMINAIS PARA TP

Símbolo

CaracterísticasPotência Aparente ( ) . ( )

Tensão Secundária Nominal 115V Tensão Secundária Nominal V 2/115

SUBESTAÇÕES

Página: 92

VA Fator de PotênciaW 12,5 0,10X 25,0 0,70Y 75,0 0,85Z 200,0 0,85

ZZ 400,0 0,85

T A B E L A 21.02.10.02

CARGAS NOMINAIS PARA TPSímbolo da Carga

Características da Carga

As cargas normalizadas possuem valoresde resistência ® e indutância (L)constantes. Base 120, 60 Hz

Grupo Ligação Designação Tipo de Isolamento1 Entre Fases - Total

2 - T Total (**)2 - R Bucha do neutro de isolamento reduzido (***)2 - P Progressivo (***)3 - T Total (**)3 - R Bucha do neutro de isolamento reduzido (***)3 - P Progressivo (***)

(*) A especificação da ligação dos transformadores dos grupos 2 e 3, refere-se à ligação à terra doneutro dos sistemas. O terminal do neutro dos TPs de ambos estes grupos é sempre diretamente aterrado.

(**) Todos os TPs com nível de isolamento até 15kV inclusive, devem ter isolamento total.(***) As extremidades com isolamento reduzido e a respectiva bucha devem satisfazer às exigênciasespecificadas para o nível de isolamento de 5kV.

Tabela 21.02.11.01

GRUPOS PARA LIGAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

2Entre Fase e Feutro de

Sistema Sólido ou Efetivamente Aterrados (*)

3 Entre Fase e Neutro de Sistemas Quaisquer (*)

21.2.11. POTÊNCIA TÉRMICA NOMINAL

É a máximapotência que o TP podefornecer em regimepermanente sob tensão ecorrente nominal, semexceder os limites detemperaturaespecificados. Para osTPs pertencentes aosgrupos de ligação 1 e 2(tabela 21.02.11.01acima), a potênciatérmica não deve serinferior a 1,33 vezes acarga mais alta em volt-amperes (VA), referenteà exatidão dotransformador. Para osdo grupo de ligação 3, apotência térmica nãodeve ser inferior a 3,6vezes a carga mais altaem VA, referente àexatidão do transformador.

21.2.12. DETERMINAÇÃO DE FCRP E DO ÂNGULO DE FASEα DE UM TP A PARTIR DE DOIS VALORESCONHECIDOS DE RELAÇÃO E DE ÂNGULO DEFASE.

Tomam-se 2 eixos perpendiculares. No eixo das abscissas,marca-se o erro de ângulo de fase; no eixo das ordenadas marca-se ofator de correção da relação (FCRp).

Ensaia-se o transformador de potencial para duas condiçõesde carga, sendo ambas com cosα = 1.

Determinados os valores do ângulo de fase e do fator decorreção da relação, marca-se os pontos no gráfico. Esses pontosdeterminarão uma reta e limitarão a origem dos ângulos das cargas,cujos fatores de potência sejam diferentes de 1 (um). No exemploacima, a seqüência seria a seguinte:

1. Traçado dos eixos ortogonais com as escalas convenientes.

Com Onda PlenaValor de Crista (kV) Tempo Mim.de Corte (kV) Valor de Crista (kV)

0,6 4 - - -1,2 10 36 1 305 19 59 1,5 60

8,7 26 88 1,6 7515-B 34 110 1,8 9515 34 130 2 11025 50 175 3 150

34,5 70 230 3 20046 95 290 3 35069 140 400 3 35092 185 520 3 450

138-B 230 630 3 550138 275 750 3 650

161-B 275 750 3 650161 325 865 3 750

230-B2 360 950 3 825230-B1 395 1.085 3 900

230 460 1.210 3 1.050345-B2 510 1.350 3 1.175345-B1 570 1.500 3 1.300

345 630 1.640 3 1.425440-B2 630 1.640 3 1.425440-B1 680 1.785 3 1.550

440 740 1.925 3 1.675Tabela 21.02.11.02

Nível de Isolamento

Ensaio com Sequência Industrial Durante 1 Minuto

(Valor Eficaz em kV)

Ensaios de ImpulsoCom Onda cortada

SUBESTAÇÕES

Página: 93

2. Ensaio do transformador com as condições de carga 200 e 100VA, com cosα = 1. 3. A partir de 100VA, no sentido 200-100VA, traça-se um segmento de valor (200-100) = 100,

determinando assim a origem.

21.3. DIVISORES CAPACITIVOS DE POTENCIAL (DCPs)

Em sistemas tendo tensões acima de 100 kV, o divisorcapacitivo de potencial está sendo cada vez mais usado, principalmenteaos TPs convencionais, e porque é possível usá-lo também como umelemento de conexão em sistemas de freqüência de carrier. Um divisorcapacitivo de potencial pode ser definido como um projeto de umtransformador de potencial onde um divisor de tensão capacitivo temseus terminais extremos conectados à tensão a ser reproduzida, e umtransformador de potencial intermediário magnético, cuja finalidade é terenrolamento primário conectado a “taps” do divisor capacitivo de tensão. Naprática, como mostrado na figura 21.03.01, o divisor capacitivo de potencial e oenrolamento primário do transformador intermediário são conectados à terra emum mesmo ponto. Ao analisarmos as propriedades de um divisor capacitivo depotencial, devemos primeiramente estudar o comportamento do divisor detensão capacitivo separadamente.

21.3.1. DIVISOR DE TENSÃO CAPACITIVO EM VAZIO

Como na figura 21.03.01.01, o divisor de tensão consiste de doiscapacitores conectados em série tendo capacitâncias Ca e Cb, sendo suas perdasrepresentadas pelas resistências série Ra e Rb, respectivamente. O divisor depotencial é conectado a uma tensão alternada U com a freqüência angular.

21.3.2. DIVISOR DE TENSÃO CAPACITIVO COM CARGA

A figura 21.03.02.01 mostra o divisor de tensão com uma carga deimpedância Z pela qual circula a corrente I. A relação entre a tensão de saída U2e a tensão primária U pode ser determinada pela equação:

IZZZZU

ZZZU

ba

ba

ba

a2

rrr×

+−

−×+

= (equação 21). Substituindo na equação 21 o

primeiro termo do segundo membro pelo seu valor dado na equação 20 temos:

IZZZZUU

ba

ba12

rrr×

+×

−= (equação 22).

A equação 22 é claramente representada pelo diagramaequivalente da figura 21.03.02.02. O diagrama pode ser simplificado comona figura 21.03.02.03. Admitindo que Za e Zb tem iguais ângulos, acapacitância Ce na figura 21.03.02.03 é a soma das capacitânciascomponentes Ca e Cb. A tensão U1 é a tensão sem carga, determinada

somente pelas capacitâncias Ca e Cb: UCC

CU

ba1 ×

+= (equação 23).

A equação 21 pode ser escrita na forma: IZUU e12 ×−= (equação 24).A figura 21.03.02.04 mostra o diagrama fasorial do circuito. Na prática as perdas

nos capacitores são muito pequenas e podem serdesprezadas (o ângulo de fase para a impedância Zae Zb é muito próximo de 90o, desviando desse valorpor cerca de 10 minutos). Portanto a queda de tensão Ze x I será puramentecapacitiva, o que ocorre normalmente; verificamos que a tensão U2 aumenta com acorrente I e está adiantada da tensão primária U de um ângulo α:

IZUU e12 ×−= .

SUBESTAÇÕES

Página: 94

21.3.3. DIVISOR DE TENSÃO CAPACITIVO COMPENSADO

O efeito que a queda detensão Ze x I capacitiva tem sobrea tensão U2 pode ser compensadainserindo-se em série com a carga,uma bobina de indutância L eresistência R1, tal que a queda de tensão WLIseja numericamente igual a Ze x I, comomostra na figura 21.03.03.01. As variações de

U2 podem agora ser limitados a queda de tensão RL que é função direta da corrente decarga. Veja figuras 21.03.03.02 e 21.03.03.03.

21.3.4. PRINCÍPIO DO DIVISOR CAPACITIVO DE POTENCIAL

Com ajuda de um transformador de potencial conectado, comomostra a figura 21.03.01, a carga secundária é tirada do divisor de tensãocapacitivo em uma tensão mais alta, reduzindo assim a corrente I. Dessamaneira a tensão U1 torna-se uma tensão intermediária, a qual com a ajudado transformador é reduzida a uma tensão secundária final. Conhecendo-seo valor das capacitâncias do divisor de tensão, podemos determinar a tensãointermediária U1 e a relação de transformação. A indutância necessária paraa compensação do divisor de tensão capacitivo é normalmente incluída notransformador intermediário, consistindo das indutâncias normais dedispersão dos enrolamentos do transformador e de uma indutância adicionalem série. O circuito completo para um divisor capacitivo de potencial é

mostrado na figura 21.03.04.01, onde o transformador intermediário é representado de maneira convencional,seno R1 a resistência primária, L1 a indutância série, R2 e L2 a resistência de indutância secundárias referidas aolado primário, e Zm a impedância de magnetização consistindo da resistência Rm em paralelo com a indutânciaLm. A indutância série total L1 + L2 inclui as indutâncias normais de dispersão mais a indutância adicionalnecessária para obter a compensação desejada da capacitância equivalente Ce = Ca + Cb do divisor de tensãocapacitivo. A impedância Z representa a carga nos terminais secundários.

21.3.4.1. DIVISOR CAPACITIVO DEPOTENCIAL À VAZIO

Na figura 21.03.04.01.01 é mostrado odiagrama equivalente do DCP com o enrolamentosecundário aberto. É interessante observar a únicadiferença entre um DCP e um TP comum é a

capacitância em

sériecom oenrolamento primário. A tensão a vazio U20 é obtida da figura21.03.04.01.01 como equação 25.

m1me120 LZLZUU ×−×−= 1e1m

m20 U

ZZZZU ×

++=

(equação 25)A equação 25 expressa como a tensão secundária a vazio

desvia da tensão ideal U1. Assim podemos determinar o erro darelação e o erro de ângulo de fase do DCP a vazio:

e1m

e1

1

12000 ZZZ

ZZU

UUj++

+−=

−=+ αε (equação 26).

As condições a vazio são graficamente mostradas na figura 21.03.04.01.02.

SUBESTAÇÕES

Página: 95

O erro de relação ε0 pode ser corrigido através da relação de espiras do transformador. Para assegurarque o erro de ângulo de fase α0 seja conservado, em limites razoáveis é essencial que a maior parte da indutânciade compensação esteja no circuito primário do transformador.

21.3.4.2 - DIVISOR CAPACITIVO DE POTENCIAL COM CARGA

Consideremos o DCP da figura 21.03.04.02.01 com uma carga de impedância Z a qual consome acorrente I e a potência aparente S. A relação entre a tensão primária U e a tensão secundária U2 é dada pela

equação: ( ) IZZZZZZZU

CCC

ZZZZU

e1m

21m2

U

U

ba

b

1em

m2

20

1

rr

4444 34444 21

43421

r

r

r

⋅

+++⋅

+−⋅+

⋅++

= (Equação 27).

O termo, da equação 27, independente dacorrente I é idêntico a tensão U20 de acordo com asequações 23 e 25. A expressão dentro de colchetesrepresenta a impedância interna entre os pontos A e Bda figura 21.03.04.01.01 se o lado de entrada éiniciando curto-circuitado. Pelo visto a equação 27corresponde ao circuito equivalente da figura21.03.04.02.02 onde podemos ver como os elementoscomponentes influenciam nas propriedades de mediçãodo DCP. Para maior facilidade no estudo dadependência de carga, podemos desprezar aimpedância de magnetização Zm, pois a mesma é na prática daordem de 50 (cinqüenta) a 500 (quinhentas) vezes a impedância (Ze+ Z1). Isto conduz ao circuito mostrado na figura 21.03.04.02.02,através do qual analisaremos algumas propriedades característicasdos divisores capacitivos de potencial. A queda de tensão (Ze + Z1 +Z2) . I expressa a variação da tensão secundária com a carga. Quandoo circuito é exatamente sintonizado para a freqüência angular Wn, as

quedas de tensões reativas en CW

I×

e Wn . LI cancelam-se, sendo os

erros em carga ε1 e α1 na figura 21.03.03.02 determinados unicamente pela queda RI. Os erros resultantes ε e αsão obtidos pela soma dos erros a vazio e com carga conforme figura 21.03.03.03, considerando a carga indutivacom ângulo de fase φ.

21.3.5 - CONCLUSÕES

1. No transformador de potencial há sempre uma queda de tensão reativa devido a indutância dedispersão nos enrolamentos. Essa queda de tensão pode ser evitada nos DCPs por adequadasintonização.

2. Uma variação de freqüência provoca a alteração do erro de relação e ângulo de fase do DCP. 3. Uma modificação na carga Z provoca alteração no erro de relação e ângulo de fase. 4. Os erros de relação podem ser corrigidos através de enrolamentos de compensação no primário do

transformador intermediário.

21.3.6 – ILUSTRAÇÕES

As figuras 21.03.06.01, 21.03.06.02, 21.03.06.03, 21.03.06.04, 21.03.06.05 e 21.03.06.06 mostram osdiversos tipos de DCPs utilizados no Brasil. ( ) I*ZZZUU 21e202 ++−=

Em TCs, TPs e DCPs de sistemas de potência são geralmente realizados os seguintes ensaios everificações:

1. Verificação do estado geral. 1.1. Condições de limpeza 1.2. Nível de óleo isolante

SUBESTAÇÕES

Página: 96

1.3. Vazamento de óleo isolante 2. Ensaio de isolação com corrente contínua 3. Ensaio de isolação com corrente alternada 4. Medição da resistência ôhmica dos enrolamentos secundários. 5. Neste ensaio, deve-se medir a resistência ôhmica dos

enrolamentos secundários em todas as derivações. 6. Ensaio de relação detransformação 7. Levantamento da curva de saturação. 8. Ensaio de polaridade 9. Verificação da exatidão (determinação dos erros de relação eângulo de fase), só para TCs, TPs e DCPs de medição. 10. Ensaio no óleo isolante.

Na recepção ou na troca são executados todos os ensaios e verificaçõesrelacionados.

Na manutenção preventiva, os ensaios dos itens a, b, c, d, e h sãoexecutados de 3 (três) em 3 (três) anos. O ensaio no óleo isolante é executadosempre que possível anualmente, não excedendo o período de 2 (dois) anos.

SUBESTAÇÕES

Página: 97

21.3.6.1 – OBSERVAÇÃO

A parte indutiva dos divisores capacitivos de potencial tem os ensaios e verificações conformedescritos, porém na sua coluna capacitiva são realizados os seguintes ensaios tanto na recepção ou na troca emanutenção preventiva de 3 (três) em 3 (três) anos:

1. Ensaio de isolação com corrente alternada. 2. Ensaio de capacitância da coluna capacitiva.

21.4. INSTRUMENTOS UTILIZADOS PARA ENSAIOS

1. Megger, 500/100/2500/5000/10000 Volts. Ensaio de isolação com corrente contínua. 2. Dobre, MEU-2500 e NH-10 com acessórios. Ensaio de isolação com corrente alternada (Fator de

Potência). 2.1. Observação: Para TCs, TPs e DCPs acima de 460 kV, o ensaio de isolação com corrente

alternada é executado com ponto “Schering”, capacitor padrão galvanômetro eacessórios. (tg δ).

3. Ponte “Kelvin” ou “Weatstone”. Ensaio de resistência ôhmica dos enrolamentos. 4. “Transformer Turn Ratio” (T.T.R.). Ensaio de relação de transformação. 5. Ponte METK. Ensaio de relação de transformação somente para TPs e DCPs. 6. Varivolt monofásico. Levantamento da curva de saturação. 7. Fonte de corrente contínua e voltímetro de zero central. Ensaio de polaridade. 8. Conjunto “Knopp” completo ou TCs e TPs padrões, cargas padronizadas, comparador de relação

e ângulo de fase. Verificação de exatidão em TCs e TPs. 9. DCPs de referência, capacitor à gás e comparador de relação e ângulo de fase. Verificação de

exatidão em DCPs. 10. Testador de rigidez dielétrica do óleo isolante. Ensaio no óleo. 11. Ponte de “Schering”, capacitor padrão, galvanômetro e acessórios. Ensaio na coluna capacitiva

dos DCPs. 12. Instrumentos de uso geral: Amperímetros, Voltímetros, Multímetros, Higrômetros, Termômetros,

etc.

21.5 - B I B L I O G R A F I A

1. Electrical Metermen’s Handbool - Edison Electrical Institute - 1.965 2. Medição de Energia Elétrica - Sólon de Medeiros Filho - 1.976 3. ABNT - Normas EB251 e MB459 - 1.972 4. ANSI (USA) - Normas C57.13 - 1.968 5. Introduction to Instruments Transformers - Brian B. Jenkins 6. Transformadores para Instrumentos - Publicações USP 7. Proteção dos Sistemas Elétricos - Publicação EFEI - Prof. Amadeu Casal Caminha - M.Sc. 8. Propriedades e Aferição dos Divisores Capacitivos de Potencial - Manoel Arlindo Zaroni Torres.

Subestações

Documents

Transcript of Subestações