Cabine Primária - Subestações de Alta Tensão de Consumidor - 4ª Edição - Benjamim Ferreira de Barros - 2015

Benjamim Ferreira de Ba,rros e Ricardo Luis Gedra1

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Subestacões de Alta-Tensão de Consumidor

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EDICÃ.O

Revisada e Atualiza

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da

Benjamim Ferreira de Barros

Ricardo Luis Gedra

Cabine Primária

Subestações de Alta-Tensão de Consumidor

4ª Edição Revisada e Atualizada

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Saraiva

Editora Érica - Cabine Primária - Subestações de Alta-Tensão de Consumidor - Benjamim F. de Barros e Ricardo Luis Gedra - 4ª Edição

ISBN 978-85-365-1820-6

DADOS INTERNACIONAIS DE CATALOGAÇÃO NA PUBLICAÇÃO (CIP)

ANGÉLICA ILACQUA CRB-8/7057

o

SOMOS

EOVCAÇÃO

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Saraiva

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Vice-presidente Cláudio Lensing

Diretor de soluções para Francisco Carlos D· Emílio Borges

ensino técnico

Coordenação editorial Rosiane Ap. Marinho Botelho

Assistente editorial Raquel F. Abranches

Produtora editorial Rosana Ap. Alves dos Santos

Assistente de produção Graziele Liborni

Produção gráfica Liliane Cristina Gomes

Barros, Benjamim Ferreira de

Cabine Primária: subestações de alta tensão de consumidor/

Benjamim Ferreira de Barros, Ricardo Luis Gedra. --

4. ed. rev. e atual. -- São Paulo: Érica, 2015.

Bibliogra ia

ISBN 978-85-365-1820-6

1. Instalações elétricas 2. Instalações elétricas - Alta tensão

1. Gedra, Ricardo Luis. li. Tltulo.

CDD-621.319113

CDU 621.3.051

15-0423 Editado também como

livro impresso

Índices para catálogo sistemático:

1. Instalações elétricas de alta tensão: Engenharia

Copyright© Benjamim Ferreira de Barros, Ricardo Luís Gedra

2009 Saraiva Educação

Todos os direitos reservados.

4!! edição

21 tiragem: 2016

Avaliação Técnica Alexandre Capelli

Revisão Carla de Oliveira Morais

Marlene Teresa S. Alves

Diagramação Dalete Regina de Oliveira

Flávio Eugenio de Lima

Capa Maurício S. de França

Impressão e acabamento Nonono

Os Autores e a Editora acreditam que todas as informações aqui

apresentadas estão corretas e podem ser utilizadas para qualquer fim

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violação dos direitos autorais é crime estabelecido na lei nº 9.610/98

e punido pelo artigo 184 do Código Penal.

280.432.004.002


Dedicatória

'

As nossas esposas Lucia Veloso de Barros e Adriana Vicente Gedra,

bem como aos nossos filhos Leandro Veloso de Barros, Luciane Veloso de

Barros e Felipe Vicente Gedra.

"Porque melhor é a sabedoria do que os rubis;

e de tudo o que se deseja nada se pode comparar com ela."

Provérbio 8.11


Agradecimentos

Ao professor Vagner Tadeu de Souza Bueno, ex-diretor do Senai Jorge

Mahfuz, pelo grande incentivo que sempre nos deu para escrever este livro.

Ao André Marques e ao Maurício Peres, da lnstronic, por terem disponibilizado

algumas fotos que ilustram a obra.

Ao Sr. Abimael Nogueira, diretor da empresa Abimael Disjuntores, pelo

incentivo na divulgação deste I ivro.

'

A empresa A Cabine Materiais Elétricos Ltda. e sua diretora Sra.

Mareia Regina Campolina Jorge, pelo incentivo da divulgação do livro.

'

A Irene Bueno, por ter contribuído com a idealização de ilustrações.


Sumário

Capítulo 1 - Sistema Elétrico ................................................................................ 15

1.1 Conceitos básicos de geração de energia elétrica ........................ 16

1.2 Conceitos básicos de transmissão de energia elétrica .................. 20

1.3 Conceitos básicos de d istri bu ição de energia elétrica ................... 24

1.4 Unidades consumidoras em alta tensão ..................................... 25

1. 5 Exercícios .............................................................................. 26

Capítulo 2 - Tipos de Subestação ......................................................................... 27

2.1 Subestação primária de consumidor conectada

em tensão igual ou superior a 69 kV ............................................... 28


em tensão inferior a 69 kV ............................................................. 30

2.2.1 Subestação simplificada ................................................... 31

2.2.1.1 Subestação simplificada, instalação em poste único .... 31

2.2.1.2 Subestação simplificada em alvenaria ........................ 32

2.2.1.3 Subestação simplificada blindada .............................. 33

2.2.2 Subestação convencional ................................................. 33

2.2.2.1 Subestação convencional em alvenaria ...................... 34

2.2.2.2 Subestação convencional blindada ............................ 35

2 .3 Exercícios .............................................................................. 36

Capítulo 3 - Procedimento de Ligação ................................................................. 37

3.1 Elaboração e apresentação do projeto da subestação .................. 40

3.2 Construção e testes da subestação ............................................ 45

3 .3 Pedido de inspeção ................................................................. 46

3.4 Sistema de tarifação de uma ligação em alta tensão ................... 47

3.5 Exercícios .............................................................................. 50


Capítulo 4 - Equipamentos ................................................................................... 51

4.1 Ramaldeligação .................................................................... 52

4.2 Cabo isolado de alta tensão ..................................................... 53

4 . 3 Para-ra i os .............................................................................. 5 7

4.3.1 Cabo para-raios ............................................................... 57

4.3.2 Para-raios do tipo haste reta ............................................. 58

4.3.3 Para-raios do tipo válvula ................................................. 58

4.4 Disjuntores ............................................................................. 59

4. 4. 1 D is j unto r a ó I eo ............................................................... 5 9

4.4.2 Disjuntor a ar comprimido ................................................ 61

4.4.3 Disjuntar a sopro magnético ............................................. 62

4.4.4 Disjuntar a vácuo ............................................................ 63

4 . 4 . 5 D is j unto r a gás ................................................................ 6 4

4.4.6 Mecanismo dos disjuntores ............................................... 65

4.4. 7 Acionamento dos disjuntores ............................................ 65

4.4. 7 .1 Comando manual mecânico ...................................... 66

4.4. 7 .2 Comando manual elétrico .......................................... 66

4.4. 7 .3 Comando automático ................................................ 66

4.5 Chaves seccionadoras ............................................................. 67

4. 6 Chave fusível .......................................................................... 69

4. 7 Transformador ........................................................................ 70

4. 7 .1 Tipos de transformador .................................................... 7 4

4.7.2 Bobinas .......................................................................... 74

4 . 7 . 3 N ú e I eo ........................................................................... 7 4

,

4. 7 .4 Oleo isolante ................................................................... 7 5

4. 7 .5 Tanque principal .............................................................. 78

4. 7 .6 Tanque de expansão (balonete) ......................................... 79

4. 7. 7 Indicador do nível de óleo ................................................. 80

4. 7 .8 Secador de ar (tubo de sílica-gel) ...................................... 80

4. 7 .9 Termômetro do óleo ......................................................... 81

4.7.10 Imagem térmica (termômetro do enrolamento) .................. 81

4.7.11 Tubo de explosão e válvula de alívio ................................. 83


4. 7 .12 Relé de gás (relé Buchholz) ............................................ 84

4. 7 .13 Buchas e isoladores ....................................................... 86

4. 7 .14 Sistema de refrigeração .................................................. 86

4.8 Transformadores para instrumentos .......................................... 88

4.9 Exercícios .............................................................................. 91

Capítulo 5 - Proteção das Instalações Elétricas em Subestações ...................... 92

5.1 Características da proteção ...................................................... 93

5 .1.1 Seletividade de operação .................................................. 93

5.1.2 Rapidez de operação ........................................................ 94

5 .1.3 Confiabi I idade ................................................................. 94

5 .1.4 Exatidão na operação ....................................................... 94

5.1.5 Sensibilidade de operação ................................................ 95

5.2 Dispositivos de proteção .......................................................... 95

5.2.1 Transformadores para instrumentos ................................... 95

5 . 2 . 2 D is j u n tores ..................................................................... 96

5.2.3 Relé ............................................................................... 98

5. 2 .4 Fusíveis ........................................................................ 100

5.3 Exercícios ............................................................................ 101

Capítulo 6 - Aspectos de Segurança em Subestações ....................................... 102

6 .1 Aplicações da N R-1 O em subestações ..................................... 103

6.2 Desenergização de subestações .............................................. 111

6 .3 Exercícios ............................................................................ 115

Capítulo 7 - Procedimento de Operação e Manutenção de Subestações ......... 116

7 .1 Procedi menta de operação de subestações .............................. 117

7 .1.1 Operação programada de subestações ............................. 117

7 .1.1.1 Exemplo prático ..................................................... 118

7 .1.1.2 Exemplo prático ..................................................... 122

7 .1.2 Operação de emergência de subestações .......................... 126

7 .2 Procedimento de manutenção de subestações .......................... 127


7.2.1 Tipos de manutenção de subestações .............................. 129

7 .2.2 Requisitos para manutenção .......................................... 131

7.2.3 Instrumentos de ensaios ................................................. 132

7 . 2 . 3 . 1 M egô h metro .......................................................... 132

7 .2.3.2 Instrumento de ensaio de tensão aplicada (Hipot) ..... 133

7.2.3.3 Instrumento de ensaio de tensão aplicada

em corrente alternada (VLF) ................................................ 134

7.2.3.3 Microhmímetro ...................................................... 134

7 .2.3.4 Medidor de relação de espiras TTR ........................... 135

7 .2.3.5 Teste de rigidez dielétrica (teste de óleo) ................... 135

7 .2.3.6 Termovisor .. ........................................................... 136

7 .2.4 Manutenção de equipamentos ........................................ 136

7 . 2 . 4 . 1 Pa ra-ra i os ............................................................. 136

7. 2. 4. 2 Chave seccionadora ............................................... 137

7.2.4.3 Disjuntor ............................................................... 139

7.2.4.4 Transformador ........................................................ 141

7.2.4.5 Transformadores de instrumentos ............................. 156

7 .2.4.6 Cabos de alimentação ............................................. 159

7 .2 .4. 7 Cubículo ............................................................... 160

7.2.4.8 Verificações finais ................................................... 160

7. 3 Exercícios ............................................................................ 161

Apêndice A - Nomenclatura para Relés ............................................................. 163

Apêndice B - Portaria lnterministerial Nº 19, de 29/01/1981 ........................... 173

Apêndice C - Folhas de Ensaio ........................................................................... 176

Apêndice D - Diagramas ..................................................................................... 183

Apêndice E - Fórmulas para Cálculo da Relação de Transformação ................ 187

Bi~liografia ......................................................................................................... 189

,

l11di<:I' Rt,mi~~i\f<> ................................................................................................. 191


Prefácio

Após muitos anos de convívio no meio educacional, especificamente

no ensino profissional, não é raro ouvir de alunos que a teoria ensinada, baseada

nos materiais didáticos, como livros e apostilas, difere um pouco da

prática devido, principalmente, aos macetes da profissão ou os chamados

"pulo do gato", que às vezes são comentados, porém superficialmente, muitas

vezes não são demonstrados nos ambientes acadêmicos e só podem ser

transmitidos por quem tem a experiência do dia a dia e recursos didáticos

adequados.

Essas experiências são de fundamental importância para que os alunos

saiam da sala de aula com maior segurança para o exercício da ocupação.

Neste sentido, este livro agrega os conhecimentos de dois profissionais

que atuam na mesma área, porém com experiências diferenciadas: um engenheiro

elétrico e um profissional de campo.

A carência de literatura técnica a respeito desse tema e os perigos inerentes

à ocupação desencadearam a necessidade de escrever esta obra, que

apresenta de forma didática os principais tópicos relacionados às instalações

elétricas de consumidores em alta tensão.

Observa-se que os temas e conteúdos sobre as instalações elétricas de

baixa tensão são muito explorados em cursos técnicos e profissionalizantes

e até mesmo em graduação de engenharia, além de haver muitos livros no

mercado acerca do tema. Quando se trata de alta tensão, no entanto, o cenário

é bem diferente. Existem poucos cursos específicos e nos cursos regulares

(técnico e graduação) as informações não são tratadas com profundidade.

O conteúdo apresentado tem o objetivo de subsidiar de informações os

profissionais que atuam nas atividades de projeto, construção, manutenção e

operação de subestações de alta tensão de consumidores (cabine primária).

Para atingir essa meta, o livro está dividido em sete capítulos, sendo

o primeiro dedicado a definir a sistemática de funcionamento do sistema

elétrico do Brasil, desde a geração de energia elétrica até o consumidor final

de baixa tensão, passando pelos pontos em que podem estar conectadas as

instalações elétricas de alta tensão de consumidores.

O segundo capítulo mostra os tipos de subestações de consumidores

existentes, destacando as suas principais características.

O terceiro capítulo explica como se faz um pedido de ligação de uma

subestação de consumidor, destacando detalhes da construção, testes e características

de tarifação e cobrança da conta de energia de alta tensão.


As características individuais dos equipamentos existentes nas subestações

são abordadas no capítulo 4, sendo tratado o funcionamento de cada

um, com destaque para a sua função na subestação como um todo.

O capítulo 5 apresenta a questão da proteção das instalações elétricas,

em especial as características existentes de um sistema de proteção e dos

relés.

O capítulo 6 chama a atenção aos principais aspectos de segurança

que devem ser seguidos em qualquer atividade relacionada às instalações

elétricas de alta tensão, com destaque para os requisitos da N R-1 O.

A forma como devem ser realizadas a operação e a manutenção de

uma subestação é explicada no capítulo 7, que também descreve os tipos

de operações de subestações e os procedimentos de manutenção, roteiro de

trabalho e relatórios.

Esta edição contempla diversas atualizações de gráficos e de dados

históricos, e considera as últimas regulamentações publicadas pela ANEEL

em relação à cobrança da energia elétrica paga pelos consumidores. Além

disso, também foram realizados ajustes no texto, com o objetivo de melhorar

a compreensão do conteúdo apresentado.

Pretende-se que este material seja ainda mais compreensível ao leitor,

proporcionando uma visão abrangente e integrada das cabines primárias.

Vagner Tadeu de Souza Bueno

Supervisor de Ensino do

Centro Pau la Souza


Introdução

No final do século XIX a energia elétrica começou a ser introduzida no

cotidiano das pessoas. Ano após ano a sua utilização foi expandida, novos

produtos desenvolvidos, até atingir o elevado grau de dependência que temos

hoje.

Inicialmente, a energia elétrica era produzida muito próximo dos locais

de consumo, o que facilitava a sua transmissão. Com o desenvolvimento

das cidades e o aumento da dependência de energia elétrica, tornou-se necessário,

com o tempo, aumentar a capacidade de produção, propiciando a

construção de usinas cada vez maiores e por vezes afastadas dos locais de

consumo, sendo preciso transmitir essa energia por distâncias maiores.

Para reduzir as perdas na transmissão, a tensão elétrica começou a

ser elevada para ser transmitida, e ao chegar aos locais de consumo, foi

necessário construir uma infraestrutura capaz de reduzir essa tensão para os

níveis de utilização final.

Na outra ponta do sistema aumentava-se cada vez mais o consumo de

energia elétrica. As indústrias, que nos séculos XVI 11 e XIX se fundamentaram

na máquina a vapor, passaram a ter energia elétrica à disposição no século XX.

Desta forma, ao longo do século XX as indústrias passaram a necessitar

cada vez mais de energia elétrica. Com o aumento dessa necessidade

concentrada em um único ponto, em uma planta industrial, por exemplo, a

energia elétrica passou a ser entregue não mais na tensão de utilização, porém

em valores de tensão mais elevados, oriundos da transmissão da energia

vinda das usinas.

Para que o consumidor pudesse utilizar a energia, ele deveria ter a tensão

elétrica compatível com os seus equipamentos, e para isso era preciso

dispor de instalações elétricas com a função de rebaixar a tensão fornecida,

dando origem, assim, a subestações primárias. Quando essas subestações

são conectadas na faixa de tensão de 3,8 kV a 34,5 KV, são comumente

chamadas de cabines primárias de energia.

Muitos dos equipamentos e procedimentos descritos neste livro se

aplicam não somente às Cabines Primárias como também às subestações

de tensão superior a 34,5 kV, tendo em vista a sua semelhança operacional

e construtiva.

O glossário da NBR 14039, que trata das instalações elétricas de

1 kV a 36,2 kV, não possui a denominação "Cabine Primária", portanto este

livro trata essas instalações somente como subestações.


De acordo com as normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas

(ABNT), a faixa de tensão compreendida entre 1 kV e 36,2 kV é chamada de

Média Tensão. A Norma Regulamentadora nº 10 (NRlO) do Ministério do Trabalho

e Emprego classifica como Alta Tensão todo valor superior a 1 kV. Com

o objetivo de se adequar às definições da N R-1 O, este I ivro chama de Alta

Tensão toda instalação cuja tensão elétrica for acima de 1 kV.

Das primeiras subestações construídas para as atuais o conceito básico

permanece o mesmo; simplesmente os equipamentos evoluíram, de forma a

se tornarem mais eficientes, seguros e com mais funcionalidades agregadas.

Atualmente, toda instalação comercial, industrial e até mesmo residencial

de médio ou grande porte recebe energia elétrica em uma tensão elevada

e precisa dispor de uma subestação para reduzi-la aos níveis de utilização.

Com o objetivo de suprir de informações os profissionais mantenedores

dessas instalações elétricas, este livro apresenta um estudo das subestações

de energia elétrica em alta tensão.

Os autores


Sobre os autores

Benjamim Ferreira de Barros possui experiência na área elétrica, sendo

27 anos em empresas do setor elétrico, na manutenção de subestações.

Técnico eletricista. Diretor das empresas L&B Capacitação e Treinamento e

L&B Energia, presta serviços de assessoria técnica e de segurança do trabalho,

atuando nas áreas de projeto, construção e manutenção. Desenvolve

palestras técnicas e de segurança do trabalho. Instrutor do Senai dos cursos

Cabine Primária, SEP (Sistema Elétrico de Potência), NR-10, Eficiência

Energética, entre outros. Também é autor dos livros NR-1 O - Guia Prático

de Análise e Aplicação, Sistema Elétrico de Potência - SEP - Guia Prático -

Conceitos, Análises e Aplicações de Segurança da NR-1 O, Gerenciamento

de Energia - Ações Administrativas e Técnicas de Uso Adequado da Energia

Elétrica, SPDA - Sistemas de Proteção contra Descargas Atmosféricas -

Teoria, Prática e Legislação e NR-33 - Guia Prático de Análise e Aplicações

- Norma Regulamentadora de Segurança em Espaços Confinados, publica-

,

dos pela Editora Erica.

Ricardo Luis Gedra é engenheiro eletricista e mestre em Sistemas Elé-

,

tricos de Potência pela Universidade de São Paulo (USP). E certificado como

PMP de Gerenciamento de Projetos. Possui 20 anos de experiência profissional

no setor elétrico e sua atuação inclui atividades de projeto e manutenção

de equipamentos de subestações e de redes de distribuição, além de contratação

e gerenciamento de obras em instalações elétricas. Detém amplo

conhecimento da regulamentação do setor. Possui cinco livros publicados

relacionados ao setor elétrico e ministra aulas sobre o tema em cursos de

pós-graduação.



l

1

•

• •

1.1 Conceitos básicos de geração de energia elétrica

Para que a energia elétrica chegue até o seu destino final ela precisa

percorrer um longo caminho cheio de transformações. Afinal, um dos principais

conceitos da física determina que a energia não é criada, ela simplesmente

se transforma.

Portanto, para produzir energia elétrica, é necessário transformar outra

forma de energia, e essa transformação geralmente ocorre em uma usina. No

Brasil, a maior parte da energia elétrica é oriunda da energia potencial da

água acumulada em reservatórios de usinas hidroelétricas. A energia potencial

da água é obtida pela seguinte fórmula:

E=m·g·h

Sendo:

m = massa

g = gravidade

h = altura

A massa de água depende do seu volume, que em uma usina hidroelétrica

varia em função da capacidade do seu reservatório. A gravidade é

praticamente fixa na superfície da Terra, com o valor de 9,8 m/s 2 , e a altura

é a distância vertical entre a superfície da água e a turbina. Sendo assim,

quanto mais água estiver acumulada no reservatório e quanto maior for a

altura da queda-d'água, mais energia potencial haverá acumulada, portanto

maior será o potencial de geração de energia elétrica.

Dentro da usina hidroelétrica a energia potencial acumulada pela água

se transforma em energia cinética quando a água do reservatório percorre,

com uma determinada velocidade, uma tubulação que a conduz até a turbina.

A fórmula da energia cinética é:

E _ m.V2

- 2

Sendo:

m = massa

V = velocidade

Quando a água atinge a turbina, a energia cinética se transforma em

energia mecânica, fazendo com que a turbina entre em um movimento de

rotação. Na ponta do eixo da turbina está ligado o gerador que finalmente

transforma a energia mecânica de rotação do eixo em energia elétrica.


Usina hidroelétrica

Reserva ório

Canal

DOO

DOO

DOO

Duto

Casa de força

Gerador

Turbina

Linhas de

distribuiçã,o

de energia

Rio

Figura 1.1: Desenho esquemático de geração de energia elétrica em uma usina hidroelétrica.

Além da geração da energia elétrica a partir da energia potencial acumulada

pela água dos reservatórios, o Brasil também gera energia elétrica,

em menor quantidade, a partir de origem térmica. As usinas termoelétricas

geram energia elétrica utilizando basicamente dois sistemas, de combustão

interna ou de combustão externa.

No sistema de combustão externa o combustível é queimado dentro de

uma caldeira, gerando calor que aquece um fluido de trabalho, geralmente

água, até se transformar em vapor. O vapor é enviado para a turbina que

produz o movimento de rotação, que faz girar o gerador de energia elétrica,

que está conectado na ponta de seu eixo.

Caldeira

Eletricidade

Ar

Turbina

Gerador

Calor

Figura 1.2: Desenho esquemático de geração de energia elétrica

em uma usina termoelétrica com turbina a vapor.


No sistema de combustão interna a queima do combustível pode ser

realizada dentro da própria turbina. O fluido de trabalho será o conjunto de

produtos de combustão que, ao passar por seus diversos estágios, faz o seu

eixo girar, ou então pode ser utilizado um motor de combustão interna com

pistões, similar a um motor de caminhão, porém com uma capacidade maior.

A combustão interna em turbina é o processo usado principalmente

nas turbinas a gás. Por exemplo, a turbina a gás da GE série H apresentada

na Figura 1.3.

Figura 1.3: Foto de turbina a gás da GE série H.

Existem diversos tipos de combustíveis que podem ser queimados em

uma usina termoelétrica, como, por exemplo, carvão, gás natural, derivados

do petróleo como o óleo combustível, biomassa como o bagaço de cana,

biogás etc.

O calor da usina termoelétrica também pode ser obtido por meio de uma

reação nuclear de fissão de átomos que libera grande quantidade de energia.

A geração de energia elétrica por meio da fissão nuclear é realizada em usinas

nucleares. O Brasil possui duas usinas nucleares em operação e uma terceira

em construção, todas localizadas no município de Angra dos Reis no estado

do Rio de Janeiro.

A geração de energia através dos ventos, chamada de energia eólica,

também está presente no parque gerador do Brasil, porém em uma pequena

escala. O diferencial dessa tecnologia está no baixo impacto ao meio ambiente.


Pás---.1

'

,,---- Multiplicador de velocidade

.-- Acoplamento elétrico

Sensores de vento

\/1

1 - Naoele ,

'

1

'

L •

- - -

-

Rotor--- 1

1 1

11 1;5111 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -

i~ 1

!' · ffll "" - Sistema de

1

freio e disco

--- Gerador elétrico

i----Torre de sustentação

'--~ 1 ...:i------ Controle de giro

•

-

Sistema de

controle

t---1. m

'

v

'

Sistema de freio

----- aerodinâmiico

Figura 1.4: Desenho esquemático de uma turbina eólica.

Existem outras formas de geração de energia elétrica que estão em

fase de desenvolvimento tecnológico e que ainda se apresentam com custo

muito elevado de construção, quando comparado com as formas tradicionais

de geração, como, por exemplo:

• Solar fotovoltaica;

• Aproveitamento das marés;

• Ondas costeiras;

• Geotérmica .


De acordo com o Balanço Energético Naciona 1, a oferta de geração de

energia elétrica no Brasil oriunda da fonte hídrica em 2013 foi de 70,6%. As

demais fontes estão apresentadas na Figura 1.5.

Eólica

8 i o massa 3

7,6o/o

Gás Natural 4 , 4 Yo

1 , 1 °/o -------

11 , 3 °/o '"""

Deriva~os de Nuclear Carvão e Derivados 1

Petr~leo 2 ,4010 2 , 6 º/o

Hidráulica 2

70,6°/o

Notas:

1

Inclui gás de coqueria

2

Inclui importação de eletricidade

3

Inclui lenha, bagaço de cana, lixívia e outras recuperações

Fonte: Balanço Energético Nacional 2013/2014

Figura 1.5: Oferta interna de energia elétrica no Brasil em 2013 por tipo de fonte.

A geração de energia elétrica no Brasi I é predominantemente feita na

frequência de 60 Hz, todavia podemos destacar que existe geração de energia

elétrica no sistema elétrico brasileiro que é feita na frequência de 50 Hz.

Essa geração ocorre em parte da usina hidroelétrica de ltaipu.

A usina de ltaipu foi construída na divisa entre o Brasil e o Paraguai.

Das 20 unidades geradoras existentes dez pertencem ao Brasil, que gera em

60 Hz, e dez ao Paraguai que gera em 50 Hz. O Paraguai não utiliza toda

a energia gerada pelas suas dez unidades e o Brasil compra essa energia

excedente que não é utilizada. O próximo item aborda a questão da conexão

dessa energia ao sistema elétrico brasileiro.

1.2 Conceitos básicos de transmissão de energia elétrica

A tensão elétrica que sai das unidades geradoras hidroelétricas e termoeléricas

normalmente varia entre 6,5 kV e 20 kV. Fogem desta faixa de

tensão as usinas pequenas que devem ter uma tensão de saída do gerador

mais baixa.

Em função das elevadas potências das usinas, a corrente elétrica nesse

nível de tensão é muito elevada. Como a perda de energia elétrica está

diretamente relacionada à corrente elétrica, transmitir essa elevada potência

nessa faixa de tensão fatalmente incorre em perdas elevadas na transmissão.


s 1--

-u

Sendo:

U = tensão

1 = corrente

S = potência total

Na fórmula é possível observar que a potência total "S" fornecida por

uma usina é fixa, portanto elevando a tensão, automaticamente a corrente

elétrica se reduz para uma mesma potência. Como a potência dissipada (ou

seja, potência perdida) é calculada em função do quadrado da corrente, a redução

da corrente automaticamente causa uma grande redução das perdas.

P = R · 1 2

Sendo:

R = resistência

1 = corrente

Quanto maior a extensão de uma linha de transmissão maior é a sua

resistência elétrica, porém uma vez determinado o local de construção da

usina, a sua distância até os centros consumidores de energia não se altera,

portanto o modo mais fácil de reduzir as perdas na transmissão é elevando a

tensão e, consequentemente, reduzindo a corrente.

A redução da corrente na transmissão também promove uma outra

economia, no custo da construção da linha de transmissão, devido à possibilidade

de redução da secção transversal (bitola) do condutor utilizado.

Em função disso, próximo às grandes usinas geradoras de energia

elétrica existem subestações elevadoras, que elevam a tensão para valores

padronizados para que possa ser transmitida. Existem diversos valores padronizados

de tensão, destacando-se os seguintes:

• 69 kV

• 88 kV

• 138 kV

• 230 kV

• 345 kV

• 440 kV

• 500 kV

• 600 kV em corrente contínua

• 750 kV


O item anterior mencionou que metade da energia elétrica gerada pela

usina hidroelétrica de ltaipu pertence ao Paraguai e possui a frequência de

50 Hz. Como o Paraguai não utiliza toda essa energia, o Brasil compra o

excedente, mas não é possível conectar essa energia em 50 Hz no sistema

elétrico brasileiro de 60 Hz, portanto ela precisa ter a frequência convertida.

A conversão de frequência requer que primeiro a energia elétrica seja

retificada para corrente contínua e depois convertida na frequência que se

deseja em corrente alternada.

Em função da grande distância entre a usina hidroelétrica de ltaipu e a

região metropolitana de São Paulo, principal consumidora da energia elétrica

gerada pela usina, é vantajosa a transmissão em corrente contínua, porque

a economia na construção da linha de transmissão, em função da quantidade

menor de cabos em relação à corrente alternada trifásica, compensa o

custo de construção das estações retificadoras e conversoras. Isso foi feito no

projeto de transmissão da energia elétrica gerada em ltaipu com a construção

de uma linha de transmissão em corrente contínua de 600 kV.

Em 2014 foi concluída a construção de um novo trecho de linha de

transmissão em corrente contínua interligando Porto Velho com Araraquara.

Essa linha também possui a tensão de 600 kV e tem o objetivo de escoar

a energia produzida pelas usinas de Santo Antonio e Jirau para a Região

Sudeste.

Quando a energia elétrica chega pelas linhas de transmissão próximo

aos centros consumidores, ela precisa iniciar o processo de distribuição e

de redução do nível de tensão. Essa tarefa é realizada pelas Estações Transformadoras

de Transmissão (ETT). Nessas estações a energia elétrica é recebida

em valores superiores a 230 kV e é rebaixada para 69 kV, 88 kV ou

138 kV, dependendo do valor padronizado que foi adotado pela distribuidora

de energia loca 1.

Além de reduzir o nível de tensão, as ETTs também iniciam o processo

de distribuição da energia elétrica. Uma linha de transmissão de tensão igual

ou superior a 230 kV, que chega em uma ETT, se transforma em diversas

linhas de transmissão de 69, 88 ou 138 kV na saída dessa subestação.

A Figura 1.6 apresenta um diagrama esquemático do sistema de transmissão

interligando a geração até a distribuição às unidades consumidoras.


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•

Subestação de consumidor

conectada em tensão igual ou

superior a 69 kV

Reservatório

de água

Usina de

energia

elétrica

111 11111111 1111

, _ .....__.

~ - - c:::,11,ci" -

Linha de

transmissão

~~::...-,(\' 88/138 kV

-- -

Transformador

elevador

de tensão

Estação transformadora

de transmissão - ETT

Estação transformadora

de distribuição - ETD

Residência

Distribuição

primária 13,8 kV

Distribuição

secundária

110/220 V

Linha de transmissão

de 230/345/440/500/750 kV

Subestação

de consumidor

de tensão inferior

a 69 kV

1.3 Conceitos básicos de distribuição de energia elétrica

As linhas de transmissão de menor tensão percorrem as cidades até

chegarem às Estações Transformadoras de Distribuição (ETD), que rebaixam

o valor de tensão para níveis capazes de serem distribuídos pelos postes existentes

nas ruas. O valor de tensão de saída da ETD é definido pela distribuidora

local, dependendo das características de seu sistema elétrico. Seguem

alguns valores padronizados de tensão elétrica de saída da ETD.

• 3,8 kV

• 11,9 kV

• 13,2 kV

• 13,8 kV

• 20 kV

• 23,5 kV

• 34,5 kV

Esse nível de tensão geralmente se encontra nos cabos instalados no

ponto mais alto dos postes das ruas e a energia elétrica segue esse caminho

até encontrar os transformadores de distribuição, que rebaixam a tensão

para os valores que necessitamos nas residências e também em pequenas

indústrias e comércios.

Todos os valores de tensões apresentados são nominais, mas é claro

que existem variações em função da oscilação de carga ao longo do dia,

em função da distância da unidade consumidora até a ETD ou a ETT, entre

outros fatores.

Os limites de variação de tensão definidos pela ANEEL estão regulamentados

pelo Módulo 8 do PRODIST (Procedimentos de Distribuição de

Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional). A seguir está reproduzida a

tabela que define os limites admissíveis de variação de tensão para o fornecimento

a unidades consumidoras conectadas entre 1 kV e 69 kV e também

69 kV a 230 kV.

Adequada

Precária

Crítica

Classificação da Tensão

de Atendimento (TA)

Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL)

em relação à Tensão Contratada (TC)

0,93 TC < TL < 1,05 TC

0,90 TC < TL < 0,93 TC

TL < 0,90 TC ou TL > 1,05 TC

Fonte: Módulo 8 do PRODIST

Figura 1.7: Limites de variação de tensão para tensão de fornecimento entre 1 kV e 69 k'l


Tensão de Atendimento (TA)

Adequada

Precária

Crítica

Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL)

em relação à Tensão de Referência (TR)

0,95 TR < TL < 1,05 TR

0,90 TR < TL < 0,95 TR ou 1,05 < TL < 1,07 TR

TL < 0,90 TR ou TL > 1,07 TR

Fonte: Módulo 8 do PRODIST

Figura 1.8: Limites de variação de tensão para tensão de fornecimento entre 69 kV e 230 k'l

Os limites de variação de tensão considerados adequados pelo Módulo

8 do PRODIST para fornecimento entre 1 kV e 69 kV são de até 7% para

menos e até 5% para mais. Valores medidos que extrapolem estes limites

são considerados precários ou críticos e precisam ser adequados pelas distribuidoras.

Qualquer consumidor pode solicitar uma medição do seu nível de tensão,

entretanto caso os valores medidos estejam dentro do limite considerado

adequado, a distribuidora deve cobrar esse serviço do consumidor, porém

se os valores medidos se enquadrarem nos limites considerados críticos ou

precários, a cobrança da medição não é feita e a distribuidora deve providenciar

as devidas correções em seu sistema de distribuição.

De acordo com o Módulo 8 do PRODIST, quando o consumidor solicitar

a medição da sua tensão de fornecimento, a distribuidora deve instalar

um medidor capaz de realizar as medições, devendo colher 1.008 leituras

com o intervalo de dez minutos entre cada uma. Essa quantidade de leitura

corresponde a exatamente sete dias de medição.

Caso mais de 3% dessas leituras se enquadrarem no limite precário,

a distribuidora de energia elétrica dispõe de 90 dias para realizar as devidas

adequações. Caso 0,5% das leituras ultrapasse o limite crítico, a distribuidora

deve providenciar as correções em sua rede em no máximo 15 dias.

1.4 Unidades consumidoras em alta tensão

Existem três pontos do sistema elétrico de alta tensão em que as unidades

consumidoras podem se conectar. A definição desse local depende

da demanda de energia elétrica que será requerida e da disponibilidade do

sistema elétrico no local onde está instalada a unidade consumidora.

A Resolução 414 da ANEEL, de 09/09/2010, define que, caso a carga

instalada da unidade consumidora seja superior a 75 kW e a demanda a ser

contratada seja inferior a 2.500 kW, a conexão deve ocorrer em uma tensão

inferior a 69 kV, ou seja, após a ETD.


Se a demanda requerida pela unidade consumidora exceder 2.500 kW,

a conexão deve ocorrer em uma tensão superior ou igual a 69 kV. Neste

caso a conexão pode ocorrer entre a ETT e a ETD nas tensões de 69 kV,

88 kV ou 138 kV, porém se a demanda for muito alta e houver disponibilidade

de linhas de transmissão de maior tensão próximo à unidade consumidora, a

conexão pode ser feita antes da ETT na tensão de 230 kV ou superior.

Caso uma unidade consumidora possua uma demanda superior a

2.500 kW e queira se conectar em uma tensão inferior a 69 kV (após a ETD),

fica a critério da distribuidora local avaliar a d isponi bi I idade da rede e aceitar

- -

ou nao a conexao.

Se for necessário realizar a extensão da rede elétrica ou reforçar os

condutores existentes para atender a uma unidade consumidora, o consumidor

deve custear parte dessa obra, de forma proporcional à parcela que a sua

demanda contratada representa na capacidade total desta rede.

Em qualquer um dos pontos de conexão, o responsável pela unidade consumidora

deve providenciar a construção de uma subestação capaz de receber

a energia elétrica no nível de tensão contratado e realizar todas as transformações

necessárias até a tensão de utilização.

1.5 Exercícios

1. Cite os tipos de usinas de geração de energia elétrica que você

conhece.

2. Qual é a maior forma de geração de energia elétrica no Brasil?

3. Qual é o nível de tensão em que a energia elétrica é gerada nas

grandes usinas hidroelétricas?

4. Cite três valores de tensão da saída da ETD.

5. De acordo com o Módulo 8 do PRODIST, qual o limite de variação

de tensão de fornecimento considerado adequado para um cliente

ligado em 13,8 kV?


l

1

•

• •


em tensão igual ou superior a 69 kV

A subestação primária compreende instalações elétricas e civis, e é

destinada a alojar medição, proteção e transformação. Ela é formada por um

conjunto de equipamentos que devem atender às necessidades de forneci

mento de energia elétrica das instalações por ela alimentadas, permitindo

sempre a flexibilidade de manobras, a acessibilidade para manutenções, a

confiabilidade quanto à proteção e à operação, e a segurança tanto para os

equipamentos quanto para o pessoal envolvido.

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Figura 2.1: Subestação de consumidor em tensão superior a 69 kV.

A proteção da entrada de energia dessa subestação deve sempre ser

realizada por meio de disjuntor e relés. Caso a subestação tenha dois circuitos

de entrada, é recomendado que exista um disjuntor para cada circuito.

Os Transformadores de Potencial (TPs) e os Transformadores de Corrente

(TCs) de medição norma I mente são fornecidos pela d istri bu idora e i nsta

lados pelo consumidor. As caixas de passagens dos cabos que interligam

os TPs e TCs e o medidor devem ser providas de dispositivo de lacração.

Na entrada da subestação deve haver um para-raios para cada fase,

especificado de acordo com a indicação da distribuidora.


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Transformadores de corrente

Transformador de potencial

Transformador de potência

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Transferência automática e/ou transferência

com paralelismo momentâneo

-l II-

lntertravamento elétrico e/ou mecânico

®

Relé de infratensão para transferência automática

e/ou transferência com paralelismo momentâneo

(y)

Voltímetro

--li 1~

Disjuntor

Figura 2.2: Diagrama típico de uma subestação primária de consumidor conectada em

tensão igual ou superior a 69 k'l (Fonte: orientações gerais de fornecimento de energia elétrica

em tensão de subtransmissão - 88/138 kV da AES Eletropaulo.)


O transformador da subestação pode possuir ajuste automático de tensão,

compensando as variações de tensão de fornecimento e as variações da

carga ao longo do dia, que promovem uma oscilação da tensão de saída do

transformador (quanto mais carga maior será a perda interna no transformador,

promovendo uma redução da tensão de saída).

Para aumentar a confiabilidade do fornecimento de energia elétrica,

é comum essas subestações possuírem dois circuitos de alimentação, entretanto

os dois alimentadores não devem ser ligados simultaneamente. O

objetivo é que somente um dos circuitos alimente a instalação e o outro seja

reserva.

A mesma premissa de segurança pode ser adotada para o transformador.

A subestação pode ter dois transformadores dimensionados de tal forma

que, na falha de um transformador, o outro seja capaz de suportar toda a

carga da unidade consumidora. Em alguns casos em que a carga é muito

grande, pode haver três ou mais transformadores.

Caso haja mais do que um transformador na subestação, fica a critério

do consumidor definir se todos os transformadores ficarão ligados permanentemente

em carga ou se algum transformador ficará desligado, sendo

utilizado somente em caso de emergência.

A Figura 2.2 mostrou um diagrama com o exemplo de uma subestação

típica com dois circuitos de alimentação e dois transformadores.

2.2 Subestação primária de consumidor

conectada em tensão inferior a 69 kV

,

E o conjunto de equipamentos de entrada consumidora em tensão

primária de distribuição, entre 2,3 kV e 69 kV, padronizado de acordo com

cada distribuidora de energia elétrica, conforme item 1.4 deste I ivro, compreendendo

instalações elétricas e civis. Ela é destinada a alojar medição,

proteção e, facultativamente, a transformação.

A subestação primária deve ser construída ou instalada preferencialmente

no limite da propriedade com a via pública, o mais próximo possível

da entrada principal da unidade consumidora, para facilitar o acesso dos

representantes da distribuidora.

Todas as partes condutoras não destinadas à condução da eletricidade

devem ser equipotencializadas à Terra conforme a norma 14039 ABNT e

norma de segurança NR-10 do Ministério do Trabalho e Emprego (MTE).

Os materiais e equipamentos instalados devem ser padronizados pela

distribuidora e estar de acordo com as prescrições da NBR 14039 da ABNT.


As subestações primárias de consumidor conectadas em tensão inferior

a 69 kV dividem-se basicamente em dois tipos, chamadas de simplificada

e convenciona 1, conforme a presentado a seguir.

Tipos de subestações e características

1

Tipo construtivo

1

Entrada

Simplificada Alvenaria Aérea ou su bt.

- Medição na baixa ou alta tensão Blindada Subterrânea

- Proteção da alta tensão por fusível

- Somente 1 trafo de potência máxima 300 kVA Poste Aérea

Convencional Alvenaria Aérea ou su bt.

- Medição na alta tensão

- Proteção da alta tensão por disjuntor com

acionamento através de relé

Blindada

Subterrânea

- Sem limites de potência e de transformadores

Figura 2.3: Características dos tipos de subestações conectadas em tensão inferior a 69 k'l

2.2.1 Subestação simplificada

Possui um único transformador trifásico com potência máxima de

300 kVA. A medição pode ser realizada tanto no lado de baixa tensão como também

na alta tensão, dependendo do padrão da distribuidora local. A proteção

geral das instalações, no lado de alta tensão, é feita por meio de fusível sem

necessidade, portanto, de disjuntor e relé.

As subestações simplificadas podem ser de uso interno ou externo e

a sua forma construtiva pode ser em alvenaria, blindada ou do tipo poste.

Cada distribuidora possui a sua padronização e suas restrições quanto ao uso

desse tipo de subestação.

2.2.1.1 Subestação simplificada, instalação em poste único

A sua montagem é externa a qualquer construção, e feita em poste de

concreto com os respectivos materiais. Para a fixação do ramal de entrada, da

chave fusível e dos para-raios, são utilizados e elementos de fixação e cruzetas.

O transformador de serviço e os eletrodutos para o ramal de alimentação

secundário são fixados ao poste.

No nível do solo deve ficar instalada a caixa de medição e proteção,

bem como o sistema de aterramento da subestação.

No compartimento da medição devem ser fixados o medidor e os

transformadores de corrente fornecidos pela distribuidora local. No comparti

menta de proteção deve ser insta lado o disjuntor ou a chave com fusível e

a barra de equipotencialização terra e neutro.

Observe o projeto de referência disponibilizado pela CPLF em seu site

<www.cpfl.com.br>, acessado em 13 de março de 2015.


Vale destacar que algumas distribuidoras, tal como a AES Eletropaulo,

que atende a região metropolitana de São Paulo, não têm aceitado subestações

simplificadas com transformadores em poste.

Em substituição à cabine simplificada em poste, a AES Eletropaulo

padronizou uma cabine blindada com dois compartimentos. O primeiro recebe

o ramal de entrada e aloja os equipamentos de medição, os transformadores

de corrente (TCs), os transformadores de potencial (TPs) e a caixa

do medidor de energia. Esse compartimento normalmente é lacrado para

impedir o acesso por pessoas que não sejam representantes da distribuidora

de energia. O segundo compartimento é destinado à saída dos cabos ou barramentos

de proteção, recebendo o equipamento de seccionamento na parte

superior e o dispositivo de proteção na parte inferior. Essa proteção é feita

pelo fusível HH, a fim de proteger o circuito de saída.

2.2.1.2 Subestação simplificada em alvenaria

Pode ser construída uma edificação em alvenaria específica para a subestação,

ou pode estar situada no interior de outra edificação no nível do solo.

Caso a subestação precise ser instalada um pavimento abaixo ou um pavimento

acima, é necessário apresentar uma justificativa para a distribuidora de energia.

Todo material utilizado na construção deve ser incombustível, as paredes

devem ser de alvenaria e o teto de laje de concreto, conforme é possível

observar no projeto de referência disponibilizado pela AES Eletropaulo em

seu site www.aeseletropaulo.com.br, acessado em 13 de março de 2015.

A área construída destinada à subestação precisa ser suficiente para

instalação dos equipamentos eletromecânicos e acessórios, bem como permitir

uma eventual remoção. Também deve ser previsto espaço suficiente

para permitir a livre circulação, com segurança, dos profissionais que tenham

de executar alguma tarefa naquele local.

A subestação simplificada de alvenaria possui um único compartimento

que deve alojar o ramal de entrada (cabo para entrada subterrânea ou barramento

para entrada aérea), a proteção primária (fusível), o equipamento

de seccionamento (chave seccionadora), o transformador, os para-raios e as

caixas de medição e proteção secundária.

Os cabos secundários (saída do transformador) são instalados dentro

de eletroduto galvanizado, interligando o transformador e a caixa de proteção

e medição.

Dentro da edificação de alvenaria o transformador e os equipamentos

de alta tensão são cercados por tela removível e articulável, permitindo a sua

remoção durante o serviço de manutenção. Fora do ambiente cercado pela

tela, porém dentro da edificação de alvenaria, instala-se a caixa de medição

e proteção, bem como a barra de equipotencialização.


A caixa de medição deve abrigar o transformador de corrente e o medidor

fornecido pela distribuidora de energia elétrica, já a caixa de proteção

deve alojar o disjuntor secundário ou a chave seccionadora com fusível .

2.2.1.3 Subestação simplificada blindada

Os conjuntos blindados fabricados para utilização em entradas consumidoras

devem ter o seu projeto homologado previamente na distribuidora

de energia elétrica local .

Caracterizam-se por apresentar os equipamentos e montagens eletromecânicas

alojadas em cubículo construído de chapa metálica, com seu

ramal de entrada subterrâneo.

O projeto da subestação blindada analisa o dimensionamento das chapas

sob o ponto de vista do esforço mecânico sofrido em condições normais

de operação e também durante a ocorrência de curto-circuito. A subestação

também deve ser projetada para impedir o acesso de animais em seu interior.

Dentro da subestação devem existir os seguintes compartimentos:

• Compartimento de entrada (terminal do cabo (mufla), para-raios e

seccionadora);

• Compartimento de proteção primária (fusível);

• Compartimento de transformação (transformador de serviço);

• Compartimento de medição (transformadores de corrente e medidor

de energia);

• Compartimento de proteção secundária (disjuntor).

O medidor e os TCs fornecidos pela concessionária ficam instalados

em uma caixa lacrada .

A insta lação da subestação blindada pode ser em recinto interno ou externo

(ao tempo). No caso de instalação ao tempo, o projeto da subestação precisa

prever uma inclinação em sua parte superior para evitar infiltração de água.

Existem também subestações blindadas que, em vez do ar, utilizam o

gás SF 6 para garantir a isolação entre as fases e entre as fases e a carcaça

metálica.

2.2.2 Subestação convencional

A subestação convencional pode ser projetada e construída com um ou

mais transformadores trifásicos. Como característica possui medição do lado

da alta tensão, a proteção geral é feita através de disjuntor com desligamento

automático e acionamento através de relés.

Os transformadores podem ser instalados dentro da subestação primária

ou em subestação secundária. Caso o consumidor escolha instalar o


transformador na subestação primária, pode ser previsto um ou mais cubículos

específicos para sua instalação, bem como de seus respectivos sistemas de

proteção em alta tensão (disjuntor ou seccionadora com fusível do tipo HH).

Se o transformador instalado for do tipo imerso em óleo isolante e possuir

uma capacidade igual ou superior a 500 kVA, a NBR-14039 determina

que deve haver um sistema de drenagem para contenção de óleo no caso de

um eventual rompimento do tanque com derrame do líquido isolante.

Quanto ao tipo construtivo, as subestações convencionais podem ser

de alvenaria ou conjunto blindado.

2.2.2.1 Subestação convencional em alvenaria

A subestação convencional deve ser construída preferencialmente no

limite da propriedade do consumidor com a via pública, em local de fácil

acesso e o mais próximo possível da entrada principal.

O ramal de entrada pode ser aéreo ou subterrâneo. Caso a subestação

seja recuada em relação ao limite da propriedade, o ramal de entrada deve

ser obrigatoriamente subterrâneo. A área compreendida entre a via pública

e a subestação não pode ser utilizada para qualquer tipo de construção ou

depósito de qualquer espécie.

A subestação pode ser construída preferencialmente ao nível do solo.

Caso a subestação precise ser instalada um pavimento abaixo ou um pavimento

acima, é necessário apresentar uma justificativa para a distribuidora

de energia.

A subestação convencional possui pelo menos dois compartimentos

com divisão em alvenaria em que são alojados os equipamentos e as instalações

eletromecânicas de medição e proteção. Facultativamente a subestação

primária pode possuir outros compartimentos destinados a alojar os transformadores.

Opcionalmente pode ser instalado entre a medição e a proteção um

cubículo destinado a alojar um transformador auxiliar, de potência máxima

de 300 kVA, que deve suprir os dispositivos de proteção de su btensão e o

sistema de bombas de incêndio. Esse transformador deve ser protegido na

alta tensão por fusível.

O primeiro compartimento denominado de cubículo de medição destina-se

a receber o ramal de entrada e as terminações (muflas), para-raios,

caso necessário, equipamento de seccionamento tripolar (chave seccionadora),

transformadores de corrente (TCs) e transformadores de potencia 1 (TPs)

fornecidos pela distribuidora. Esse cubículo normalmente é lacrado de modo

a impedir acesso de pessoas que não sejam representantes da distribuidora

de energia elétrica.


O segundo compartimento, denominado cubículo de proteção, destina

-se a alojar a seccionadora tripolar, os transformadores de corrente (TCs), os

transformadores de potencial (TPs), o disjuntor principal e, facultativamente,

os relés de proteção. Todos esses equipamentos são de responsabilidade do

consumidor. Eventualmente os relés de proteção podem ser instalados em um

painel localizado fora do cubículo de proteção, porém dentro da subestação.

Todos os compartimentos devem ser dotados de anteparos, grades ou

telas removíveis e articuláveis, com dimensões padronizadas, para impedir o

contato direto involuntário de pessoas e animais com as partes energizadas.

As dimensões devem ter espaços suficientes para instalação dos equipamentos

e os materiais eletromecânicos e sua eventual remoção, assim

como livre circulação para operação e manutenção dos equipamentos, obedecendo

aos afastamentos de acordo com a recomendação da distribuidora

local e também conforme orientação na norma técnica N BR 14039 da ABNT

e as normas de segurança NR-17 (Ergonomia) e a NR-10 (Segurança em

instalações e serviços em eletricidade) do Ministério do Trabalho e Emprego.

2.2.2.2 Subestação convencional blindada

Os conjuntos blindados, fabricados para utilização em entradas consumidoras

convencionais, têm o seu projeto homologado previamente na

distribuidora de energia elétrica local .

Basicamente a diferença entre a subestação convencional em alvenaria

e a subestação blindada está relacionada com os equipamentos e as

montagens eletromecânicas alojadas em cubículos construídos em chapa

metálica, com seu ramal de entrada subterrâneo.

,

E importante destacar que os fabricantes devem homologar o projeto

da subestação blindada com a concessionária local .


2.3 Exercícios

Assinale falso (F) ou verdadeiro (V) nas alternativas a seguir:

1. Quanto ao tipo definimos subestação primária de consumidor de

tensão inferior a 69 kV como:

( ) Subestação simplificada e convencional.

( ) Subestação automática e semiautomática.

( ) Subestação motorizada e manual.

2. Nas subestações com potência acima de 300 kVA:

( ) Pode ser instalado apenas um transformador trifásico.

( ) A medição fica no lado da alta tensão.

( ) A proteção geral é feita por disjuntor com desligamento automático

e relés.

3. Nas subestações blindadas o ramal de entrada:

( ) Pode ser aéreo.

( ) Pode ser subterrâneo ou aéreo, a critério do consumidor.

( ) Somente pode ser subterrâneo.

4. Na subestação de consumidor em tensão superior a 69 kV:

( ) Os TPs e TCs da medição e da proteção são fornecidos pela

distribuidora loca 1.

( ) Os TPs e TCs de medição são instalados pelo consumidor.

( ) Na entrada da subestação deve haver um para-raios para

cada fase, especificado de acordo com a indicação da d istribuidora.

5. Na subestação de poste único:

( ) O disjuntor de alta tensão deve ter ajuste de corrente definido

pela distribuidora local.

( ) A distribuidora local deve instalar o transformador e o disjuntor

de alta tensão e o consumidor deve instalar o poste e os

demais componentes eletromecânicos.

,

( ) E obrigatório apenas um transformador com capacidade de

até 300 kVA.


l

1

•

• •

Para realizar o processo de ligação de uma subestação existem procedimentos

a serem seguidos para que sejam cumpridas todas as etapas

e apresentados os documentos solicitados pelas distribuidoras de energia

elétrica. Cada distribuidora possui o seu procedimento. O que será abordado

neste livro é uma sequência básica utilizada pela maioria das distribuidoras.

Primeiramente o consumidor deve solicitar uma análise de viabilidade

para a distribuidora a fim de verificar se há possibilidade de a rede elétrica

suportar a carga solicitada pelo consumidor, na tensão em que foi solicitada.

Caso a distribuidora precise realizar alguma adequação em sua rede

para alimentar essa subestação, o consumidor talvez tenha de pagar parte

dessa adequação. As regras que definem a participação financeira do consumidor

no custo que a distribuidora terá para atender ao pedido de ligação

estão estabelecidas pela Resolução 414/201 O da AN EEL.

Se houver custo para o consumidor, ele deve avaliar se concorda com

o cálculo efetuado pela distribuidora. Caso não seja aceito, o processo é

encerrado, porém se o consumidor aceitar pagar o valor apresentado, a distribuidora

emite a cobrança e o consumir efetua o pagamento.

Posteriormente o consumidor apresenta um documento "de acordo"

para a distribuidora, junto com o comprovante de pagamento, com o seu

interesse na continuidade do processo de ligação. Mesmo que não haja custo

para o consumidor, há necessidade de apresentar seu documento "de acordo",

pois a distribuidora pode ter adequações na rede para realizar às suas

expensas e não vai fazê-lo sem que o consumidor confirme que realmente vai

construir a sua subestação conforme previsto.

Ultrapassada essa etapa, o consumidor elabora o projeto e apresenta

à distribuidora, conforme abordado em detalhes no item 3.1.

Após aprovado o projeto, pode ser realizada a construção da subestação

e, posteriormente, o consumidor deve solicitar o pedido de inspeção.

Após inspecionada e aprovada, a subestação não é ligada automaticamente

porque o consumidor pode não querer o início do fornecimento de energia

logo após o término da construção da subestação, portanto o consumidor

precisa realizar um pedido de ligação, quando a distribuidora vai efetivamente

efetuar a ligação da subestação.

Todas essas etapas estão apresentadas de forma ordenada no fluxograma

ilustrado a seguir. Algumas alterações nesse processo ou nos termos

empregados podem existir dependendo da distribuidora.


Consumidor solicita análise de viabilidade

Processo é encerrado

' •

,

'

Não

Distribuidora responde

~ Consumidor

~

aceita o valor?

, '

Sim

Há custo para o

consumidor?

Não

' r

Sim

Consumidor responde com de acordo

' '

Consumidor elabora e apresenta o projeto da

subestação para a distribuidora

' '

Distribuidora analisa o projeto e responde ao ~

consumidor

'

.

'

' '

Distribuidora emite cobrança

' '

Consumidor efetua pagamento

' r

Projeto Não . Consumidor realiza adequações e

aprovado?

•

reapresenta o projeto

Sim

' r

Consumidor compra os equipamentos e

constrói a subestação

' '

Consumidor faz testes na subestação

, '

Consumidor envia carta de pedido de inspeção

.

'

' '

Distribuidora realiza a inspeção

' r

Subestação

aprovada?

Não

~

~

Consumidor providencia a

adequação

Sim ,

'

Consumidor solicita a ligação

' '

Distribuidora realiza a ligação

Figura 3.1: Fluxograma de ligação de uma subestação.


3.1 Elaboração e apresentação do projeto da subestação

Toda subestação de consumidor deve ser projetada por um profissional

especializado com o objetivo de avaliar previamente as características

construtivas para atender à necessidade de energia elétrica do local, sempre

considerando os aspectos de segurança necessários para a operação e a

manutenção da subestação.

O projeto é realizado por um profissional autorizado e habilitado, que

deve recolher uma Anotação de Responsabilidade Técnica (ART), com o intuito

de deixar registrado no Conselho Regional de Engenharia e Agronomia

(CREA) a sua responsabilidade pelo projeto.

A concepção do projeto deve considerar o atendimento das normas

técnicas e das especificações da distribuidora, que deve fornecer um documento

com a apresentação de seus requisitos básicos.

Esse projeto deve originar um memorial descritivo, em que o projetista

terá a oportunidade de relatar as premissas utilizadas para sua elaboração,

de tal forma que alguém que receba o projeto possa entender em detalhes as

premissas adotadas na sua concepção.

Depois de elaborado, o projeto deve ser apresentado previamente para

a distribuidora local, que terá a atribuição de analisar quanto à conformidade

aos requisitos mínimos estabelecidos e, posteriormente, enviar uma resposta

ao projetista, mencionando se o projeto está aprovado ou se existem não

conformidades que precisem ser adequadas.

Caso existam não conformidades, são apresentadas em uma carta específica

com a relação de itens a serem corrigidos. O projetista deve promover

a adequação solicitada e, posteriormente, reapresentar o projeto.

A apresentação do projeto deve ser feita quantas vezes for necessário

até a distribuidora aprová-lo. Uma vez aprovado, a distribuidora fica com

uma via do projeto para posterior conferência.

Junto com o projeto também é entregue uma carta de solicitação de

fornecimento, contendo uma série de documentações complementares para

que seja efetivado o pedido de ligação. A carta deve conter:

• Definição do tipo de subestação (sim pi ificada ou convencional),

conforme capítulo 2;

• Tipo construtivo (alvenaria, blindada ou poste);

• Demanda contratada;

• Grupo tarifário (azul ou verde);


• Carga tota I instalada;

• Regime de trabalho (horas e dias da semana);

• Natureza da atividade (industrial, comercial etc.);

• Endereço da sede (quando aplicável);

• Nome, RG e CPF do representante legal e da testemunha;

• Dados de contato (telefone, e-mail, fax etc.);

• Dados cadastrais do responsável pelo pagamento (matriz ou filial,

quando a pi icável);

• Endereço de correspondência.

Anexa à carta de solicitação devem ser entregues também cópias dos

seguintes documentos:

• Contrato socia 1;

• Cartão do CNPJ;

• Inscrição Estadual;

• RG e CPF do representante legal;

• Contrato de locação (quando aplicável);

• Licença de funcionamento da Companhia Ambiental do Estado

(quando aplicável);

• Relação de carga discriminada por tipo de uso final;

• Projeto em três vias;

• ART do projeto e da execução.

A relação de documentos e exigências a ser apresentada pode variar

entre distribuidoras. A relação apresentada foi extraída do Livro de Instruções

Gerais (LIG) da AES - Eletropaulo - 2011.

As distribuidoras, a exemplo da CPFL, que possui o documento "Sistema

CPFL de projetos particulares via Internet - Fornecimento em tensão

primária", documentam os requisitos necessários ao pedido de fornecimento.

Segue o modelo de carta da CPFL para apresentação do projeto:


.----------------------------------.....1

-

CARTA DE APRESENTAÇAO DO PROJETO

(MODELO REDUZIDO)

(timbre do solicitante, se houver)

LL.

es

j!l

e:

o

LL.

(local e data)

'

A

(Citar nome da concessionária)

Prezados Senhores:

Pela presente, venho(vimos) encaminhar para apreciação de V.Sa, e liberação para execução,

o processo referente ao projeto das instalações elétricas da(o) (indústria ou imóvel),

situado à (endereço), no município de .

Estou(amos) encaminhando os documentos pertinentes, conforme solicitado nas normas

" Fornecimento em Tensão Primária l 5kV e 25kV - GED's 2855, 5856, 2858, 2859 e

2861" (no caso da RGE aplica-se o RIC-MT) e "Sistema CPFL de Projetos Particulares

Via Internet - Fornecimento em Tensão Primária - GED-4732".

Também estou(amos) encaminhando, em anexo, imagem da ART, referente ao Projeto (ou

Projeto e Execução), cuja firma poderá ser contatada através deste(s) responsável(eis)

signatário(s).

A previsão para energização deste prédio é para o mês de (mês) de (ano).

Faltando 90 (noventa) dias para o término da nossa obra, ou mesmo antes, se convocado

pela (citar nome da concessionária), nosso representante técnico irá manter contato

com a concessionária para a solicitação de interligação na rede.

Assumirei(emos) eventuais contribuições financeiras, previstas na Legislação, para a

execução das obras de interligação deste empreendimento.

Figura 3.2: Modelo de carta da CPFL para apresentação do projeto - Parte 1.


.--------------------------------,....1

lL

~

~

De posse das informações citadas, prepararei(emos) e apresentarei(emos) imagem da ~

autorização da Prefeitura para o projeto dos dutos de entrada subterrânea, na parte que

ocupar a via pública, de acordo com as normas dessa Concessionária (vide nota).

Atenciosamente

(assinatura do responsável técn ico)

- nome legível

- endereço para correspondência

- telefone

- CREA

De acordo:

(Assinatura do proprietário do empreendimento)

- nome legível

- endereço

- telefone

Figura 3.3: Modelo de carta da CPFL para apresentação do projeto - Parte 2.

Para os projetos que preveem entrada de energia de forma subterrânea,

o cabo da unidade consumidora estará fixado no poste da distribuidora.

A CPFL define uma carta de compromisso de ocupação do poste, conforme

a seguir.


.----------------------------------.....1

-

CARTA DE COMPROMISSO DE OCUPAÇAO DE POSTE DA

(CITAR NOME DA CONCESSIONÁRIA) E DE INSTALAÇÃO

DE DUTOS SUBTERRÂNEOS NA VIA PÚBLICA

(Modelo)

(timbre do solicitante, se houver)

LL.

es

j!l

e:

o

LL.

(Local e data)

'

A

(Citar nome da concessionária)

(endereço do escritório)

Atividade ou Nota Serviço Nº __ _

Pela presente, venho(vimos) encaminhar para apreciação de V.Sa, para fins de liberação

para execução, projeto do ramal de entrada subterrâneo, para o(a) (nome da indústria

ou imóvel a ligar), sito à (endereço), no município de , elaborado conforme norma

técnica de fornecimento em Tensão Primária 15 kV e 25 kV (GED's 2855, 2856, 2858,

2859 e 2861, no caso RGE aplica-se RIC-MT).

Para a ligação à rede de distribuição dessa companhia por meio de entrada subterrânea,

há necessidade da ocupação de um poste de propriedade da CPFL-Paulista (ou CPFL

-Piratininga) e declaro(amos) que estou(amos) de acordo em pagar quaisquer despesas

eventualmente necessárias, no futuro, em virtude da deslocação do referido poste.

Concordo(amos) que a ocupação do poste será a título precário e comprometo-me (ema

-nos) a remover as instalações, as minhas(nossas) expensas, caso a (citar nome da

concessionária) remova ou substitua o poste ocupado.

Declaro(amos) que na abertura e fechamento no passeio público (ou leito carroçável),

serei(emos) o(s) único(s) responsável(eis) junto a terceiros pela manutenção das características

anteriormente encontradas, bem como que a derivação do poste à minha(nossa)

propriedade continua a pertencer-me(nos), pelo que assumo(imos) plena responsabilidade

pelos danos, prejuízos e demais eventualidades que essa derivação venha a causar

a mim(nós) ou a terceiros.

Atenciosamente

(Assinatura do proprietário)

- nome legível

- endereço

- CNPJ ou CPF

Figura 3.4: Modelo de carta de compromisso da CPFL para ocupação do poste.


3.2 Construção e testes da subestação

Somente após o recebimento da aprovação do projeto por parte da distribuidora

é que pode ser iniciada a compra dos materiais para construção da

subestação. Os materiais não devem ser adquiridos antes da aprovação do projeto,

porque podem ser solicitadas alterações significativas pela distribuidora, o

que promove uma alteração na relação e/ou na especificação do que deve ser

comprado.

,

E preciso tomar um cuidado especial quanto à especificação dos materiais

para evitar a compra de produtos de baixa qualidade. A especificação

técnica utilizada para a compra deve ser detalhada a ponto de cercar todas

as variáveis daquele material ou equipamento, de forma a não haver dúvida

do que está sendo comprado.

Após a compra e o recebimento dos materiais e equipamentos, inicia-

,

-se a montagem da subestação. E importante que o projeto seja seguido fielmente,

salvo imprevistos não contemplados nele, os quais devem ser objeto

de consulta do projetista e da concessionária posterior as built 1 •

Depois de terminada a montagem, é importante a realização de alguns

testes a fim de verificar se todos os equipamentos estão funcionando perfeitamente.

Recomenda-se a realização dos seguintes testes:

• Funcionamento dos disjuntores;

• Operação dos intertravamentos;

• Medição de resistência de isolação no disjuntor;

• Medição de resistência de isolação nas chaves seccionadoras;

• Medição de resistência de isolação nas terminações dos cabos de

alta tensão;

• Medição de resistência de isolação nos transformadores;

• Medição de resistência de isolação dos barramentos;

• Análise de óleo do transformador;

• Verificação do TAP do transformador;

• Ensaio de relação de transformação do transformador;

• Ensaio de tensão aplicada no barramento e cabos;

• Medição de resistência de aterramento;

• Continuidade da fiação de comando, medição e proteção;

• Atuação dos relés.

1

Termo em inglês que significa "como construído", ou seja, trata-se da revisão do projeto que contempla

todas as modificações rea lizadas durante a construção da subestação, devido a interferências ou

problemas que não haviam sido previstos no projeto.


Caso seja encontrada alguma não conformidade nesses testes, deve

ser realizada a adequação do problema encontrado, antes de ser feito o pedido

de inspeção da subestação para a distribuidora.

3.3 Pedido de inspeção

Depois de concluídos todos os testes e adequações, a distribuidora

deve ser acionada para pedir que a subestação seja inspecionada.

Um técnico da distribuidora realiza uma visita ao local para verificar se

a construção e a montagem foram realizadas conforme o projeto aprovado.

Caso seja encontrada alguma irregularidade, a subestação pode ter a ligação

adiada até a correção do problema.

Durante essa vistoria a distribuidora pode exigir alguns relatórios de testes

de comissionamento, bem como efetuar medições próprias a fim de verificar

algumas informações. Segue o modelo de carta da CPFL para realizar o pedido

de inspeção da subestação .

....--------------------------------,....1

es

LL

PEDI DO DE VISTORIA

Data:

Atividade ou Nota Serviço Nº __

Interessado:

Localidade:

Telefone de informações e contatos:

E-mail:

Venho pela presente solicitar a inspeção dos serviços executados na propriedade acima

qualificada e construídos conforme projeto vistado por essa companhia.

Declaro que as instalações executadas sob a responsabilidade técnica constante da ART

Nº encontram-se totalmente concluídas e desenergizadas, que vai do ponto de

entrega até a medição, ou além , conforme esclarece a Norma Técnica da (citar nome

da concessionária), Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária 15 kV e 25

kV - Volume 1 (no caso da RGE aplica-se RIC-MT, e verificação feita conforme roteiro de

vistoria, anexo Il i da norma Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária 15 kV

e 25 kV - volume 3 - Anexos (no caso da RGE aplica-se RIC-MT).

Responsável técnico

CREA

Figura 3.5: Modelo de carta da CPFL para pedido de inspeção da subestação.


3.4 Sistema de tarifação de uma ligação em alta tensão

De acordo com a Resolução 414, de 9 de setembro de 2010, da

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), as unidades consumidoras

são classificadas pelo nível de tensão que a distribuidora fornece no ponto

de entrega 2 • De acordo com o valor da tensão o consumidor se enquadra em

um determinado subgrupo tarifário.

As unidades consumidoras que recebem energia elétrica em tensão

inferior a 2,3 kV são classificadas como grupo B (exceção aos clientes do

sistema subterrâneo), já os consumidores que estão ligados em uma tensão

superior a 2,3 kV são classificados como grupo A, subdivididos nos seguintes

grupos:

• Al: tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;

• A2: tensão de forneci menta de 88 kV a 138 kV;

• A3: tensão de forneci menta de 69 kV;

• A3a: tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;

• A4: tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV;

• AS: tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendidas a partir do

sistema subterrâneo de distribuição e faturadas nesse grupo em

caráter opcional.

A tarifa de energia elétrica do subgrupo Al possui um valor menor do

que a tarifa do subgrupo A2 e assim sucessivamente até o subgrupo AS. A

tarifa é mais cara para o consumidor que está conectado a uma tensão menor

de fornecimento, porque para a energia elétrica chegar até os níveis mais

baixos de tensão, a distribuidora precisou investir em uma infraestrutura

maior de transmissão e transformação, que requer um custo de construção,

manutenção e operação que não existe em um consumidor do subgrupo Al.

Entretanto, vale destacar que apesar de a tarifa ser mais barata para

o fornecimento em uma tensão mais elevada, o consumidor precisa investir

na sua infraestrutura de recebimento e transformação dessa energia, ou seja,

precisa construir uma subestação.

Para as unidades consumidoras de baixa tensão (grupo B) aplica-se

uma tarifa monômia (um único componente - energia) e para aquelas unidades

pertencentes ao grupo A (alta tensão) aplica-se uma tarifa binômia (dois

componentes - energia e demanda).

A unidade consumidora do grupo A deve contratar uma demanda, que

significa a capacidade da rede de distribuição que está disponível para sua

utilização.

2

Ponto de entrega é o ponto de conexão do sistema elétrico da distribuidora com as instalações elétricas

do consumidor, sendo o limite de responsabi lidade entre as partes.


Caso a demanda máxima registrada no período de faturamento fique

abaixo da demanda contratada, é cobrada a demanda contratada, porém caso

a demanda registrada fique acima da demanda contratada, desde que não ultrapasse

o limite de 5%, conforme a nova Resolução 414, de 09/09/2010, da

ANEEL, é cobrado o valor registrado multiplicado pela tarifa.

Exemplo A:

Demanda contratada: 100 kW

Demanda máxima registrada: 90 kW

Conta de energia elétrica: 100 x tarifa

Exemplo 8:



Conta de energia elétrica: 104 x tarifa

Se houver ultrapassagem superior ao limite de 5%, a demanda faturada

é aquela registrada multiplicada pela tarifa, somada ao valor da diferença

entre a demanda máxima registrada e a demanda contratada, multiplicada

pela tarifa vezes 2.

Exemplo C:



Conta de energia elétrica: ( 120 x tarifa) + (20 x tarifa x 2)

Portanto, a ultrapassagem da demanda contratada acima do percentual

de tolerância pode ser entendida como uma multa, devido ao elevado valor da

tarifa de ultrapassagem.

Existem ainda duas modalidades de tarifa que uma unidade consumidora

em alta tensão pode escolher:

• Horossazonal azul;

• Horossazonal verde.

A Resolução 479 da ANEEL, publicada em 2012, não permite novas

adesões à modalidade convencional, e estipulou regras para que as unidades

consumidoras que possuem contrato nesse tipo de tarifa migrem para alguma

das tarifas horossazonais (azul ou verde). Essas regras variam conforme

a demanda contratada e a data em que ocorre a revisão tarifária de cada

distribuidora, sendo que até 2018 não deverá haver mais nenhuma unidade

consumidora contratada na tarifa convencional.

A principal diferença entre as tarifas azul e verde está nos valores dos

horários de ponta e fora de ponta. Para a tarifa verde o valor da demanda

(kW) é único independente do horário do dia, mas a energia consumida


(kWh) no horário de ponta é muito mais cara que no horário fora de ponta.

A demanda da tarifa azul no horário de ponta é mais cara que no horário

fora de ponta, porém a energia consumida no horário de ponta não é tão alta

como no horário fora de ponta em relação à tarifa verde.

,

Unica

Ponta

Fora de ponta

Ponta

Fora de ponta

Ponta

Fora de ponta

Fonte: Elaboração própria, adaptado da Resolução 414/201 O da ANEEL

Tabela 3.1: Cobrança de energia e demanda das tarifas disponíveis para consumidores do grupo A

Caso a tensão de fornecimento seja igual ou superior a 69 kV, compulsoria

mente essa unidade consumidora será cobrada pela ta rifa horossazona I azu 1.

Tensão de

fornecimento

Demanda

contratada

I Harossazonal azul Harossazonal Verde

Qua lquer tensão < 69 kV

Qua lquer demanda Qualquer demanda

A Resolução 414 da ANEEL determina que o horário de ponta compreende

um período de três horas consecutivas do dia definido pela distribuidora,

exceção feita aos sábados, domingos e feriados nacionais. São apresentados a

seguir os horários de ponta de algumas das principais distribuidoras:

• Eletropaulo: 17h30 às 20h30

• Bandeirante: 17h30 às 20h30

• CPFL: 18 às 21 horas

• Elektro: 17h30 às 20h30

• Copel: 18 às 21 horas

• Light: 17 h30 às 20h30

• Ampla: 18 às 21 horas

A partir de janeiro de 2015 teve início o sistema de bandeiras tarifárias,

que implica em acréscimo da tarifa quando as condições de geração de energia

elétrica estão mais custosas. Foram criadas três bandeiras, identificadas

pelas cores verde, amarelo e vermelho.

A cor da bandeira depende do custo de geração das usinas. Se houver

disponibilidade de água para utilizar as usinas hidrelétricas, nas quais o custo

de geração é mais baixo, utiliza-se a bandeira verde e o consumidor não

tem acréscimo no valor de sua energia. Quando a disponibilidade de água for


insuficiente, são acionadas as usinas térmicas nas quais o custo de geração é

mais alto (quanto mais usinas térmicas acionadas, mais elevado será o custo

de geração de energia, fazendo com que a bandeira passe para as cores amarela

e vermelha).

Em condições de bandeira amarela, há acréscimo na tarifa e, na bandeira

vermelha, o acréscimo é maior. Os valores adicionais são definidos pela

ANEEL.

3.5 Exercícios

1. Desenhe o fluxograma de ligação de uma subestação.

2. Relacione os documentos que devem ser entregues no projeto para

a distribuidora.

3. Cite cinco testes que devem ser realizados após o término da construção

da subestação.

4. Uma unidade consumidora do grupo A paga uma tarifa binômia. O

que isso significa?

5. Quais são os três tipos de tarifa existentes para as unidades consumidoras

do grupo A?


•

• •

Este capítulo tem como objetivo definir a função, as características, a

forma de acionamento e os tipos de equipamentos utilizados nas subestações

de consumidores de alta tensão. Não há o propósito de abordar os aspectos de

cálculo de corrente, tensão ou tempo de atuação deles. Os procedimentos de ensaio

dos equipamentos apresentados serão abordados no capítulo 7.

4.1 Ramal de ligação

,

E o conjunto de condutores, com respectivos materiais necessários a

sua fixação, que interliga o ponto de entrega da d istri bu idora aos terminais

de entrada da subestação do consumidor.

O ramal de ligação pode ser definido diferentemente em função do tipo

de entrada de energia, podendo ser:

Entrada aérea

,

E aquele constituído de condutores nus, suspensos em estruturas, podendo

ser de cobre ou alumínio.

Entrada subterrânea

,

E aquele constituído de condutores isolados, instalados dentro de eletroduto,

diretamente enterrado no solo.

Nas subestações de tensão inferior a 69 kV, normalmente se utiliza um

único ramal de ligação. Dependendo da característica do consumidor e da

disponibilidade da distribuidora, pode-se fornecer dois ramais. Somente um

ramal deve alimentar a unidade consumidora de energia elétrica, ficando o

segundo como reserva para utilização somente no caso de falta de energia

no ramal principal.

O fornecimento de dois ramais é realizado, quando solicitado para a

concessionária, mediante justificativa técnica e dispon i bi I idade da d istri bu i

dora. Normalmente, o custo de construção desse segundo ramal é atribuído

ao consumidor.

Em subestações de tensão superior a 69 kV, é comum a distribuidora

disponibilizar dois ramais de ligação. Da mesma forma, somente um ramal

deve suprir a unidade consumidora, ficando o segundo ramal como reserva.

O ramal de ligação é composto de três condutores, sendo um para

cada fase, mais um condutor para o neutro com o objetivo de promover a

equipotencialização entre o neutro da distribuidora com o terra e com o neutro

da unidade consumidora.

No caso de entrada subterrânea podem ser uti I izados três cabos si nge-

,

los ou um cabo trifásico. E recomendável que seja instalado um cabo reserva

que ficará ligado em uma fase no poste da distribuidora e isolado dentro da

subestação do consumidor. O cabo reserva apresenta a vantagem de fácil e

rápido restabelecimento do fornecimento de energia no caso de queima de

um cabo da unidade consumidora, pois simplesmente é necessário desconectar

o cabo danificado e conectar o cabo reserva.


O dimensionamento dos condutores deve levar em consideração a carga

prevista de ser instalada na unidade consumidora , bem como deve ser

atendido o padrão da distribuidora.

4.2 Cabo isolado de alta tensão

Os cabos isolados de alta tensão podem ser unipolares (singelos),

como mostra a Figura 4. la, ou tripolares, como o da Figura 4.1 b. Eles possuem

características diferentes dos cabos de baixa tensão. Além do condutor

de cobre ou alumínio ao centro do cabo, há outras camadas ao seu redor.

Ao redor do condutor central existe uma camada de fita semicondutora

. Em seguida, está presente a isolação, que pode ser de diversos materiais.

Atualmente, a tecnologia utiliza materiais sintéticos, como XLPE (polietileno)

ou EPR (etileno propileno). Ao redor da isolação existe outra camada de fita

semicondutora; depois está instalada a blindagem ou malha de aterramento.

A última camada é uma proteção de borracha .

- 1 Condutor

- 2 Semicondutor

-- 3 Isolação

--4 Semicondutor

--- 5 Blindagem

---- 6 Cobertura externa

Figura 4.la: Camadas de um cabo de alta tensão.

~ --- 1 Condutor

~ -- 2 Tela semi-condutora

-+---- 3 Tela condutora

- -- 5 Tela de isolamento

- -- 6 Tela de fita de cobre

-t--- 7 Enchimento

_,_ __ 8 Fita de ligação

_,_ __ 9 Fita de aço armada

,__ __ 1 O Revestimento exterior

Figura 4.lb: Camadas de cabo de alta tensão isolado tripolar.


As fitas semicondutoras possuem a função de filtrar e uniformizar as

diversas linhas de campo magnético formadas pelos vários condutores que

compõem o condutor central.

A blindagem deve sempre ser aterrada para garantir que, na ocorrência

de uma falha na isolação, a região ao redor do cabo não fique energizada.

Envolta de todas essas camadas existe uma cobertura externa que possui a

função de proteger mecanicamente o cabo.

Recomenda-se que a blindagem seja aterrada somente em uma extremidade

do cabo, com o propósito de impedir que eventuais diferenças de potenciais,

que possam existir entre as malhas de aterramento dos dois locais

interligados por esse cabo, sejam equipotencializadas pela blindagem, o que

provocaria uma circulação de corrente permanente na blindagem, podendo

danificar o cabo. Contudo, podem existir situações previstas em projeto no

qual o aterramento deve ser realizado nas duas extremidades do cabo.

Existe também um cabo que possui na sua isolação um tipo de papel

impregnado com óleo isolante. O óleo é mantido sob pressão e monitorado

constantemente para assegurar que um vazamento não elimine a camada

isolante, vindo a danificar o cabo.

A isolação do cabo de alta tensão é determinada por dois valores. O

primeiro corresponde à isolação do cabo entre fase e terra e o segundo, ao

valor de tensão suportável entre fase-fase. Por exem pio, o cabo 8, 7 /15 kV

suporta até esses valores de tensão, quando aplicado da seguinte forma:

8,7 kV 15· kV

Figura 4.2: Isolação suportável entre fases e entre fase e terra em um cabo de alta tensão.

Um cabo de alta tensão não pode ser conectado em sua extremidade

da mesma forma que um cabo de baixa tensão, pois a decapagem de sua

extremidade deixaria muito próximo a parte central do cabo, que está energizada,

da blindagem que está aterrada, provocando um curto-circuito.

Para resolver essa questão, é necessário fazer uma terminação, também

conhecida como mufla, na extremidade dos cabos de alta tensão. Basicamente,

os tipos de terminação usados são:

• Termocontrátil;

• Retráti I a frio;


• Porcelana;

• Enfaixada;

• Desconectável.

Os três primeiros tipos podem ser utilizados tanto para uso interno

como externo e recomenda-se que a terminação enfaixada e a desconectável

sejam utilizadas somente em aplicações internas.

Todos esses tipos de terminação são vendidos na forma de um kit, que

contém praticamente todos os recursos necessários para realizar a terminação

e também as instruções para confeccioná-la.

Para a confecção das terminações, além

do material fornecido no kit, é necessário dispor

de ferramentas para decapagem do cabo, e

também se deve providenciar o terminal correto

a ser instalado na ponta do cabo.

O processo de deca pagem dos cinco tipos

de terminação é muito similar. A principal diferença

está na capa externa da terminação. No

caso da terminação termocontrátil a capa externa

já vem expandida e, após posicionada, deve

ser aquecida com um soprador térmico, que faz

com que o material se contraia, "abraçando" o

cabo.

No sistema retrátil a frio a capa externa é

mantida expandida por meio de um anel interno

de fio de náilon, que quando tem sua extremidade

puxada, se desenrola, permitindo que a capa

externa se contraia, finalizando a confecção da

terminação.

Figura 4.3: Terminação retrátil a frio.

Figura 4.4: Terminação

de porcelana.

A terminação em porcelana, como o próprio

nome já diz, é composta de uma peça de

porcelana cheia de silicone por dentro para

garantir a vedação. Após decapado, o cabo é

colocado no seu interior e fixado por parafusos

apropriados.

•

•

O tipo mais simples de terminação é a

enfaixada, formada somente por fitas enroladas

em sua extremidade.

A terminação desconectável utiliza o sistema

de plugue (tomada), constituído de um

macho e uma fêmea , que faci I ita a remoção

Figura 4.5: Terminação enfaixada.

ou a conexão das terminações, como mostra a

Figura 4.6.


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Figura 4.6: Terminal desconectável cotovelo.

Figura 4.7: Terminal desconectável reto.

Os kits de todos os tipos de terminação acompanham um manual que

apresenta o roteiro passo a passo de como confeccionar a terminação, desde

a decapagem até o acabamento.

Eventualmente se faz necessária a realização de emenda de cabos nas

instalações de rede de distribuição entre a cabine primária e a secundária ou

entre cabines secundárias. Os tipos de emendas normalmente encontrados são:

• Termocontrátil;

• Retráti I a frio;

• Enfaixada;

• Desconectável.

Assim como nas terminações, essas emendas são encontradas em forma

de kits com as especificações e os materiais necessários à sua confecção.

Vale destacar que as ementas desconectáveis possuem vários modelos,

facilitando a montagem e as derivações, conforme se vê na Figura 4.8.

BTX

e:

ro

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PIB

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DAT

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TDC

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Derivação de circuito com barramento triplexado

DAT Dispositivo de Aterramento

PIB

Plugue Isolante Blindado

BTX Barramento Triplexado

PAT Plugue de Aterramento

RIB

Receptáculo Isolante Blindado

Figura 4.8: Acessórios desconectáveis.


Figura 4.9: Emenda de cabos tipo enfaixada.

4.3 Para-raios

Os para-raios instalados nas subestações são destinados a proteger a

construção e os equipamentos de um circuito contra surto de tensão transitório

de origem externa provocado por descargas elétricas atmosféricas

e/ou anomalias de origem interna (como manobras ou chaveamentos). Esses

eventos provocam sobretensão nas instalações, podendo ocasionar a queima

de equipamentos.

No sistema elétrico de potência podem ser encontrados os seguintes

tipos de para-raios:

• Cabo para-raios;

• Para-raios do tipo haste reta (Franklin, gaiola de Faraday);

• Para-raios do tipo válvula.

4.3.1 Cabo para-raios

Situado acima dos condutores de uma linha de transmissão aérea, o

cabo para-raios tem a finalidade de protegê-la contra descargas atmosféricas

diretas, atenuar a indutância da linha e equipotencializar o potencial de terra

da concessionária e o sistema de aterramento da subestação.

Cabo para-raios

Figura 4.10: Cabo para-raios.


4.3.2 Para-raios do tipo haste reta

Instalado nas partes mais altas das estruturas e da construção da subestação,

o para-raios do tipo haste reta se constitui de um mastro metálico

e um captor, que possui a função de receber descarga atmosférica, protegendo

a edificação e as instalações civis contra descargas elétricas atmosféricas.

4.3.3 Para-raios do tipo válvula

O para-raios do tipo válvula é conectado na fase em seu lado superior e

no aterramento no seu lado inferior. Os para-raios são monofásicos, portanto

é preciso instalar um em cada fase, ficando ligados em paralelo com a instalação

elétrica. Os para-raios do tipo válvula são utilizados nas subestações

com objetivo de proteger os equipamentos elétricos do circuito.

No formato de um tubo isolante, que internamente possui elementos

de proteção fabricados de óxido de zinco, o para-raios mantém a isolação

elétrica entre o lado superior e o lado inferior, até que seja submetido a um

valor de tensão ou corrente (provocado por descarga elétrica atmosférica ou

eventual anomalia) superior a seu valor nominal, criando um caminho de

baixa impedância à terra, descarregando a sobretensão existente e protegendo

os equipamentos do circuito.

Nesse processo, a tensão automaticamente se reduz, e o para-raios

volta a estabelecer a sua condição isolante, a não ser que a descarga elétrica

seja muito elevada, o que pode danificá-lo.

A norma da ABNT N BR 14039, de 2004, proíbe o uso de para-raios

de porcelana em instalações elétricas, e recomenda sua substituição por

para-raios poliméricos.

Figura 4.lla: Para-raios do tipo válvula classe 15 k~

Figura 4.llb: Para-raios do tipo

válvula classe 88/138 k~


4.4 Disjuntores

A chave disjuntara - ou disjuntor de média e alta tensão - é um equipamento

eletromecânico destinado a interromper correntes elétricas de um

circuito em condições normais de operação, ou quando, na ocorrência de

curtos-circuitos, sobre correntes ou anomalias existentes no sistema.

Para analisar o funcionamento dos disjuntores, é interessante conhecer

as características do arco elétrico, que pode ser definido como um fenômeno

físico do sistema elétrico, sempre que ocorrer a passagem de corrente elétrica

por um meio isolante, em virtude do rompimento de suas características

isolantes.

A energia proveniente do arco elétrico é transformada em outras formas

de energia, como calor, energia luminosa ou energia acústica, podendo

provocar explosão e danos aos equipamentos.

Os disjuntores são equipamentos que permitem a interrupção do circuito,

mesmo com elevadas correntes, controlando os efeito do arco elétrico,

de forma a não causar nenhum dano ao equipamento ou ao sistema.

A intensidade do arco elétrico depende da corrente que esteja percorrendo

o circuito no momento de sua interrupção e do tempo de abertura do

circuito. Durante a abertura do disjuntor, ocorre a ionização do meio isolante

entre o contato móvel e o contato fixo, formando um gás eletricamente condutor,

queimando o meio isolante e deteriorando os contatos.

Para evitar que, a cada abertura, os contatos se danifiquem, os disjuntores

possuem um sistema de extinção do arco elétrico. A tecnologia empregada

para efetuar a extinção do arco é exatamente a característica que define

o tipo do disjuntor, e pode ser:

• Grande volume de óleo (GVO);

• Pequeno volume de óleo (PVO);

• Sopro magnético;

• Ar comprimido;

• Vácuo;

• Gás.

4.4.1 Disjuntor a óleo

São disjuntores que utilizam óleo isolante como elemento de extinção

do arco elétrico. Existem dois tipos de disjuntor a óleo, sendo grande volume

de óleo (GVO) e pequeno volume de óleo (PVO). O que os diferencia é a

quantidade de óleo utilizada, tamanho físico e alguns detalhes construtivos.


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1 - Cabeçote metálico

2 - Contato fixo

3 - Câmara de extinção

4 - Contato móvel

5 - Bucha isolante

6 - Alavanca de ligar e desligar

7 - Varão de acoplamento

8 - Compartimento de sustentação

9 - Óleo isolante

Figura 4.12: Características internas de um polo de disjuntor a pequeno volume de óleo.

Por ter boa característica dielétrica de extinção e resfriamento, o óleo

mineral isolante sempre foi utilizado como meio de extinção do arco elétrico

desde os disjuntores mais antigos. No momento da abertura e do fechamento

do disjuntor, o arco elétrico provoca uma elevada temperatura dentro da câmara

de extinção, provocando decomposição do óleo e desgaste dos contatos.

A decomposição do óleo forma vários gases, entre eles o hidrogênio

que é considerado um bom condutor térmico, mantendo essa temperatura

elevada no caminho do arco elétrico.

O arco elétrico é extinto quando o óleo é injetado com uma temperatura

menor e com a rigidez dielétrica maior, diretamente no ponto onde está

formado o arco elétrico.

Esse movimento do óleo ocorre da seguinte forma: o polo do disjuntor

está cheio de óleo e quando o disjuntor está fechado, o contato móvel está

na parte superior do polo acoplado ao contato fixo. Durante a abertura do

disjuntor o contato móvel é projetado para a parte de baixo do polo, tomando

espaço de uma parte do óleo que ali se encontra. O único lugar para onde

esse óleo pode ir é a parte superior do polo.

Quando o óleo sobe, a câmera de extinção direciona o óleo que está

subindo para a parte central do polo, que é justamente onde está se formando

o arco elétrico, que é extinto.


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Figura 4.13: Processo de abertura de um disjuntor a pequeno volume de óleo.

4.4.2 Disjuntor a ar comprimido

Trata-se de um disjuntor que utiliza o ar comprimido para realizar a

extinção do arco elétrico formado durante sua abertura. Atualmente esse

disjuntor tem sido pouco utilizado e está sendo substituído por disjuntores

a gás. A sua aplicação é restrita às subestações de tensão superior a 69 kV.

Além de promover a extinção do arco elétrico, o ar comprimido também

é responsável por gerar o movimento mecânico que faz o acionamento

do disjuntor.

Durante o acionamento o compressor do mecanismo do disjuntor fornece

ar comprimido na quantidade e pressão necessárias para extinção do

arco elétrico. Esse procedimento consiste em criar um fluxo de ar sobre arco,

provocado por um diferencial de pressão, quase sempre descarregando o ar

comprimido para a atmosfera.

Existem dois sistemas de extinção do arco elétrico com a uti I ização do

ar comprimido: sistema unidirecional e sistema bidirecional:


• Sistema de sopro unidirecional (mono blast): nesse sistema o ar

comprimido flui por dentro do contato fixo até o ponto onde está

sendo formado o arco elétrico, promovendo a sua extinção.

• Sistema de sopro bidirecional (dual blast): nesse sistema o ar

comprimido flui tanto por dentro do contato fixo como por dentro

do contato móvel, atingindo o ponto onde está sendo formado o

arco elétrico, promovendo a sua extinção.

Para garantir o bom funcionamento do disjuntor, extinguindo o arco de

forma rápida e eficiente, o arcomprimido utilizado deve ser limpo, isento de impurezas

e sem umidade.

Esse tipo de disjuntor possui como suas principais vantagens:

• Rapidez de operação;

• Meio de extinção (ar) não inflamável;

• Boa capacidade de extinção do arco elétrico;

• Fácil captação do meio de extinção (ar) em relação a outros disjuntores.

Entretanto, esse tipo de disjuntor possui algumas desvantagens, como:

• Elevado nível de ruído durante a sua operação e durante a reposição

do ar comprimido;

• Custo de manutenção elevado;

• Necessidade de muito espaço físico para sua instalação.

4.4.3 Disjuntor a sopro magnético

Os disjuntores a sopro magnético utilizam um campo magnético e o ar

comprimido para a extinção do arco elétrico. Durante a abertura do disjuntor

o percurso da corrente elétrica é direcionado a passar por uma bobina que

1 imita a intensidade da corrente elétrica.

Concomitantemente à abertura do disjuntor, um sopro de ar direciona

o arco elétrico que estava se formando para a parte superior do disjuntor

onde se encontra a câmara de extinção formada por placas de amianto, promovendo

o fracionamento e a extinção do arco elétrico.


1-411

1 .....

(1) (2)

1 .....

(3) (4)

Figura 4.14: Funcionamento de um disjuntor a sopro magnético.

Esse tipo de disjuntor foi comercializado até o final da década de 1980

e a sua princi pai aplicação ocorreu nas distribuidoras de energia. Não é comum

encontrar esse disjuntor nas subestações de consumidores.

4.4.4 Disjuntor a vácuo

São disjuntores que utilizam o vácuo para a extinção do arco elétrico.

Podemos dizer que esse sistema é um dos mais eficientes para extinção

do arco, pois no vácuo não há decomposição de gases, e as câmaras hermeticamente

fechadas sobre pressão eliminam o efeito do meio ambiente,

mantendo um dielétrico permanente. Sem a queima e sem as oxidações dos

contatos, a ampola a vácuo garante uma resistência de contato baixa, prolongando

a vida útil do equipamento.


A câmara de extinção é um recipiente vedado de porcelana, vidro

vitrificado ou epoxi, com dois contatos internos que, ao serem acionados,

fecham-se, auxiliados por um fole metálico.

Caso a ampola a vácuo apresente defeito, ela precisa ser substituída,

pois devido à sua característica construtiva e ao alto vácuo existente em seu

interior, não é possível realizar manutenção em seus contatos internos, entretanto

a sua vida útil é muito longa. Alguns fabricantes chegam a prever que

o equipamento pode suportar até trinta mil operações.

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1 - Contato fixo

2 - Terminação

3 - Isolador (cerâmica)

4 - Câmara de comutação

5 - Fole metálico

6 - Mancai/guia

7 - Contato móvel

8 - Acionamentos

Figura 4.15: Ampola de um disjuntor a vácuo.

O disjuntor a vácuo começou a ser comercializado na década de 1970

e, atualmente, é o mais comercializado para as subestações de 3,8 kV a

34,5 kV, nas subestações de consumidores e nas distribuidoras de energia.

4.4.5 Disjuntor a gás

Esse disjuntor utiliza o gás hexafluoreto de enxofre (SF 6 ) para extinção

de arco elétrico. O SF 6 , quando em condições normais, é altamente dielétrico,

não inflamável , não tóxico, inodoro e inerte até cerca de 5.000 ºC. Seu

peso específico é de 6, 14 g,'I, correspondente a cinco vezes o peso do ar. Sua

estrutura molecular simétrica e estável torna-o um gás nobre.

O gás SF 6

pode ser utilizado como isolante em disjuntores de até elevada

classe de tensão. As suas câmaras são fechadas com o gás injetado sobre

- pressao.

Durante o movimento de abertura e fechamento, o gás está presente

entre os contatos fixo e móvel, devido ao próprio movi menta do disjuntor ou

através de válvula interna na câmara de extinção, que resulta uma eficaz


extinção do arco elétrico, acarretando desgaste muito pequeno dos contatos,

diminuindo, assim, os custos com manutenção.

4.4.6 Mecanismo dos disjuntores

O mecanismo do disjuntor é o responsável por impulsionar o contato

móvel dos polos, promovendo a sua abertura e o seu fechamento. Esse movimento

precisa ser rápido e constante tanto na abertura quanto no fechamento.

Nos disjuntores de nível de tensão até 35 kV o sistema mais utilizado,

que atende à necessidade de rapidez no acionamento, emprega molas que

são carregadas manualmente, por meio de alavanca, catraca, manivela ou

de um motor acoplado à caixa de comando.

Para disjuntores de nível de tensão de 69 kV, ou superior, além do sistema

de acionamento utilizando mola, sistemas pneumáticos ou hidráulicos também

podem ser usados, com compressores ou macaco hidráulico, respectivamente,

os quais ficam alojados na caixa de acionamento do disjuntor.

O sistema possui duas molas: uma com a função de ligar o disjuntor

e outra que o desliga. Eventualmente, alguns modelos de disjuntor possuem

duas molas para efetuar a mesma função (ligar ou desligar). Isso ocorre porque

o projeto do disjuntor previu que, para obter a força mecânica requerida

para efetuar a operação, seriam necessárias duas molas, entretanto, sempre

haverá molas específicas para cada função de ligar e desligar.

Nesse sistema existe uma manivela, alavanca ou motor, que se encarrega

de carregar a mola de ligar, deixando o disjuntor em condições de ser ligado, pelo

comando elétrico ou pelo comando manual.

Ao fechar o disjuntor, a mola de ligar descarrega, fechando-o e carregando

a mola de desligar, deixando-a tencionada e em condições de desligar

o disjuntor.

Dentro do mecanismo as molas são mantidas carregadas por uma

trava conhecida como "bico de papagaio". Ao efetuar um comando de acionamento,

essa trava libera a mola que se descarrega, promovendo a abertura

ou o fechamento do disjuntor.

Vale destacar que o carregamento manual ou motorizado sempre é

feito na mola de ligar, pois a mola de desligar é carregada automaticamente

pelo próprio sistema no momento em que o disjuntor está sendo fechado.

4.4.7 Acionamento dos disjuntores

Conforme estudado no item anterior, o disjuntor atua mediante o acionamento

pneumático, hidráulico ou de molas. Seu disparo ocorre somente

após o recebimento de um comando.


Existem três tipos de comando que podem acionar os disjuntores:

• Comando manual mecânico;

• Comando manual elétrico;

• Comando automático.

4.4.7 .1 Comando manual mecânico

,

E realizado no próprio disjuntor pelos botões de ligar e de desligar que

existem na parte frontal do disjuntor. Quando acionado, tanto os botões de

ligar como de desligar liberam a trava de sustentação da respectiva mola,

promovendo a abertura ou o fechamento do disjuntor.

Esse comando deve ser evitado quando possível, pois para pressionar

o botão, o profissional deve estar muito próximo ao disjuntor e caso venha

a ocorrer algum problema na instalação durante a operação, o risco de um

acidente é maior do que se o profissional estivesse mais afastado.

4.4.7 .2 Comando manual elétrico

O comando elétrico é realizado por manopla ou botoeiras fixadas em

um painel de comando. Esse painel pode ser instalado próximo ao disjuntor

ou em algum local dentro da subestação e até mesmo fora dela.

Para efetuar esse tipo de comando, o disjuntor deve ser provido de

motor de carregamento de mola, bobina de ligar e bobina de desligar. As

bobinas fazem a função do comando manual, pois quando acionadas, o seu

êmbolo atua sobre a trava de sustentação das molas de ligar ou desligar,

promovendo a abertura ou o fechamento do disjuntor.

Ainda é possível acionar os disjuntores por meio de um supervisório

ou de comandos lógicos, por um canal de comunicação que chegue até a

subestação.

4.4. 7 .3 Comando automático

,

E realizado por meio dos relés de proteção. Trata-se de uma operação

automática porque, depois de instalados e parametrizados, os relés atuam

independentemente de qualquer intervenção de um profissional.

Quando o relé é acionado, devido a alguma anomalia ocorrida na subestação,

ele pode atuar enviando um comando elétrico para as bobinas de

ligar e desligar ou então através de uma barra de acionamento que transmite

o movimento mecânico do relé diretamente para a trava da mola do disjuntor.


Figura 4.16: Painel de acionamento de um disjuntor com relé

para comando automático e botoeiras para comando elétrico.

4.5 Chaves seccionadoras

São dispositivos destinados a realizar manobras de abertura e fechamento

de um circuito elétrico sem carga. Em condições normais e com seus

contatos fechados, as chaves seccionadoras devem ser capazes de manter a

condução de sua corrente nominal, inclusive em condições de curto-circuito,

sem sobreaquecimento.

Geralmente, as chaves seccionadoras utilizadas em subestações são

trifásicas com acionamento simultâneo das três fases por intermédio de um

comando único. Cada fase é munida de isolador para a sustentação do contato

fixo e outro isolador para sustentação do contato móvel. O contato móvel

está I igado em um eixo rotativo que pode ser acionado por um bastão de

manobra ou por intermédio de uma manopla.


Figura 4.17: Chave seccionadora tripolar com acionamento por manopla.

Em subestações de tensão superior a 69 kV podem ser encontradas

chaves seccionadoras com abertura central ou lateral por meio de contatos

simples ou duplos e o seu acionamento pode ser manual ou motorizado,

acionado por intermédio de um comando elétrico com botoeiras.

Apesar de as chaves seccionadoras serem projetadas para não realizarem

nenhuma operação de abertura ou fechamento sob carga, existe um

tipo de chave que permite a operação quando há carga no circuito, porém é

importante destacar que a chave não pode operar quando por ela percorrer

a sua corrente nominal suportável, tampouco operar em situação de curto

-circuito.

A abertura ou o fechamento dessa chave somente pode ocorrer quando

estiver percorrendo uma corrente elétrica limitada pelo circuito. Por exemplo,

a chave seccionadora modelo HRL do fabricante Beghim possui a corrente

nominal de 400 A ou 630 A, porém o sistema de extinção de arco existente

somente pode interromper uma corrente de 90 A, considerando um fator de

potência de 0,85.


Figura 4.18: Chave seccionadora tripolar com dispositivo de abertura sob carga.

Esse tipo de chave seccionadora d is põe de um sistema de molas e

contatos auxiliares que possuem a seguinte função: durante o movimento de

abertura, os contatos principais iniciam o seu movimento, mas os contatos

auxiliares permanecem fechados dentro da câmara de extinção; simultaneamente

a esse movimento uma mola é carregada. Quando os contatos principais

já estão quase totalmente abertos, essa mola é disparada, promovendo

a rápida abertura dos contatos auxiliares. Esse movimento rápido associado

à câmara de extinção existente impede a formação de um arco elétrico danoso

ao equipamento.

4.6 Chave fusível

Também conhecida como chave matthews, a chave fusível executa

tanto a função normal de seccionador de circuito sem carga quanto de proteção

perante um curto-circuito ou sobrecorrente pela queima do seu elo fusível

interno, que em condições normais também faz a vez de contato móvel.

Essa chave é acionada por meio de um bastão de manobra e pode ser

instalada com fusíveis de diversos valores de corrente elétrica, dependendo

da necessidade do local onde ela é utilizada.

Não é comum encontrar essa chave dentro das subestações de consumidores,

porém, geralmente, a distribuidora de energia a instala em seu

poste, diretamente no ramal derivado para alimentar a subestação do consumidor,

funcionando como retaguarda de proteção do disjuntor geral da subestação,

caso ele não atue na ocorrência de um curto-circuito interno, bem

como proteção do ramal de alimentação e dos transformadores de medição

(TP e TC).


Chave fuslvel

Terminal de li1nha

-suporte

Isolador

Gancho para

Load-Buster

{vide detalhe}

Argola

Elo fusivel

carga

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Gancho para

Load-Buster

Figura 4.19: Chave fusível.

4.7 Transformador

,

E uma máquina elétrica estática que, por meio de indução eletromagnética,

transfere energia elétrica de um circuito (primário) para outros circuitos

(secundário e/ou terciário), mantendo a mesma frequência , mas geralmente

com valores de tensão e corrente diferentes.

Os principais componentes do transformador são as bobinas e o núcleo,

comumente chamado de parte ativa. Um transformador elementar monofásico

possui uma bobina ligada no lado da alimentação elétrica, chamada

de primária, e outra bobina na saída do transformador, chamada de secundária.

Entre essas bobinas existe um núcleo construído com liga de ferro com

silício e formado por chapas empilhadas isoladas entre si.


A razão entre o número de espiras da bobina primária e o número de

espiras da bobina secundária determina a relação de transformação, que define

o quanto será transformado de tensão e corrente de entrada em relação

à tensão e corrente de saída do transformador.

Um transformador de subestação de consumidor geralmente funciona

como rebaixador de tensão, porém os transformadores podem ser alimentados

de qualquer lado, que farão a transformação.

A transformação da corrente elétrica é inversamente proporcional à

transformação da tensão. No caso do transformador que rebaixa a tensão

de saída em relação à tensão de entrada, a sua corrente elétrica é elevada

na saída em relação à corrente de entrada, na mesma proporção da tensão.

Sendo assim, a equação a seguir representa a fórmula que associa a

relação de transformação com a razão entre o número de espiras primária e

secundária, bem como as tensões e correntes de entrada e saída.

a = N 1 = Vl = 12

N2 V2 11

Sendo:

a = relação de transformação

N 1 = número de espiras primárias

N2 = número de espiras secundárias

Vl = tensão nominal primária

V2 = tensão nominal secundária

11 = corrente nominal primária

12 = corrente nominal secundária

Os transformadores das subestações de consumidores geralmente são

trifásicos e o seu funcionamento é similar ao do transformador elementar

monofásico, porém com três bobinas primárias e três bobinas secundárias.

Construtivamente, em geral as bobinas de alta tensão ficam montadas

por fora das bobinas de baixa tensão e o núcleo fica montado por dentro das

bobinas de baixa tensão, conforme é possível observar na Figura 4.20.


Núcleo

R

R S S T

T

Bobina de alta

tensão da fase R

Bobina de baixa

tensão da fase T

Figura 4.20: Aspectos construtivos do núcleo e das bobinas de um transformador trifásico.

Como cada bobina possui duas extremidades (início e fim) e geralmente

os transformadores das subestações de consumidor são trifásicos, ou seja,

três bobinas para o primário e três para o secundário, tanto na alta como na

baixa tensão do transformador existem seis extremidades de bobinas.

Apesar dessas seis extremidades, o sistema elétrico possui somente

três fases, portanto é necessário realizar o fechamento de alguns terminais

para que seja possível conectá-los à rede elétrica e energizar as bobinas.

O fechamento das extremidades das bobinas de um transformador é

similar ao dos terminais de um motor; comumente o fechamento pode ser

em triângulo no enrolamento de alta tensão e estrela no enrolamento de

baixa tensão. Veja a simulação de um transformador com o fechamento da

alta tensão em triângulo e o fechamento da baixa tensão em estrela na Figura

4.21, em que os terminais de alta tensão são identificados pela letra H,

sucedida do número que representa a fase em que está conectado. No lado

da baixa tensão a letra representativa dos terminais é o X, também sucedido

do nú mero representativo da fase.


H1 H2 H3

Alta tensão

XO X1 X2 X3

Ba ixa tensão

Figura 4.21: Fechamento das bobinas de um transformador trifásico.

No ponto em que estão interconectadas as três extremidades das bobinas

de baixa tensão é derivado mais um terminal denominado XO, que deve

ser aterrado, e desse ponto se inicia o neutro da instalação elétrica .

Conforme havia sido apresentado anteriormente, a relação de transformação

é determinada pela relação entre o número de espiras existentes

no primário e no secundário. Como a tensão pode sofrer variações dependendo

do ponto do sistema elétrico onde esse transformador está conectado,

existe um recurso que permite que o transformador mude a sua relação de

transformação para compensar diferentes valores de tensão. Esse recurso é

conhecido como TAP.

O TAP consiste em derivações das espiras do enrolamento primário ou

secundário que, quando conectadas, eliminam ou agregam da bobina algumas

espiras (dependendo da necessidade), alterando a relação de transformação.

Em transformadores de subestação de consumidor, geralmente o ajuste

dos TAPs acontece sobre as bobinas de alta tensão e, no caso dos transformadores

trifásicos, essa operação é simultânea nas bobinas das três fases,

evitando desequilíbrio na tensão de saída. Essas mudanças podem ser feitas

de forma manual ou automática, quando o transformador possui esse recurso.

O seletor automático é comumente empregado em transformadores de

tensão superior a 69 kV.


Tanto para identificar o tipo de fechamento de um transformador

(triângulo ou estrela) como para identificar a quantidade e os valores dos TAPs

existentes é necessário observar a placa do transformador que é analisado.

4. 7 .1 Tipos de transformador

Existem basicamente dois tipos

construtivos de transformador

aplicáveis às subestações de consumidores,

sendo a óleo e a seco.

No transformador a óleo o

líquido possui a função de isolá-lo

e refrigerá-lo. No caso do transformador

a seco as suas bobinas são

revestidas de uma resina em epóxi

que possui a função de isolamento e

a refrigeração é feita por meio do ar

que circula por essas bobinas.

Figura 4.22: Transformador a seco.

4.7 .2 Bobinas

As bobinas são formadas por um conjunto de espiras enroladas de

forma ordenada por condutores isolados e possuem a função de induzir a

energia elétrica entre a entrada e a saída do transformador (primário e secundário).

Construtivamente, as bobinas podem ser feitas de condutores de cobre

de secção circular ou retangular isolados com verniz ou com papel.

4.7 .3 Núcleo

A importância do núcleo no transformador é grande, pois é através

dele que flui o fluxo magnético do enrolamento primário para o secundário. O

núcleo é composto de chapas de ferrossilício isoladas e sobrepostas, formando

um bloco de ferro concentrado. Tanto as bobinas como o núcleo devem

estar isolados entre si. Para isso são empregados papel, papelão e verniz e

para sua sustentação, madeira. Esse material deve estar bem fixo e prensado

para evitar ruídos e vibração.


Tensão

. ' .

pr1mar1a

1Núcleo

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Fluxo magnético

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Espiras

(N2)

Tensão

secund:ária

Figura 4.23: Princípio de funcionamento de um transformador elementar.

,

4.7 .4 Oleo isolante

Os componentes internos dos transformadores a óleo ficam totalmente

imersos no óleo isolante, que possui as finalidades de isolar as partes

energizadas e refrigerar o transformador, transferindo calor do núcleo para o

exterior do tanque.

Os tipos ma is comuns de óleo isolante uti I izados nos transformadores

são os minerais, os sintéticos e os vegetais. Os óleos minerais podem ser parafínicos

ou naftênicos e os óleos sintéticos encontrados nos transformadores

são de silicone ou ascarel, também conhecido como PCB.

Devido aos efeitos danosos que o ascarel provoca no homem e no meio

ambiente, a sua aplicação em equipamentos novos está proibida desde 1981,

quando foi publicada a Portaria lnterministerial número 19 que determina:

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

li - Ficam proibidos, em todo o Território Nacional, o uso e a comercial ização

de bifeni l policlorados - PCB's, em todo o estado, puro ou em mistura, em qualquer

concentração ou estado físico, nos casos e prazos relacionados abaixo:

a) como fluido dielétrico nos transformadores novos, encomendados depois de

06 (seis) meses da data da publicação da presente Portaria.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •


Para os equipamentos que na época já estavam instalados e utilizando

o óleo ascarel, a portaria permite o seu funcionamento até que seja necessária

a retirada desse óleo, conforme indicado a seguir. A íntegra dessa portaria está

reproduzida no Apêndice B.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

11 - Os equipamentos de sistema elétrico, em operação, que usam bifeni l policloradas

- PCB's, como fluido dielétrico, poderão continuar com este dielétrico,

até que seja necessário o seu esvaziamento, após o que somente poderão ser

preenchidos com outro que não contenha PCB's.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Para que o óleo isolante desempenhe o seu papel de forma apropriada,

ele deve possuir algumas características básicas:

• Elevada rigidez dielétrica;

• Alta capacidade de dissipação de calor;

• Não deve atacar a isolação sólida do transformador;

• Baixo ponto de combustão;

• Baixa capacidade de solubilização de gases e umidade;

• Viscosidade apropriada que permita circular e transferir calor;

• Alta resistência à oxidação.

Devido ao funcionamento do transformador o óleo isolante está sujeito

a deterioração, pois está submetido a reações de oxidação devido à presença

de oxigênio, água e metais, e estes últimos agem como catalisadores 3 •

O acompanhamento e a manutenção da qualidade do óleo isolante são etapas

essenciais para assegurar uma operação confiável dos transformadores.

Para acompanhamento das condições de operação do transformador

é fundamental analisar periodicamente o óleo, realizando dois grupos de

testes, o físico-químico e o cromatográfico. O teste conhecido como cromatografia,

na verdade, faz uma análise dos gases dissolvidos no óleo por meio

de uma análise cromatográfica.

Para cada um dos testes há uma norma da ABNT que determina os

critérios para sua realização, bem como os parâmetros de aprovação. Seguem

os principais testes realizados dentro do grupo físico-químico, com as

respectivas normas de referência:

• Rigidez dielétrica - NBR 6869;

• Cor - NBR 14483;

,

• lndice de neutralização - N BR 14248;

• Tensão interfacial - NBR 6234;

• Fator de potência - N BR 12133;

• Teor de água - NBR 10710;

• Densidade - NBR 7148;

• Teor de PCB - NBR 13882.

3

Catalisador é uma substância que acelera a ocorrência de uma reação.


O teste de rigidez dielétrica apresenta a capacidade do óleo em suportar

uma tensão elétrica sem romper a isolação. Comumente, um baixo valor

de rigidez dielétrica indica que há presença de contaminantes condutivos

como água, sujeiras ou partículas.

A identificação da cor do óleo tem como base uma cor padrão, que em

comparação com outras cores expressa a característica do óleo. Esse teste

analisa de forma indireta o grau de oxidação do óleo.

Quando realizado o teste de índice de neutralização, também conhecido

como teste de acidez, também é apresentado de forma indireta o grau

de envelhecimento do óleo. Esse ensaio é muito importante porque se o óleo

estiver muito ácido, ele pode atacar a isolação sólida do transformador, provocando

uma falha em seu funcionamento.

Outro teste que também avalia o grau de envelhecimento do óleo isolante

é o de tensão interfacial. Ele analisa os compostos polares existentes no

óleo que indicam uma etapa intermediária de envelhecimento.

O teste de fator de potência é complementar aos demais para auxiliar

na determinação do grau de envelhecimento de óleo isolante, indicando a

presença de contaminantes solúveis.

Um ensaio de grande importância avalia o teor de água presente no óleo.

Além de indicar a concentração de água diluída no óleo, o resultado desse ensaio

pode indicar se está ocorrendo infiltração de água no transformador devido a algum

defeito. O baixo teor de água propicia vida útil prolongada do transformador.

Quando se mede a densidade, é possível identificar se o óleo é parafínico

ou naftênico. Esse índice também é importante para avaliar se o óleo

está permitindo uma transferência adequada de calor da sua parte interna

para os radiadores.

O teste de teor de PCB mede a concentração de ascarel no óleo do

transformador. Apesar de o ascarel não ser um óleo utilizado atualmente,

mesmo pequenas quantidades de PCB existentes no óleo do transformador

podem considerá-lo contaminado.

A Portaria Nº 240, emitida em 25 de março de 1992, pelos Ministérios

da Indústria e Energia e do Ambiente e Recursos Naturais, fixou o limite

de 50 ppm (parte por milhão) de teor de PCB presente em óleo isolante. A

ultrapassagem desse valor requer interrupção de uso, retirada do óleo e destinação

para incineração.

,

E importante buscar parâmetros de controle também nas normas técnicas

da ABNT utilizadas para esse fim, como a NBR 13882, de 2008, a

N BR 83 71, de 2005, entre outras.

Os gases formados pela decomposição dos materiais isolantes são total

ou parcialmente dissolvidos no óleo. O teste dos gases dissolvidos no óleo identifica

por meio de uma análise cromatográfica o volume de cada tipo de gás

existente na amostra de óleo coletada. Os gases analisados por esse teste são:


• Monóxido de carbono (CO);

• Hidrogênio (H2);

• Metano (CH4);

• Etano (C2H6);

• Etileno (C2H4);

• Acetileno (C2H2);

• Oxigênio (02);

• Nitrogênio (N2);

• Dióxido de carbono (C02).

A norma NBR 7070 determina os critérios para realização desses ensaios.

Pela análise dos gases dissolvidos no óleo é possível identificar as condições

de funcionamento e detectar defeitos existentes, sem a necessidade

de retirar o transformador de operação e levar para uma oficina.

Tão importante como a análise momentânea desses gases é a comparação

da situação atual com os valores obtidos nas últimas análises, para

avaliar como está a evolução dos indicadores medidos.

Os ensaios realizados no óleo vegetal visam verificar suas condições,

assim como aqueles realizado no óleo mineral, porém com parâmetros muitas

vezes diferenciados.

O óleo vegetal tem se destacado como tendência do mercado mundial,

com a vantagem de apresentar baixo índice de oxidação e baixo ponto

de combustão (o ponto combustão do óleo vegetal é a, aproximadamente,

345ºC e o do óleo mineral é a, aproximadamente, 160ºC), além de diminuir

a probabilidade de contaminação do meio ambiente.

Outra vantagem do óleo vegetal é que sua matéria-prima de produção

é renovável, diferente do óleo mineral, produzido do petróleo. As matérias

-primas mais utilizadas para a produção do óleo vegetal são soja, girassol e

mamona.

4.7 .5 Tanque principal

,

E através do tanque que se libera o calor transferido do núcleo e do

enrolamento através do óleo isolante. Os tanques são confeccionados em

chapas de aço reforçada, já que sua função também é a sustentação da parte

ativa 4 do transformador.

Os radiadores podem ser fixados na parte externa do tanque, e têm

como finalidade ajudar na refrigeração do óleo isolante, transferindo o calor

para fora do tanque. Os radiadores são confeccionados em chapas, com

aletas abertas em suas extremidades, o que possibilita o movimento do óleo

4

A parte ativa do transformador é composta pelo núcleo e pelos enrolamentos. Chama-se parte ativa

porque os componentes dos transformadores é que permanecem energizados, efetuando a transformação

da energia elétrica.


em seu interior, recebendo o óleo com temperatura mais elevada na parte

superior, e retornando o óleo com temperatura menor pela parte inferior.

4.7 .6 Tanque de expansão (balonete)

O tanque de expansão é utilizado para compensar as variações do volume

do óleo no tanque, em decorrência da mudança de temperatura no interior

do transformador devido às variações de carga e da temperatura ambiente.

Instalado na parte externa e no ponto mais alto do transformador, o

tanque de expansão possui a função de comportar o óleo que aumenta devolume

em função do aquecimento do transformador. Quando o transformador

se resfria, uma parte do óleo que estava no tanque de expansão retorna para

o tanque principal. Geralmente o volume do óleo no tanque de expansão

deve ficar em torno de 25 a 50% de sua capacidade.

/ Tanque de expansão

----------·

Figura 4.24: Localização do tanque de expansão no transformador.


4.7 .7 Indicador do nível de óleo

Sua finalidade é indicar o volume de óleo existente no interior do tanque.

Ele pode ser instalado na extremidade do tanque de expansão ou no próprio

tanque principal (quando o transformador não possuir o tanque de expansão).

Em transformadores com tanque

de expansão, o indicador do nível de

óleo pode dispor de um contato (do tipo

microchave), a fim de sinalizar com alarme

se o volume do óleo atingir um ponto

crítico para a operação do transformador.

Esse alarme pode ser dado somente

de forma sonora ou, ainda, aparecer no

painel de controle, podendo até mesmo

estar conectado a um disjuntor quedesligue

o transformador, Figura 4.25.

Figura 4.25: Indicador do nível de óleo.

4.7 .8 Secador de ar (tubo de sílica-gel)

O secador de ar é um tubo que chega até a parte superior do tanque de

expansão e possui uma quantidade de cristais de sílica-gel com a propriedade

de absorver a umidade do ar. O ar que entra e sai do tanque de expansão,

acompanhando as variações do volume de óleo, passa pelo secador de ar,

deixando nele a umidade. O ar que entra vem do meio ambiente, trazendo

consigo umidade e sujeira, impurezas que não devem chegar até o óleo para

não contaminá-lo, vindo a diminuir sua propriedade dielétrica.

Quando em condições normais, a sílica-gel

é azul ou laranja. Após a saturação,

em virtude da absorção da umidade, ela

muda de cor, adquirindo um tom rosado, no

caso da sílica azul, ou ficando esbranquecida,

no caso da sílica laranja, podendo ser

recuperada depois de aquecida em estufa. Depó ito de sílica-gel •

Alguns fabricantes podem utilizar sílica-gel

de cores diferentes nos estados seco e úmido,

portanto é importante verificar as características

específicas da sílica-gel utilizada.

A sujeira carregada pelo ar é retida

em outro recipiente com óleo localizado na

parte inferior do tubo secador de ar, onde

as impurezas aderem ao óleo que, assim,

filtra as partículas sólidas que estejam em

suspensão, Figura 4.26.

Depósito de óleo

Figura 4.26: Tubo de sílica-gel.


Alguns tanques de expansão são providos de uma membrana de borracha

que impede o contato entre o óleo e o ar, mitigando a degradação do óleo

em decorrência do contato com o ar e suas impurezas.

4. 7 .9 Termômetro do óleo

O transformador tende a sofrer aquecimento

durante seu funcionamento. Essa temperatura deve

ser acompanhada e controlada para não provocar

uma deterioração maior nas suas partes internas.

Como o óleo é um elemento de transmissão

de calor, a sua temperatura deve ser controlada

pelo termômetro de óleo, que consiste

em termopares ou bulbo contendo um elemento

bimetálico, que ao sofrer aquecimento, se expande

através de um tubo capilar, pressionando os

Figura 4.27: Termômetro do óleo.

ponteiros que registram a temperatura.

Normalmente, no termômetro de temperatura do óleo existe um ponteiro

para registrar a temperatura e mais um ou dois ponteiros com contatos

para acionar os ventiladores (caso o transformador disponha do sistema de

refrigeração com ventilação forçada).

O acionamento do ventilador geralmente liga com 65ºC e desliga próximo

de 55ºC. O alarme atua próximo de 72ºC e o desligamento do disjuntor

que alimenta o transformador ocorre entre 85 e 95ºC. Esses valores são apenas

orientativos. Deve-se consultar o catálogo do fabricante do transformador

para identificar o valor exato para cada equipamento.

Outro ponteiro, o de arraste, tem a finalidade de registrar a temperatura

máxima atingida pelo óleo em um determinado momento.

4.7 .10 Imagem térmica (termômetro do enrolamento)

Trata-se da proteção contra alta temperatura ocorrida nos enrolamentos

do transformador. Como é no enrolamento que o processo de transformação

da tensão e da corrente acontece, também este é o ponto mais quente

do equipamento e o que mais rapidamente aquece (essa temperatura está

relacionada à carga do transformador).

O controle dessa temperatura é fundamental , já que quando ela atinge

valores elevados, ocorre a deterioração do material isolante. O termômetro,

assim como o bulbo e o tubo capilar, é idêntico ao de óleo. A diferença fundamental

está no processo de medição dessa temperatura. Como o custo da

leitura direta é alto, optou-se pela leitura indireta por meio da relação carga/

temperatura.


,

E instalado um transformador de corrente (TC) em série com o enrolamento

principal do transformador, e seus terminais secundários estão ligados

também em série com uma resistência. A resistência fica dentro de uma

cuba com óleo. Com o aumento de carga no transformador, a corrente elétrica

que circula no enrolamento tende a aumentar, aumentando também no

TC, que aquece a resistência e o óleo da cuba, dilatando o mercúrio do tubo

capilar, provocando, portanto, o deslocamento do ponteiro no termômetro.

Caixa de bornes

Caixa do elemento sensível

Indicador

Resistência de aquecimento

ºC

Bulbo

Figura 4.28: Funcionamento do sistema de imagem térmica para medição de temperatura do enrolamento.

Quando essa temperatura atinge valores elevados, um contato é acionado,

emitindo alarmes. Caso a temperatura persista em aumentar, o transformador

é desligado por outro contato, que aciona o sistema de proteção,

desligando o disjuntor e isolando o transformador. Normalmente, o alarme

atua a uma temperatura em torno de 95ºC e aciona o desligamento do

disjuntor que alimenta o transformador em torno de 105ºC.

Quanto ao transformador a seco, no interior dos seus três enrolamentos

são instalados sensores PT-100 que medem a temperatura do transformador.

Essas informações da temperatura dos enrolamentos chegam ao relé

de temperatura que as monitora. Quando a temperatura do transformador

aumenta, sua primeira função é alertar. Se a temperatura continuar subindo,

o relé tem a segunda função de promover o desligamento do disjuntor, protegendo

o transformador.

Em relação a suas características construtivas, os termômetros podem ser

analógicos ou digitais, mas o princípio de funcionamento é igual para ambos.


Esses valores são apenas orientativos. Deve-se consultar o catálogo do fabricante

do transformador para identificar o valor exato para cada equipamento.

4.7 .11 Tubo de explosão e válvula de alívio

O tubo de explosão protege o transformador contra pressões excessivas

que possam ocorrer no seu interior devido à formação de um arco elétrico ou

outro tipo de sobreaquecimento.

Consiste em um tubo curvado, conforme a Figura 4.30, montado na

tampa superior do transformador, que ao sofrer uma sobrepressão interna,

rompe uma membrana de vidro existente em sua extremidade, vindo a despressurizar

o tanque.

Atualmente, nos transformadores de alta tensão esses tubos estão

sendo substituídos por válvula de alívio (válvula de segurança) com mola

provida de sistema de atuação instantânea que, ao sofrer uma pressão acima

do valor predeterminado, vence a força da mola, deslocando um eixo e

liberando essa pressão, fechando logo em seguida.

Vale destacar que, se a válvula de alívio ou tubo de explosão atuar, é

porque outras proteções do transformador não atuaram, permitindo que um

defeito interno se agravasse, causando sobrepressão.

Nestes casos, após a atuação desses dispositivos o transformador deve

passar por uma inspeção e ensaios antes de voltar a operar.

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1 • Corpo da válvula

2 • Disco

3 · Haste deslizante

4. Mola

5 • Guarnição

6 - Microrruptor

7 • Respiro

8 -Alavanca

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Figura 4.29: Válvula de alívio.


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Figura 4.30: Tubo de explosão.

4.7 .12 Relé de gás (relé Buchholz)

O relé de gás, também conhecido como relé Buchholz, é um dispositivo

que possui a finalidade de proteger os transformadores imersos em óleo

e que possuem tanque de expansão. Protege o transformador contra defeitos

internos que se fazem sentir por movimento brusco do óleo ou curto-circuito

que também resultem em formação de gás.

7

6

1 - Registro de sopramente do gás

2 - Cabinho de vedação da

sinalização de alarme

3 - Balancim de alarme

4 - Balancim de disparo

5 -Alavanca

6 - Tampa de descarga do óleo

7 - Registro de descarga do óleo

Figura 4.31: Relé de gás.


Na ocorrência de um curto-circuito dentro do transformador haverá

uma queima do material isolante, gerando bolhas de gases (algumas vezes

inflamáveis). Essas bolhas de gases, formadas dentro do óleo isolante, tendem

a ir para a parte mais alta do transformador, como qualquer bolha de

um gás existente dentro de um recipiente com qualquer tipo de líquido. A

parte mais alta do transformador é o tanque de expansão e no caminho até

ele está instalado o relé de gás.

Quando o volume de gás, formado pelo curto-circuito e acumulado

dentro desse relé, atingir um valor predeterminado, uma das duas boias (balancim)

do relé vai atuar, disparando um alarme sonoro ou luminoso.

Esse relé também pode atuar na ocorrência de um grande curto-circuito

dentro do transformador, provocando um rápido aquecimento e, consequentemente,

uma rápida dilatação do óleo, que faz com que ele rapidamente

suba para o tanque de expansão. Esse movimento rápido do óleo faz atuar a

sua segunda boia do relé de gás, que promove o desligamento do disjuntor

que alimenta o transformador.

/ Relé de gás

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o

o

o

_________ ... .

Figura 4.32: Localização do relé de gás no transformador.


4.7 .13 Buchas e isoladores

A função básica das buchas ou isoladores nos equipamentos elétricos

é proporcionar um isolamento elétrico entre o condutor energizado e a carcaça

do equipamento. Os materiais mais empregados na sua construção são

porcelana e vidro. Quanto às características, podem ser rígidos e de suspensão.

Quanto à forma, são isolador de pino, pedestal, suporte e de passagem.

4.7 .14 Sistema de refrigeração

Para evitar que a temperatura nos transformadores atinja valores perigosos

aos isolamentos, utilizam-se processos de resfriamento, tais como:

• Refrigeração natural (ONAN);

• Ventilação forçada (ONAF);

• Circulação forçada do óleo (OFAF);

• Refrigeração à água (OFWF).

Nos transformadores de subestação de consumidor, um dos sistemas

mais utilizados emprega a refrigeração natural, feita pela circulação do óleo

pelo radiador de forma natural, retirando o calor do conjunto núcleo-bobina

somente pelo processo de convecção.

O processo de convecção dentro do transformador ocorre porque o

óleo que está no radiador se resfria por estar afastado da fonte de calor (as

bobinas e o núcleo) e também porque no lado externo circula ar que retira o

calor existente nas suas aletas.

Com o resfriamento do óleo, ele fica mais denso, tendendo a ir para a

parte mais baixa do radiador onde existe uma passagem para o tanque principal

e empurrando o óleo do tanque principal para cima, que também está

aquecendo. Consequentemente, fica menos denso, e por si só já teria uma

tendência a subir. Desta forma, naturalmente o óleo circula entre o radiador

e o tanque principal, conforme a Figura 4.33.

O outro sistema também comumente encontrado nas subestações de

consumidores é o de ventilação forçada . Nestes casos, existem ventiladores

fixos nos radiadores com a finalidade de aumentar a circulação do ar nos radiadores,

aumentando a transferência do calor do óleo para o exterior do tanque.

Nesse sistema o processo de convecção funciona da mesma forma ,

porém de modo acelerado porque a ventilação aumenta a velocidade deresfriamento

do óleo no radiador, promovendo uma circulação mais rápida do

óleo, aumentando a capacidade de refrigeração do transformador, conforme

a Figura 4.34.


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--;Ventilado re1i

Figura 4.33: Sistema de refrigeração

natural do transformador.

Figura 4.34: Sistema de refrigeração do

transformador com ventilação forçada.

O terceiro sistema de refrigeração do transformador é a circulação forçada,

em que o óleo não depende da convecção para circular, mas sim de

bombas instaladas na entrada e na saída do tanque principal, forçando o óleo

a circular pelo radiador que fica instalado afastado do transformador. Esse

sistema geralmente é utilizado em transformadores de elevadas potências.

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1 Bombas

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Figura 4.35: Sistema de refrigeração do transformador com circulação forçada.

O último sistema de refrigeração existente emprega a água para promover

a redução de temperatura no transformador. Nesse sistema tubos de

cobre formam uma espécie de serpentina ao redor do tanque do transformador,

por onde circula a água que refrigera o óleo. Atualmente o sistema de


refrigeração a água não é comumente utilizado nas subestações de consumidores

devido ao risco de vazamento de água pela serpentina, que pode

contaminar o óleo do transformador.

4.8 Transformadores para instrumentos

Os instrumentos de medição e proteção não podem ser conectados

diretamente em um circuito de alta tensão, pois não são providos de isolação

para essa aplicação. Para que eles possam executar a sua função, precisam

de um equipamento auxiliar conectado entre eles e a instalação elétrica, o

transformador para instrumento.

Esse transformador tem a função de reduzir os valores de tensão e

corrente elétrica para valores padronizados que podem ser conectados nos

medidores e nos relés de proteção.

Os transformadores para instrumentos podem ser divididos em dois tipos:

• Transformador de Corrente (TC);

• Transformador de Potencial (TP);

Cada um desses transformadores pode ser aplicado na medição ou na

proteção. Dependendo da aplicação, o transformador deve possuir características

específicas e distintas, Figura 4.36.

Todo transformador para instrumento possui um enrolamento primário,

que está conectado ao sistema elétrico, e um enrolamento secundário, em

que está conectado o relé de proteção ou o medidor. A identificação dos terminais

de conexão dos TPs e TCs está representada na Figura 4.37.

TP

TC

H1 H2 P1 P2

Prjmário

Primário

Secundàrio

Secundário

X1 X2 S1 S2

Figura 4.36: Transformador de corrente.

Figura 4.37: Identificação dos terminais dos TPs e TCs.

Os transformadores de potencial possuem valores nominais de tensão

no enrolamento primário e no enrolamento secundário. Os transformadores

de corrente são semelhantes, porém com valores nominais de corrente.

A divisão entre o valor nominal primário e o valor nominal secundário

determina a relação de transformação. A relação de transformação de cada

transformador é o fator que estabelece a relação entre a corrente ou a tensão

que está passando pelo primário e o valor que está saindo do secundário.


Os valores nominais de saída no secundário dos TPs e dos TCs são padronizados.

A corrente nominal secundária de um TC é 5 A e a tensão secundária

nominal de um TP pode ser 115 V, 115/3 V, l l 5/v3 V ou 220 V. Essa

padronização de valores está determinada pelas normas NBRs 6855 para os

transformadores de potencial e 6856 para os transformadores de corrente. A

seguir estão apresentados os valores nominais primários determinados poressas

normas:

115 2.300/v'3

230 3.450/v'3

402,5 4.025/v'3

460 4.600/v'3

2.300 6.900/v'3

3.450 8.050/v'3

4.025 l 1.500/v'3

4.600 13.800/v'3

6.900 34.500/v'3

8.050 46.000/v'3

11.500 69.000/v'3

13.800 138.000/v'3

23.000 230.000/v'3

34.500 345.000/v'3

46.000 440.000/v'3

69.000 500.000/v'3

525.000/v'3

765.000/v'3

TC-A

5 10 15 20 25 30 40 50 60 75 100 150 200 250 300 400 500

TC - A (continuação)

600 800 1.000 1.200 1.500 2.000 2.500 3.000 4.000 5.000 6.000 8.000

Destaca-se que os valores de saída de um transformador para instrumento

não são fixos, mas variam em função do valor que percorre o circuito

primário, que está conectado na rede elétrica, sendo o valor de saída no seu

circuito secundário proporcional à relação de transformação.

Exemplo

Resposta

Qual a relação de um transformador de corrente primária nominal de

200 A e corrente secundária nominal de 5 A? Qual a corrente secundária

que sai do TC quando uma corrente de 100 A percorre seu circuito

primário?

Relação de transformação = 200/5 = 40: 1 ou, simplesmente, 40

Corrente secundária = 100/40 = 2,5 A


Apesar de existirem os valores secundários padronizados dos TPs e

TCs, é possível encontrar no mercado transformadores com valores nominais

secundários diferentes, como existem TCs de corrente secundária nominal

1 A e TPs com tensão secundária nominal de 110 V. Por esse motivo, é

importante verificar na placa os valores nominais do instrumento que está

instalado e, no momento da compra, deve ser preciso especificar todos os

valores nominais que se deseja.

Os transformadores para instrumento são projetados para suportar valores

de tensão e corrente superiores aos seus valores nominais. Os TPs são

projetados para suportar até 10% de sobretensão em regime permanente e

o TC possui uma característica chamada fator térmico, que multiplicado pela

sua corrente primária nominal, determina a corrente primária máxima que o

TC pode suportar.

Deve-se levar em consideração que há um erro no valor de saída dos

transformadores para instrumentos em relação ao valor que deveria ser transformado

que foi calculado pela relação de transformação. Esse erro deve sempre

estar dentro do limite permissível pela classe de exatidão do equipamento.

Um transformador de potencial de medição possui três classes de exatidão

determinadas pela N BR 6855, O, 3, O, 6 e 1,2. Esses valores correspondem

ao percentual de erro na transformação que o transformador para

instrumento pode apresentar. No caso dos transformadores de potencial de

proteção, as classes de exatidão apresentam valores admissíveis de erro

mais elevados, são eles 3 e 6.

A N BR 6856 determina a classe de exatidão dos transformadores de

corrente de medição iguais aos valores dos TPs de medição, ou seja, O ,3,

0,6 e 1,2. Para os transformadores de corrente de proteção as classes de

exatidão são 5 ou 1 O.

Os transformadores de potencial possuem uma característica importante

para as subestações, que é a sua potência térmica. Ela determina a

carga em VA que pode ser conectada no secundário do transformador. Essa

característica é importante porque é comum que a iluminação interna na

subestação seja alimentada pelo TP. Neste caso, se a carga de iluminação for

maior do que o TP suporta, ele pode vir a danificar-se.

Na ligação de mais do que um instrumento no secundário dos transformadores

para instrumento, deve ser respeitada uma regra importante de

ligação: os instrumentos conectados no secundário do transformador de potencial

devem sempre ser ligados em paralelo e os instrumentos conectados no

secundário do transformador de corrente devem sempre ser ligados em série.

Uma atenção especial deve ser direcionada para a ligação do transformador

de corrente. Em nenhuma hipótese os terminais secundários do TC

devem permanecer abertos, ou seja, desconectados, porque caso um TC seja

energizado com os seus terminais secundários abertos, pode ocorrer a indução

de uma tensão muito elevada nesses terminais, causando curto-circuito

de grandes proporções.


Por este motivo, quando se compra um transformador de corrente, é comum

que os seus terminais secundários venham interligados, e assim devem ser

mantidos até a conexão dos cabos que estão ligando os relés ou os medidores.

4.9 Exercícios

1. Os três tipos de para-raios existentes são:

( ) Para-raios com decida, para-raios com chapa, para-raios

com cabo.

( ) Cabo para-raios, para-raios do tipo haste reta ou gaiola, para

-raios do tipo válvula.

( ) Para-raios automático, para-raios mecânico, para-raios de gaiola.

2. Definimos o disjuntor em alta tensão pelo seu meio de extinção de

arco elétrico. São eles:

( ) Grande volume de óleo (GVO), pequeno volume de óleo

(PVO), sopro magnético, ar comprimido, vácuo, gás.

,

( ) Oleo, motorizado, comando local, comando remoto, termo

magnético.

( ) Automática de mola, de manivela.

3. As chaves seccionadoras:

( ) São dispositivos destinados a realizar manobras de abertura

e fechamento de um circuito elétrico com carga.

( ) São dispositivos destinados a realizar manobras de abertura e

fechamento de um circuito elétrico durante um curto-circuito.

( ) São dispositivos destinados a realizar manobras de abertura

e fechamento de um circuito elétrico sem carga.

4. Sobre o transformador:

( ) Na subestação primária os transformadores podem ser monofásicos

ou trifásicos, dependendo da necessidade do consumidor.

( ) A principal função do óleo no transformador é refrigerar e isolar.

( ) Os sistemas de refrigeração nos transformadores são refrigeração

natural (ONAN), ventilação forçada (ONAF), circulação

forçada do óleo (OFAF), refrigeração à água (OFWF).

5. Transformadores para instrumentos:

( ) Têm a finalidade de proteger as instalações elétricas.

( ) Têm a finalidade de reduzir a tensão e a corrente para alimentar

a proteção e a medição.

( ) Têm a finalidade de elevar a tensão e a corrente para alimentar

a proteção e a medição.


l

1

•

• •

As instalações elétricas de alta tensão são projetadas e construídas

para promover a distribuição e a transformação da energia elétrica, suprindo

determinada instalação. Eventualmente ocorrem algumas anomalias que interferem

em seu funcionamento normal, as quais não podem causar nenhum

dano aos equipamentos da subestação, e também não podem oferecer nenhum

risco à integridade dos profissionais que estão atuando com a subestação,

por este motivo existe o sistema de proteção.

5.1 Características da proteção

O objetivo básico do sistema de proteção nos equipamentos elétricos é

detectar a ocorrência de alguma anomalia e isolá-la o mais rápido possível.

Para que o sistema de proteção cumpra a sua função, ele deve possuir

algumas características que são fundamentais:

• Seletividade;

• Rapidez;

• Confia bi I idade;

• Exatidão;

• Sensi bi I idade .

5.1.1 Seletividade de operação

A seletividade de um sistema de proteção é importante para fazer com

que somente o dispositivo de proteção que esteja mais próximo a montante 5

da anomalia atue, evitando desligamentos desnecessários de circuitos do

sistema elétrico que poderiam permanecer energizados.

Exemplo

No caso da ocorrência de uma anomalia indicada na Figura 5.1, a seletividade

da proteção faz com que somente o disj untor do circuito da

adm inistração desligue e não o disjuntor geral.

Caso ocorresse o contrário, poderia se afirmar que a seletividade da

proteção não está correta, pois o desl igamento do disj untor geral iria

desabastecer de energia elétrica os circuitos da fábrica e dos fornos,

que não apresentam nenhum defeito.

5

Um ponto a montante significa que esse local antecede um determinado ponto que está sendo utilizado

como referência. Por exemplo: a represa está a montante da usina.


Disjuntor

geral

Administração

Fábrica

Fornos

Figura 5.1: Diagrama unifilar do trecho de uma instalação elétrica

com indicação de uma falha no circuito da Administração.

5.1.2 Rapidez de operação

Quando da ocorrência de uma anomalia, o sistema de proteção deve

operar o mais rapidamente possível, de modo a diminuir os danos que são

causados pela permanência da anomalia no sistema elétrico.

5.1.3 Confiabilidade

Durante a operação normal das instalações elétricas, o sistema de proteção

permanece despercebido, porém na ocorrência de uma anomalia ele

deve atuar e neste momento é que o sistema precisa se apresentar confiável

e seguro.

O longo período em que o sistema de proteção permanece sem atuar,

devido a não ocorrência de uma anomalia na rede elétrica, exige que todos

os componentes do sistema sejam simples, robustos e testados periodicamente,

para garantir que na ocorrência de uma anomalia a proteção atue

perfeita mente.

5.1.4 Exatidão na operação

No exemplo apresentado na Figura 5.1 a anomalia ocorrida no circuito

da administração deve promover o desligamento do disjuntor que protege

esse circuito e não o disjuntor da fábrica ou dos fornos.


Apesar de parecer óbvio, quando se trata de instalações elétricas de

alta tensão, a questão requer atenção, pois os sistemas de proteção são dotados

de dispositivos externos aos disjuntores e se o seu circuito de comando

não estiver ligado no disjuntor correto, pode haver uma atuação no circuito

errado.

5.1.5 Sensibilidade de operação

O sistema de proteção deve conseguir distinguir uma anomalia de uma

oscilação normal dos parâmetros da rede elétrica e também deve ser sensível

o suficiente para identificar pequenas transgressões dos parâmetros de monitoramento,

de forma a atuar quando se caracterizar a ocorrência de uma

pequena anomalia que, eventualmente, poderia passar despercebida.

5.2 Dispositivos de proteção

Para que a proteção cumpra a sua função, são empregados alguns

dispositivos no sistema elétrico que precisam atuar de forma coordenada,

como, por exemplo:

• Transformadores para instrumentos;

• Disjuntores;

• Relés;

• Fusíveis.

5.2.1 Transformadores para instrumentos

Os transformadores para instrumentos empregados em um sistema de

proteção atuam de forma integrada aos relés e aos disjuntores. Sua função é

monitorar permanentemente as informações de tensão e corrente do sistema

elétrico, conforme apresentado no capítulo 4, no item 4.8.

Como o próprio nome já diz, o Transformador de Corrente (TC) reduz

os valores de corrente que percorrem os circuitos principais de alta tensão

para valores mais reduzidos. Como os relés não poderiam ser conectados em

alta tensão, o TC também promove a isolação elétrica entre o circuito de alta

tensão e o próprio relé.

O Transformador de Potencial (TP) reduz o valor de tensão para valores

mais baixos de tal forma que seja possível a conexão ao relé.

Também existem TPs e TCs específicos para serem empregados na

medição de energia elétrica. Uma das principais diferenças dos transforma-


dores de proteção para os transformadores de medição é que os de proteção

precisam suportar os elevados valores de tensão e corrente que ocorrem nas

anomalias e enviar essas informações para os relés.

Nos transformadores de medição, quando ocorre um valor elevado, seja

de tensão ou de corrente, ele satura, porque o medidor de energia não precisa

registrar o que ocorre durante uma anomalia em um curto intervalo de tempo.

Se não ocorrer essa saturação, o medidor ligado da saída do transformador

pode inclusive queimar, pois ele é muito mais sensível do que o relé.

Exemplo

Resposta

Um TC de medição e um TC de proteção de mesmos valores nominais

de corrente, 50:5, estão conectados em um circuito por onde percorre

uma corrente nominal de 30 A. O TC de medição satura com uma corrente

de duas vezes a sua corrente nominal e o TC de proteção satura

com uma corrente de vinte vezes a sua corrente nominal. Na ocorrência

de um curto-circuito, em um determinado instante a corrente chega

a atingir 400 A. Qual a corrente que circula no secundário dos dois TCs

na condição normal de operação e no momento do curto-circuito?

A relação de transformação de ambos os TCs é de 50:5, ou seja, dividindo

50 por 5, obtemos uma relação de 10: 1.

Dividindo os 30 A que percorre o circuito primário pela relação de

transformação ( 1 O: 1) temos a corrente do secundário de 3 A para os

dois TCs na condição normal de operação.

Na ocorrência do curto-circuito, ambos os TCs possuem comportamentos

diferentes.

O TC de proteção satura com vinte vezes a corrente nominal, o que

corresponde a uma corrente primária de 1.000 A (20 x 50). Como a

corrente do curto-circuito foi inferior à corrente de saturação, a corrente

no circuito secundário do TC de proteção será proporcional a sua

relação de transformação, ou seja, dividindo os 400 A da corrente de

curto-circuito pela relação de transformação de 10:1, teremos uma

corrente secundária de 40 A no instante do curto-circuito.

O TC de medição satura com duas vezes a corrente nominal, ou seja,

100 A (2 x 50). Neste caso a corrente de saída do TC durante o curto

-circuito será de apenas 10 A devido à sua saturação.

5.2.2 Disjuntores

Os disjuntores estão apresentados com mais detalhes no capítulo 4 no

item 4.4, entretanto podemos destacar neste capítulo algumas características

dos disjuntores que são importantes em um sistema de proteção.


Uma vez recebida a informação do comando de abertura, seja manual

ou por intermédio do relé, o disjuntor deve promover a interrupção do circuito

de um modo muito rápido.

Caso a abertura do disjuntor tenha sido comandada por um relé, em

função da ocorrência de um curto-circuito, ou outra anomalia, a demora na

interrupção do circuito pelo disjuntor ocasiona um aumento do dano na instalação

elétrica devido à anomalia ocorrida.

Quando o disjuntor é especificado para ser instalado em determinado

ponto do circuito, além da corrente nominal também é necessário definir a

corrente de curto-circuito calculada no ponto onde o disjuntor será instalado.

A corrente de curto-circuito é definida pela fórmula a seguir:

Ice == ~

Sendo:

Ice - corrente de curto-circuito

U - tensão

Z - impedância

Portanto, a corrente de curto-circuito depende da tensão e da impedância.

A impedância é a composição da resistência e da reatância, que são

parâmetros que se alteram de acordo com a sua posição ao longo do circuito

elétrico.

Quanto mais perto da fonte de alimentação (no caso de uma subestação

seria no ponto de entrega da energia pela distribuidora) menor será a

impedância, portanto maior a corrente de curto-circuito, e quanto mais afastado

da fonte de alimentação, ou seja, mais próximo da carga, maior será a

impedância em função dos cabos e dispositivos elétricos existentes, portanto

menor será a corrente de curto-circuito.

Definida a corrente de curto-circuito, pode-se especificar o disjuntor

para essa necessidade. Caso o disjuntor tenha que efetuar a interrupção de

um curto-circuito de uma corrente superior ao que ele suporta, pode ocorrer

de o equipamento não operar corretamente e vir a se danificar.

Vale destacar que a operação durante um curto-circuito prejudica a

vida útil do disjuntor, uma vez que é uma condição severa de funcionamento,

portanto, caso o disjuntor venha a realizar várias interrupções em curto

-circuito, ele deve passar por uma manutenção preventiva em um intervalo

de tempo menor do que o normal, para avaliar as suas condições e permitir

que ele continue operando normalmente.


5.2.3 Relé

Os relés são equipamentos que desempenham um papel fundamental

na proteção de um sistema elétrico. A proteção principal de uma instalação

elétrica de alta tensão geralmente é realizada por meio dos relés que atuam

de forma integrada com os transformadores para instrumentos e com os

disjuntores.

Comumente os relés possuem três elementos internos que regem a sua

- operaçao:

• Elemento sensor;

• Elemento comparador;

• Elemento de atuação.

A informação recebida dos transformadores para instrumentos é monitorada

a todo momento pelo elemento sensor, que envia essa informação

ao elemento comparador que compara a informação recebida dos transformadores

para instrumentos com os valores programados nos relés. Caso

ocorra a ultrapassagem de algum parâmetro, é enviada uma informação para

o elemento de atuação que emite um comando para operação do disjuntor.

Existem diversas funções para os relés. Para cada função são definidos

os parâmetros que determinam a ocorrência de uma anomalia, quando

ultrapassados.

As funções dos relés são identificadas por números que estão apresentados

no Apêndice A. Compete à distribuidora de energia elétrica local determinar

as funções básicas dos relés de proteção que devem ser instalados.

O projetista da subestação pode determinar a necessidade de instalação de

mais funções de proteção, entretanto no mínimo as funções indicadas pela

distribuidora devem ser empregadas. Seguem as principais funções exigidas

pelas d istri bu idoras.

Proteção de tensão

• 27 - Relé de Subtensão: atua quando a tensão de entrada é menor

que um valor predeterminado.

• 47 - Relé sequência de fase: atua para um valor predeterminado

de tensão polifásica, na sequência de fase estabelecida.

• 59 - Relé de sobretensão: atua quando a tensão de entrada é

maior que um valor predeterminado.

Normalmente, esses relés são alimentados pelos transformadores de

potencial (TP) instalados nos cubículos de proteção.


Proteção de corrente

• 50 - Relé de sobrecorrente instantâneo: atua instantaneamente,

por valor de corrente superior a um limite predeterminado.

• 51 - Relé de sobrecorrente temporizado em circuito de CA: atua

com retardo intencional de tempo quando a corrente de entrada

excede um valor predeterminado, no qual a corrente de entrada e o

tempo de operação são relacionados de modo definido ou inverso.

Os relés de corrente são alimentados pelo transformador de corrente

(TC), instalado no cubículo de proteção. A N BR 14039, de 2005, proibiu

novas instalações com relé primário de retardo a liquido, o que é seguido

pelas concessionárias de energia.

Algumas subestações podem ainda contar com funções adicionais,

que podem ser úteis dependendo de suas características. Vale destacar que

a instalação dessas funções só pode ser realizada com permissão da distribuidora

de energia elétrica.

• 79 - Relé de religamento automático: controla o religamento e o bloqueio

automático de um disjuntor de CA. Exemplo: envia um comando

de ligação ao disjuntor após a ocorrência do desligamento.

• 83 - Relé de controle seletivo/transferência automática: dispositivo

que seleciona automaticamente uma dentre várias fontes ou

condições em um equipamento e permite realizar uma operação

de transferência. Exemplo: quando uma subestação possui dois

circuitos de entrada e ocorre a falta de tensão do circuito principal,

essa função realiza a manobra para transferir a carga da subestação

para o outro circuito.

• 86 - Relé de bloqueio de religamento: utilizado para desligar dispositivos

e equipamentos e mantê-los inoperantes.

• 81 - Relé de frequência: opera quando a frequência, ou sua taxa

de variação, está fora dos limites preestabelecidos. Observação: o

relé 81 é exigido por algumas concessionárias quando o consumidor

possui gerador e seu sistema permite transferência automática por

falta de fase.

Nas subestações que possuem transformadores de potências elevadas,

comumente superior a 500 kVA, é comum a instalação de outros relés com

mais funções para oferecer maior segurança na operação da subestação.

Não há restrição para instalação desses relés adicionais em transformadores

de menor capacidade, entretanto nestes casos, como o valor do

transformador não é tão elevado, a instalação desses dispositivos pode ser

considerada economicamente inviável, sendo muito caro quando comparado

com o valor do equipamento.


A seguir estão indicadas as funções de proteção adicionais que podem

ser instaladas nos transformadores.

• 49 - Relé térmico para máquina ou transformador: age quando a

temperatura de um equipamento excede um valor predeterminado.

• 63 - Relé de pressão de líquido, gás ou vácuo: atua por um valor

predeterminado de pressão, ou por uma dada taxa de sua variação.

Exemplo: relé Buchholz ou relé de gás.

• 71 - Relé de nível de gás ou líquido: trabalha por valores ou por

taxas de variação de nível predeterminados. Exemplo: nível de óleo

do transformador.

• 87 - Relé diferencial: atua por diferença de percentual entre duas

ou mais grandezas elétricas. Exemplo: opera em função das diferenças

provenientes do desequilíbrio existente entre as correntes de

entrada e saída do transformador.

• 26 - Relé térmico do equipamento: age quando a temperatura de

um equipamento ou parte dele ultrapassa os limites predeterminados.

Atualmente os relés mais apropriados para serem instalados para a

proteção de instalações elétricas de alta tensão são os microprocessados,

mas também existem relés eletromecânicos e estáticos, também chamados

de analógicos. A seguir são apresentadas algumas vantagens dos relés microprocessados

em relação aos demais.

• Permite comunicação remota;

• Maior precisão;

• Pode possuir várias funções agregadas em um único relé;

• Pode ser provido de uma rotina de identificação de falha em seu

funcionamento;

• Permite o registro do histórico de atuações.

5.2.4 - Fusíveis

Nas subestações de média tensão, normalmente utilizam-se fusíveis

como proteção dos transformadores, dos cabos e do TP.

A característica de sua atuação é baseada na fusão de um elemento

fusível, denominado elo, provocado pelo aquecimento gerado pelo efeito

joule, proveniente da circulação das sobrecorrentes de longa duração ou das

correntes de curtos-circuitos.


Os fusíveis uti I izados nas subestações para média tensão são do tipo

HH, constituídos por um invólucro de material isolante, geralmente porcelana

vitrificada. Em seu interior, fica o elo, envolto em areia especial.

A escolha do fusível deve ser rea I izada com base em critérios específicos,

por exemplo: corrente, tensão e tempo de atuação (rápido ou retardado).

,,

Figura 5.2: Fusível HH

5.3 Exercícios

1. Quais são as características principais de um sistema de proteção?

2. Qual a diferença entre um TC de medição e um TC de proteção?

3. Por que é importante preocupar-se com a corrente de curto-circuito

de um disjuntor de subestação?

4. Quais são os três elementos de um relé?

5. Quais são as funções básicas de proteção que toda subestação

deve ter?


•

• •

Todo trabalho que envolve eletricidade deve ser cercado de todos os

aspectos de segurança possíveis para minimizar o risco de ocorrer um acidente.

Existem aspectos de segurança específicos que devem ser atendidos

para as atividades em subestações que serão abordados nos itens a seguir.

6.1 Aplicações da NR-10 em subestações

Quando se trata de segurança em instalações elétricas, independente

da tarefa que está sendo executada, é necessário que a Norma Regulamentadora

número 10 do Ministério do Trabalho e Emprego seja atendida.

A norma possui um capítulo destinado exclusivamente ao trabalho

executado em alta tensão, destacando que a N R-1 O considera alta tensão

como sendo toda tensão superior a 1.000 V em corrente alternada e 1.500 V

em corrente contínua entre fase e fase e entre fase e neutro.

O Capítulo 7 da NR-10, que trata dos "Trabalhos envolvendo alta tensão

(AT)", está reproduzido a seguir com o destaque para cada parágrafo,

ilustrando o que deve ser feito nas subestações de consumidores para o seu

atendimento.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .1 Os trabalhadores que intervenham em instalações elétricas energizadas

com alta tensão, que exerçam suas atividades dentro dos limites estabelecidos

como zonas controladas e de risco, conforme Anexo 1, devem atender ao

disposto no item 10.8 desta N R.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Primeiramente é necessário identificar a zona controlada e a zona de

risco. O Anexo I da NR-10 determina essas regiões.

Rr

ZR

PE

e

Q)

E

,::::,

e:

~

o

"O

ro

ê:

Q)

E

ro

Figura 6.1: Identificação da zona de risco e da zona controlada a partir de um ponto energizado em alta tensão.


Faixa de tensão nominal

da instalação

elétrica em kV

Rr - Raio de delimitação

entre zona de risco e

controlada em metros

Rc - Raio de delimitação

entre zona controlada

e livre em metros

<1

> 1 e <3

>3e <6

>6 e <10

>10e<15

>15 e <20

>20 e <30

>30 e <36

>36 e <45

>45 e <60

>60 e <70

>70e<110

>110 e <132

>132 e <150

>150 e <220

>220 e <275

>275 e <380

>380 e <480

>480 e <700

0,20

0,22

0,25

0,35

0,38

0,40

0,56

0,58

0,63

0,83

0,90

1,00

1, 1 O

1,20

1,60

1,80

2,50

3,20

5,20

0,70

1,22

1,25

1,35

1,38

1,40

1,56

1,58

1,63

1,83

1,90

2,00

3, 10

3,20

3,60

3,80

4,50

5,20

7,20

Fonte: Norma Regulamentadora número 10 do Ministério do Trabalho e Emprego

Figura 6.2: Distâncias da zona de risco e da zona controlada a partir de um ponto energizado em alta tensão.

Com o objetivo de exemplificar a distância de segurança, vamos analisar

uma subestação de consumidor com a tensão elétrica de 13,8 kV. Neste

caso a zona de risco compreende um afastamento a partir do ponto energizado

até a distância de 0,38 m ou 38 cm. O afastamento que compreende

a zona controlada inicia a partir da distância de 0,38 m do ponto energizado

e se projeta até 1,38 m.

Caso seja invadida a zona de risco, o profissional estará sujeito aos

efeitos do campo eletromagnético. Essa atividade é considerada de trabalho

em linha viva, que em subestações de tensão inferior a 69 kV não é executada

em função das pequenas distâncias existentes entre as fases e entre fase

e terra. Nestes casos os profissionais somente trabalham afastados do ponto

energizado.

O item 1 O. 7 .1 da N R-1 O se aplica aos profissionais que efetuam qua 1-

quer atividade nas subestações dos consumidores que estejam energizadas,

como, por exemplo, uma manobra de religamento. Esta afirmação deve-se ao

fato de que pode ocorrer de o profissional ficar a uma distância do barramento,

ou de uma parte energizada de um equipamento, correspondente à zona

controlada.

Sendo assim, esse item determina que os profissionais que atuam com

instalações elétricas energizadas em alta tensão devem atender ao disposto


no item 10.8 da NR-10, que determina o perfil de um trabalhador da área

elétrica que esteja habilitado, qualificado, capacitado e autorizado.

Ou seja, para atuar em uma subestação energizada de acordo com o

item 1 O. 7 .1 da N R-1 O, o profissional deve atender a pelo menos uma das

classificações profissionais determinadas no item 10.8.

A Figura 6.3 apresenta um resumo das classificações dos profissionais

determinadas pelo item 10.8 da NR-10.

Habilitação, qualificação, capacitação e

autorização dos trabalhadores

Formação no

Sistema Oficial de Ensino

1 Qualificado 1

Registro no

conselho de

e.lasse

1 HabiJJtado 1

~

Formação na empresa

Recebe capacitação dirigida

especifica e trabalha sob

responsabilidade de um

,profissional habilitado

1 Capacitado 1

~

Treinamento em segurança (NR-10) + anuência, formal da empresa

Autorizado

•

o

e:

~

CI..

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Figura 6.3: Requisitos para determinação da classificação dos profissionais de acordo com a NR-10.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .2 Os trabalhadores de que trata o item 1 O. 7 .1 devem receber treinamento

de segurança , específico em segurança no Sistema Elétrico de Potência

(SEP) e em suas proximidades, com currículo mínimo, carga horária e demais

determinações estabelecidas no Anexo li desta NR.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Os profissionais que executem atividades nas subestações energizadas

devem realizar o curso complementar da NR-10, também conhecido como

curso do SEP. Para realizá-lo, é pré-requisito ter frequentado o curso básico de

NR-10. A seguir está reproduzido o conteúdo programático do curso do SEP.


2. CURSO COMPLEMENTAR - SEGURANÇA NO SISTEMA

ELÉTRICO DE POTÊNCIA (SEP) E EM SUAS PROXIMIDADES.

,

E pré-requisito para frequentar esse curso complementar ter participado, com aproveitamento satisfatório,

do curso básico definido anteriormente.

Carga horária mínima - 40h

1 - Programação mínima:

1. Organização do Sistema Elétrico de Potência (SEP).

2. Organização do traba lho:

a) programação e planejamento dos serviços;

b) traba lho em equipe;

c) prontuário e cadastro das instalações;

d) métodos de trabalho; e

e) comunicação.

3. Aspectos comportamentais.

4. Condições impeditivas para serviços.

5. Riscos típicos no SEP e sua prevenção (*):

a) proximidade e contatos com partes energizadas;

b) indução;

c) descargas atmosféricas;

d) estática;

e) campos elétricos e magnéticos;

f) comunicação e identificação; e

g) traba lhos em altura, máquinas e equipamentos especiais.

6. Técnicas de análise de Risco no SEP (*)

7. Procedimentos de traba lho - aná lise e discussão. (*)

8. Técnicas de trabalho sob tensão: (*)

a) em linha viva;

b) ao potencial;

c) em áreas internas;

d) traba lho a distância;

e) trabalhos noturnos; e

f) ambientes subterrâneos.

9. Equipamentos e ferramentas de trabalho (escolha, uso, conservação, verificação, ensaios) (*).

10. Sistemas de proteção coletiva (*).

11. Equipamentos de proteção individua l (*).

12. Posturas e vestuários de trabalho (*).

13. Segurança com veícu los e transporte de pessoas, materiais e equipamentos (*).

14. Sinalização e isolamento de áreas de trabalho (*).

15. Liberação de instalação para serviço e para operação e uso(*).

16. Treinamento em técnicas de remoção, atendimento, transporte de acidentados(*).

17. Acidentes típicos (*) - análise, discussão, medidas de proteção.

18. Responsabi lidades (*).


,

E possível notar no conteúdo do curso que a maior parte do estudo é

dirigido aos aspectos de segurança da atividade que o profissional exerce em

alta tensão. Esse direcionamento é apontado pelo asterisco existente ao final

de cada tópico que significa:

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

(*) Esses tópicos devem ser desenvolvidos e dirigidos especificamente para as

condições de trabalho características de cada ramo, padrão de operação, de

nível de tensão e de outras peculiaridades específicas ao tipo ou condição especial

de atividade, sendo obedecida a hierarquia no aperfeiçoamento técnico

do trabalhador.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Por exemplo, se o profissional atuar com linhas de transmissão de alta

tensão, o curso complementar deve ser direcionado para os aspectos de segurança

na execução de atividades nas linhas de transmissão.

Da mesma forma, o curso deve ser direcionado no caso dos profissionais

que executem atividades em outras instalações de alta tensão, como

linhas de distribuição aérea, cabos de distribuição subterrânea, grandes motores

elétricos alimentados com alta tensão, subestações conforme abordado

neste livro, entre outros.

O item 1 O. 7 .3 determina que não é permitida a execução de nenhum

trabalho em uma instalação elétrica energizada em alta tensão de forma

individual.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .3 Os serviços em instalações elétricas energizadas em AT, bem como

aqueles executados no Sistema Elétrico de Potência (SEP), não podem ser

realizados individualmente.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

As atividades que podem ser desenvolvidas nas subestações de consumidores

geralmente são manutenção ou manobra (desligamento e religamento).

A realização de uma manutenção geralmente requer uma grande quantidade

de pessoas em função do volume de serviço que deve ser rea I izado em

um curto espaço de tempo, portanto um serviço de manutenção geralmente

já é realizado por mais de uma pessoa.

O religamento de uma subestação de consumidor é uma atividade relativamente

comum e que em muitas empresas é realizada de forma individual

por um profissional responsável por essa tarefa.

Em determinado momento da operação de desligamento ou religamento

de uma subestação de consumidor, a instalação elétrica está energizada com

alta tensão, portanto o item 10.7.3 da NR-10 é aplicável para estes casos.

A norma não determina o perfil da outra pessoa que esteja acompanhando

o profissional na realização de sua atividade. Considerando que a


outra pessoa que acompanha o profissional responsável pelo religamento

(somente para que ele não esteja sozinho) também estará na zona controlada,

esse profissional também deve ser autorizado de acordo como determina

o item 10.8 da NR-10.

Utilizando a forma mais prudente de análise, pode-se considerar que o

mais apropriado é que a outra pessoa que acompanha o profissional que fará

o religamento, somente para que este não esteja sozinho, deve ter as mesmas

qualificações. Afinal, ele também estará dentro de uma subestação, portanto

precisa conhecer os riscos existentes no local.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .4 Todo trabalho em instalações elétricas energizadas em AT, bem como

aquelas que interajam com o SEP, somente pode ser realizado mediante ordem

de serviço específica para data e local, assinada por superior responsável pela

,

area.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

De acordo com o item 10. 7 .4, todo trabalho em subestações somente

pode ser realizado após a emissão de uma ordem de serviço. Muitas empresas

já possuem a sistemática de utilização de ordens de serviço para as

suas atividades rotineiras. Costumeiramente o setor de manutenção trabalha

desta forma, porém as atividades em subestações eventualmente não passam

por essa rotina, entretanto, de acordo com este item da NR-10, essas

atividades também devem ser contempladas pelas ordens de serviço.

A empresa deve possuir um plano de emergência (conforme item

10.12 da NR-10) que preveja, por exemplo, um incêndio nas instalações

onde se faz necessário o desligamento da subestação. Outra situação de

emergência também pode ser um desligamento da subestação durante o horário

de expediente, sendo necessário o religamento rápido para não interferir

demasiadamente na rotina da empresa, ou ainda um desligamento fora do

horário de expediente, onde não está presente um líder que possa assinar a

ordem de serviço.

Nestes casos cabe uma interpretação da norma porque não é possível

que uma empresa fique, por exemplo, todo o final de semana sem energia

em função de um desligamento na sexta-feira à noite, visto que somente na

segunda-feira de manhã chegará o supervisor da manutenção, que é quem

possui delegação para assinar a ordem de serviço.

Nestes casos o plano de emergência pode prever uma sistemática

onde o serviço é executado e posteriormente deve ser realizado o registro da

ocorrência, destacando a urgência da execução da tarefa.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .5 Antes de iniciar traba lhos em circuitos energizados em AT, o superior

imediato e a equipe, responsáveis pela execução do serviço, devem realizar

uma avaliação prévia, estudar e planejar as atividades e ações a serem desenvolvidas

de forma a atender os princípios técn icos básicos e as melhores

técnicas de segurança em eletricidade aplicáveis ao serviço.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •


A atividade apresentada no item 1 O. 7 .5 da norma já é realizada em

muitas empresas com o nome de análise preliminar de risco ou simplesmente

análise de risco.

Essa análise deve ser feita antes da execução de cada tarefa, sendo

uma emergência ou não, onde os profissionais envolvidos planejam as suas

ações, identificam onde estão localizados os riscos envolvidos e determinam

as medidas de controle para mitigar esses riscos.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .6 Os serviços em instalações elétricas energizadas em AT somente podem

ser realizados quando houver procedimentos específicos, detalhados e

assinados por profissional autorizado.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

O item 1 O. 7 .6 determina que toda tarefa executada em uma subestação

deve ter um procedimento de trabalho. Esse procedimento deve conter

a descrição das tarefas que serão executadas passo a passo, indicando os

profissionais que devem executá-las, os riscos envolvidos e as medidas de

controle.

,

E comum encontrar em subestações de consumidores o procedimento de

religamento fixado na parede, porém existem outras tarefas, como a manutenção,

que também devem ser contempladas no procedimento.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

10.7.7 A intervenção em instalações elétricas energizadas em AT dentro dos

limites estabelecidos como zona de risco, conforme Anexo I desta NR, somente

pode ser real izada mediante a desativação, também conhecida como bloqueio,

dos conjuntos e dispositivos de religamento automático do circuito, sistema ou

equipamento.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Este item normalmente é utilizado pelas distribuidoras de energia elétrica,

em função dos religamentos automáticos dos circuitos.

Logo após a ocorrência de um curto-circuito, que venha a promover

o desligamento de um disjuntor da subestação da distribuidora, o relé de

religamento envia um comando para que o disjuntor seja religado automaticamente.

Caso esteja sendo executado algum serviço com o circuito energizado, o

desligamento do disjuntor pode, eventualmente, ter sido ocasionado por uma

pessoa que sofreu um choque elétrico. Neste caso o religamento faz com que o

choque elétrico persista, aumentando o dano causado no acidente. Em virtude

dessa característica, a execução de uma tarefa em um circuito energizado, em

que o seu disjuntor possua dispositivo de religamento, requer que seja realizada

a desativação dessa função durante a realização do serviço.


Algumas distribuidoras permitem que as subestações de consumidor

possuam rearme automático, que, diferente do religamento, permite que o

disjuntor seja fechado de forma automática se a sua abertura foi provocada

pela falta de tensão e não por outros motivos, como um curto-circuito. Vale

lembrar que essa condição deve ser prevista no projeto de proteção e deve

ser aprovado pela distribuidora.

A AES Eletropaulo, por exemplo, permite que o rearme ocorra após o

retorno da tensão na rede de distribuição e após o intervalo de tempo de, no

mínimo, dois minutos.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7. 7 .1 Os equipamentos e dispositivos desativados devem ser sinalizados

com identificação da condição de desativação, conforme procedimento de trabalho

específico padronizado.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Dentro do mesmo subitem simplesmente é preciso observar que essa

desativação deve ser sinalizada claramente, para evitar que inadvertidamente

alguém venha a colocar o dispositivo de religamento em operação antes

do término da atividade.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7 .8 Os equipamentos, ferramentas e dispositivos isolantes ou equipados

com materiais isolantes, destinados ao trabalho em alta tensão, devem ser

submetidos a testes elétricos ou ensaios de laboratório periódicos, obedecendo-se

às especificações do fabricante, aos procedimentos da empresa e na

ausência desses, anualmente.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Nas atividades em alta tensão nas subestações é possível encontrar

equipamentos, ferramentas, materiais e dispositivos isolantes, destinados ao

trabalho em alta tensão. Normalmente, nas estações de consumidor encontramos

os itens a seguir e que devem ser ensaiados conforme item 10. 7 .8

da norma .

• Luva de borracha;

• Bastão de manobra;

• Tapete de borracha;

• Capacete de segurança;

• Manga de borracha .

Sendo assim, estes itens devem ser submetidos a testes para verificar

a sua condição de isolação elétrica. Para realizar a verificação, deve ser utilizado

o ensaio de tensão aplicada, entretanto podem ser realizados outros

testes, como, por exemplo, o teste de estanqueidade da luva isolante para

verificação se não há nenhum furo. Havendo a reprovação da luva, não há

conserto e ela precisa ser substituída.


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Figura 6.4: Luvas isolantes de borracha para alta tensão.

Algumas empresas não estão habituadas a realizar os ensaios de isolação

elétrica nos outros equipamentos além da luva, porém se considerarmos

que eles são dispositivos isolantes que garantem a segurança dos profissionais

que atuam na subestação, a realização do seu ensaio é necessária de

acordo com o item 10. 7 .8 da NR-10.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

1 O. 7. 9 Todo traba lhador em instalações elétricas energizadas em AT, bem

como aqueles envolvidos em atividades no SEP, devem dispor de equipamento

que permita a comunicação permanente com os demais membros da equipe

ou com o centro de operação durante a rea lização do serviço.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

No último item do capítulo de alta tensão, a NR-10 simplesmente

pede que os profissionais que estejam atuando em uma instalação elétrica

de alta tensão, no caso do foco deste livro estamos falando das subestações

de consumidores, devem possuir um dispositivo de comunicação. A norma

não especifica detalhes desse dispositivo, portanto pode ser celular, rádio ou

algum outro sistema que permita a comunicação permanente.

Tratando de unidades consumidoras, geralmente não há um centro de

operações para o pessoal da manutenção. Essa denominação é comumente

a pi icada às distribuidoras de energia elétrica , portanto esse dispositivo de

comunicação deve permitir o contato com os demais membros da equipe.

6.2 Desenergização de subestações

As atividades em instalações elétricas podem ser realizadas com o

circuito energizado ou desenergizado. Em subestações de consumidores,

poucos serviços podem ser executados com o circuito energizado, como o

desligamento ou o religamento da subestação, ou então a realização do ensaio

de termovisão, que identifica pontos de sobreaquecimento em função

de algum defeito em um equipamento ou em uma conexão do barramento.


As atividades de manutenção geralmente são realizadas com o circuito

desenergizado. Existem seis etapas que devem ser cumpridas para que se

possa considerar o circuito denesergizado. São elas:

• Desligar;

• Isolar;

• Bloquear;

• Testar;

• Aterrar;

• Sinalizar.

Somente após realizadas as seis etapas é que se pode considerar que

a subestação está desenergizada e o trabalho pode ser realizado com maior

segurança.

Caso alguma das seis etapas apresentadas não seja executada por

qualquer motivo, a subestação não deve ser considerada desenergizada, portanto

devem ser tomadas todas as precauções e utilizados todos os EPls,

como se a subestação estivesse energizada, mesmo que ela já esteja desligada

(sem tensão).

Vamos realizar uma análise para entender melhor a diferença entre

desligado e desenergizado. Desligar refere-se à simplesmente promover a

abertura da alimentação do circuito, ou seja, abrir o disjuntor ou a chave

seccionadora. O desligamento é somente a primeira das seis etapas da desenergização.

O isolamento refere-se ao desligamento de outros dispositivos

que isolem fisicamente o trecho da instalação elétrica onde será realizado o

•

serviço.

A figura a seguir exemplifica as duas situações. Neste caso pretende-se

realizar a manutenção no transformador. Quando o disjuntor de alta tensão é

aberto, ocorre o desligamento do transformador, logo em seguida é realizada

a abertura do disjuntor de baixa tensão. A partir desse momento o transformador

está isolado.

Na terceira etapa todos os dispositivos que foram abertos (disjuntores,

chaves etc.) devem ser bloqueados de forma a impedir que uma pessoa inadvertida

religue os dispositivos, conforme a Figura 6.5.


Alimentação

Disjuntor de

alta tensão

Transformador

Disjuntor de

baixa tensão

Carga

Figura 6.5: Diagrama unifilar de uma subestação de consumidor.

Um modo apropriado de bloqueio utiliza o emprego de cadeado, em

que somente a pessoa que realmente fez o desligamento é quem pode religar

o dispositivo.

O teste é necessário para ter a certeza de que foi desligado o dispositivo

correto e de que as três fases foram interrompidas. A verificação de tensão

em uma subestação deve ser realizada com a utilização de um dispositivo

conhecido como detector de tensão.

Figura 6.6: Detector de alta tensão.


Esse dispositivo deve ser colocado na ponta do bastão de manobra

e o teste deve sempre ser realizado nas três fases, pois pode ocorrer, por

exemplo, de um disjuntor ter uma barra de tração quebrada e interromper

somente duas fases, mantendo a terceira energizada.

A quinta etapa é muito importante, pois inicialmente o aterramento

promove a descarga de energia estática ou de energia armazenada que possa

existir na subestação, e durante a realização do serviço o aterramento garante

que uma energização acidental não venha a provocar nenhum acidente.

Entretanto, para cumprir o seu papel, o aterramento deve ser instalado

nos lugares corretos e de forma apropriada.

São instalados no mínimo dois pontos de aterramento temporários para

garantir que as pessoas envolvidas no serviço estejam sempre trabalhando

dentro da região formada pelos conjuntos de aterramentos.

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Entre duas estruturas normais

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• Area de serviço ,

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Figura 6. 7: Exemplos dos pontos de instalação do conjunto de aterramento temporário.

O chamado conjunto de aterramento temporário possui quatro conectores

interligados entre si. Primeiramente um conector deve ser ligado

no aterramento, o ponto do aterramento escolhido deve sempre ser o mais

próximo possível da malha de aterramento da subestação, sendo sempre ligado

em um cabo de elevada bitola, e obviamente conectado diretamente no

cabo nu (se o cabo estiver pintado, sujo ou encapado, é preciso fazer a limpeza

do ponto antes de ligar o conector).

Depois de conectado no ponto de aterramento, realiza-se a ligação nas

fases, sempre garantindo que o conector esteja firme e não haja possibilidade

de se soltar na ocorrência de uma energização.


Figura 6.8: Conjunto de aterramento temporário.

Vale destacar que é de suma importância que primeiro deve ser instalado

o conector no aterramento e depois nas fases. Durante a retirada

do conjunto de aterramento temporário o procedimento a ser adotado é o

inverso, ou seja, primeiro retiram-se os conectores das fases a por último do

aterramento.

Por fim, a garantia de que todos os aspectos de segurança foram atendidos

é feita com a sinalização dos dispositivos que foram desligados. Também

deve ser sinalizada a área onde será realizado o serviço, a fim de evitar

que pessoas inadvertidas invadam o local.

6.3 Exercícios

1. Que capítulo da NR-10 determina as premissas para a realização

de trabalho em alta tensão?

2. Qual a distância de risco e a distância controlada a partir de um

ponto energizado em 13 ,8 kV?

3. Em que condição um profissional precisa fazer o curso complementar

de NR-10?

4. Qual a diferença entre um equipamento desligado e isolado?

5. Qual ferramenta é utilizada para verificar a ausência de tensão em

uma subestação?


•

• •

O principal objetivo deste capítulo é apresentar os conceitos básicos

de planejamento e execução das tarefas de operação e manutenção de uma

subestação, visando garantir a segurança dos equipamentos e dos profissionais

envolvidos.

7 .1 Procedimento de operação de subestações

De acordo com a NR-10, a operação e a manutenção de subestação

devem ser efetuadas por pessoas qualificadas e autorizadas, conforme estudado

no capítulo 6 deste I ivro, com treinamento prévio de N R-1 O e que

estejam familiarizados com o sistema elétrico.

Por se tratar de uma instalação de alta tensão, além do curso básico

da NR-10, o profissional também deve ter realizado o curso complementar,

curso do SEP, conforme apontado no capítulo 6 deste livro.

A NR-10 determina que o profissional que está executando a operação

na subestação não pode estar sozinho.

Não se deve realizar manobras em subestações sem o equipamento de

proteção (luvas, bastões isolantes e tapetes de borracha etc.). Todos esses

equipamentos devem ter resistência dielétrica conforme a classe de tensão e

estar de acordo com a N R-6 do Ministério do Trabalho e Emprego. As luvas

de segurança devem estar protegidas pelas luvas de proteção mecânica e

acondicionadas em local apropriado.

Existem dois tipos de operação de subestações:

• Operação programada;

• Operação de emergência.

7 .1.1 Operação programada de subestações

Em todos os serviços executados dentro da subestação é essencial que

seja feita uma programação prévia e uma lista de procedimentos a serem

executados, para assegurar que a atividade seja feita corretamente.

A norma de segurança NR-10 determina nos itens 10.7.4, 10.7.5 e

10. 7 .6 que a operação da subestação deve dispor de uma ordem de serviço,

de um procedimento de trabalho e realizar um planejamento prévio antes de

executar a atividade. Veja mais detalhes no capítulo 6.

O item 10.11 da NR-10 determina que o procedimento de trabalho

deve ser assinado por um profissional legalmente habilitado e elaborado com

a participação do serviço especializado de engenharia segurança do trabalho

(SESMT).


• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

10.11.1 Os serviços em instalações elétricas devem ser planejados e realizados

em conformidade com procedimentos de trabalho específicos, padronizados,

com descrição detalhada de cada tarefa, passo a passo, assinados por profissional

que atenda ao que estabelece o item 10.8 desta NR.

10.11.2 Os serviços em instalações elétricas devem ser precedidos de ordens

de serviço especificas, aprovadas por trabalhador autorizado, contendo, no

mínimo, o tipo, a data, o local e as referências aos procedimentos de trabalho

a serem adotados.

10.11.3 Os procedimentos de trabalho devem conter, no mínimo, objetivo,

campo de aplicação, base técnica, competências e responsabilidades, disposições

gerais, medidas de controle e orientações finais.

10.11.4 Os procedimentos de trabalho, o treinamento de segurança e saúde

e a autorização de que trata o item 10.8 devem ter a participação em todo

processo de desenvolvimento do Serviço Especializado de Engenharia de Segurança

e Medicina do Trabalho - SESMT, quando houver.

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A ordem de serviço determina a realização da operação, também chamada

de manobra, de uma subestação e deve conter:

• Motivo da manobra;

• Horário de início da manobra;

• Se há interrupção;

• Se a interrupção é total ou parcial;

• Quais os setores afetados;

• Os componentes (equipamentos) e sequência que serão manobrados;

• Condições operativas dos equipamentos que serão manobrados;

• Os EPls e EPCs que serão usados;

• Tempo total de duração;

• Solicitante da manobra;

• Responsável(is) pela(s) manobra(s) (operador);

• Em caso de entrega para manutenção, os profissionais da manutenção

que vão trabalhar;

• Data e horário em que o circuito será devolvido para religamento;

• Responsável que vai liberar o circuito;

• Os diagramas a serem consultados para manobra.

7 .1.1.1 Exemplo prático

Observando o diagrama unifilar do Apêndice D (diagrama de subestação

de consumidor conectado em tensão acima de 69 kV, é possível identificar

dois ramais de entrada alimentando dois transformadores.


A subestação encontra-se na seguinte situação:

• Ramais 1 e 2 de 88 kV energizados;

• Disjuntor 1 de 88 kV fechado;

• Disjuntor 2 de 88 kV aberto;

• Disjuntor 3 de 13,8 kV do secundário do transformador 1 fechado;

• Disjuntor 4 de 13,8 kV do secundário do transformador 2 fechado;

• Disjuntores 5 e 7, de 13,8 kV, da barra 1 de alimentação das cargas

fechados;

• Disjuntores 6 e 8, de 13,8 kV, da barra 2 de alimentação das cargas

fechados;

• Seccionadoras 7401, 7402, 7403, 7404, 7405, 7406 de 88 kV

fechadas;

• Seccionadora de interligação das barras 1 e 2 de 13,8 kV aberta;

• Transformadores 1 e 2 estão em carga, cada um alimentando 50%

da empresa.

Sequência de operação para o desligamento completo da subestação

com segurança

Doeu mentação:

a. Informar à concessionária o desligamento.

b. Informar à linha de produção da empresa o desligamento.

e. Documentação comprobatória da autorização dos profissionais

envolvidos na manobra, conforme item 10.8 da NR-10,

apresentado no capítulo 6 deste livro.

d. Procedimento de manobra conforme os itens 11 e 7 .4.5.6 da

NR-10, apresentado no capítulo 6 deste livro.

Execução da operação no local:

1. Planejar as atividades.

a. Análise de risco.

b. Definir EPI e EPC necessários à atividade.

2. Conferir condições operativas dos equipamentos a serem manobrados.

a. Meio de extinção dos disjuntores.

b. Tensão.

e. Carga.

3. Bloquear a transferência automática de 88 kV.


4. Desligar os disjuntores de carga 5 e 7 da barra 1, de 13,8 kV,

pelo comando manual elétrico ou manual mecânico.

5. Certificar a real abertura das três fases dos disjuntores 5 e 7.

6. Extrair os disjuntores 5 e 7.

7. Desligar os disjuntores de carga 6 e 8 da barra 2, de 13,8 kV,


8. Certificar a real abertura das três fases dos disjuntores 6 e 8.

9. Extrair os disjuntores 6 e 8.

10. Desligar o disjuntor 3 de 13,8 kV secundário do transformador 1


11. Certificar a real abertura das três fases dos disjuntores 3 de 13,8 kV.

12. Extrair o disjuntor 3.

13. Desligar disjuntor 4 de 13,8 kV secundário do transformador 2


14. Certificar a real abertura das três fases do disjuntor 4.

15. Extrair o disjuntor.

16. Desligar o disjuntor 1 de 88 kV pelo comando manual elétrico ou

comando manual mecânico.


18. Conferir ausência de tensão da saída do disjuntor do ramal 1 de

88 kV.

19. Conferir ausência de tensão da saída do disjuntor do ramal 2 de

88 kV.

20. Abrir seccionador 7405 e travar na posição desligada. Sinalizar

(placas, avisos, cartão).











26. Verificar condições dos equipamentos.

27. Elaborar relatório.


Caso o desligamento tenha sido executado para manutenção, deve-se:

a. Executar teste de tensão usando o detector de tensão.

b. Bloquear com bloqueio padronizado os equipamentos desligados.

e. Executar aterramento temporário.

d. Isolar a área na qual vai ser executada a manutenção.

Execução da operação de religamento

Doeu mentação:

a. 1 nformar à concessionária o religamento.

b. Informar à linha de produção da empresa o religamento.

e. Documentação comprobatória da autorização dos profissionais



d. Procedimento de manobra conforme itens 11 e 7 .4.5.6 da



a. Verificar a existência de ferramentas e materiais no local.

b. Retirar o aterramento temporário.

e. Retirar o bloqueio padronizado dos equipamentos desligados.

d. Retirar sinalização e equipamentos utilizados para demarcação

de área.

Execução da manobra:

1. Planejar a atividade.

2. Conferir condições de operação dos equipamentos a serem manobrados.


b. Tensão no ramal de entrada.

3. Retirar sinalização de "desligado".

4. Retirar bloqueio dos equipamentos bloqueados.

5. Fechar o seccionador 7404.


7. Fechar o secciona dor 7403.


9. Fechar o secciona dor 7402.

1 O. Fechar o secciona dor 7401.

11. Certificar realmente que as três fases da seccionadora estão fechadas.


12. Ligar disjuntor 1 de 88 kV pelo comando manual elétrico ou manual

mecânico.

13. Certificar real fechamento das três fases do disjuntor 1 de 88 kV.

14. Conferir a condição do disjuntor 2 de 88 kV aberta.

15. Retirar o bloqueio elétrico do disjuntor 2 de 88 kV em condição

de ligar por meio da transferência automática.

16. Inserir disjuntor 3 de 13,8 kV secundário do transformador 1 em

seu respectivo cubículo.

17. Ligar disjuntor 3 de 13,8 kV secundário do transformador 1 pelo

comando manual elétrico ou manual mecânico.

18. Certificar o real fechamento das três fases dos disjuntores 3 de

13,8 kV.

19. Inserir disjuntor 4 de 13,8 kV secundário do transformador 2 em

seu respectivo cubículo.

20. Ligar disjuntor 4 de 13,8 kV secundário do transformador 2 pelo


21. Certificar o real fechamento das três fases dos disjuntores 4 de

13,8 kV.

22. Inserir disjuntores 5 e 7 da barra 1 de 13,8 kV em seus respectivos

cubículos.

23. Ligar os disjuntores de carga 5 e 7 da barra 1 de 13,8 kV pelo


24. Certificar o real fechamento das três fases dos disjuntores 5 e 7.

25. Inserir disjuntores 6 e 8 da barra 2 de 13,8 kV em seus respectivos

cubículos.

26. Ligar os disjuntores de carga 6 e 8 da barra 2 de 13,8 kV pelo


27. Certificar o real fechamento das três fases dos disjuntores 6 e 8.

28. Habilitar transferência automática.

29. Conferir equipamento.


7 .1.1.2 Exemplo prático

Observando o diagrama unifilar do Apêndice D (diagrama de subestação

de consumidor conectado em tensão entre 3 e 35 kV), é possível

identificar um ramal de entrada alimentando uma cabine primária padrão


convencional em 13,8 kV e duas cabines secundárias com dois transformadores

de 13,8 kV para 220 V.

A subestação encontra-se na seguinte situação:

• Seccionadora tipo matthews no poste da concessionária fechada .

• Seccionadora 1 no cubículo de medição fechada.

• Seccionadora 2 no cubículo de proteção fechada .

• Disjuntor 1 de 13,8 kV geral no cubículo de proteção fechado.

• Seccionadora 3 no cubículo de proteção fechada.

• Seccionadora 4 no cubículo de proteção fechada .

• Seccionadora 5 no cubículo do transformador 1 fechada .

• Seccionadora 6 no cubículo do transformador 2 fechada.

• Disjuntor 2 de 220 V do secundário do transformador 2 fechado.

• Disjuntor 3 de 220 V do secundário do transformador 1 fechado.

• Disjuntor 4 de 220 V de interligação barra secundária aberto.

• Os transformadores 1 e 2 estão em carga, cada um alimentando

50% da empresa.

Sequência de operação para o desligamento completo da subestação

com segurança

Doeu mentação:

a. Emissão e recolhimento da ART.

b. Solicitar à concessionária o desligamento da seccionadora do

tipo matthews no poste.

e. Informar à linha de produção da empresa o desligamento.

d. Documentação comprobatória da autorização dos profissionais



e. Procedimento de manobra conforme itens 11 e 7 .4.5.6 da







2. Conferir condição operativa dos equipamentos a serem manobrados.


b. Tensão.

c. Carga.


1. Desligar o disjuntor de carga 2 secundário do transformador 2

da barra 2 de 220 V pelo comando manual elétrico ou manual

" .

mecan1co.


3. Desligar o disjuntor de carga 3 secundário do transformador 1

da barra 1 de 220 V pelo comando manual elétrico ou manual

" .

mecan1co.


5. Desligar o disjuntor principal 1 de 13,8 kV no cubículo de proteção


6. Certificar a real abertura das três fases dos disjuntor 1.

7. Concessionária abre seccionadora do tipo matthews no poste.

8. Abrir seccionadora 1 no cubículo de medição.

9. Abrir seccionadora 2 no cubículo de proteção.



12. Abrir seccionadora 5 no cubículo de transformação 1.

13. Abrir seccionadora 6 no cubículo de transformação 2.

14. Verificar equipamentos.



a. Executar teste de tensão usando o detector de tensão.

b. Bloquear com bloqueio padronizado os equipamentos desligados.

c. Executar aterramento temporário.

d. Isolar a área na qual vai ser executada a manutenção.

Execução da operação de religamento

Documentação:

a. Solicitar à concessionária o religamento da seccionadora do

tipo Matthews no poste.


b. Informar à linha de produção da empresa o religamento.

c. Documentação comprobatória da autorização dos profissionais



d. Procedimento de manobra conforme itens 11 e 7 .4.5.6 da



a. Verificar a existência de ferramentas e materiais no local.

b. Retirar o aterramento temporário.

c. Retirar o bloqueio padronizado dos equipamentos desligados.

d. Retirar sinalização e equipamentos utilizados para demarcação

de área.





2. Conferir condição operativa dos equipamentos a serem manobrados.


b. Tensão.

c. Carga.


1. Concessionária fecha seccionadora do tipo matthews no poste.

2. Fechar seccionadora 1 no cubículo de medição.

3. Fechar seccionadora 2 no cubículo de proteção.



6. Fechar seccionadora 5 no cubículo de transformação 1.

7. Fechar seccionadora 6 no cubículo de transformação 2.

8. Fechar disjuntor principal 1 de 13,8 kV no cubículo de proteção


9. Certificar o real fechamento das três fases do disjuntor 1.

10. Fechar disjuntor de carga 2 secundário do transformador 2 da

barra 2 de 220 V pelo comando manual elétrico ou manual me-

" .

can1co.



12. Fechar disjuntor de carga 3 secundário do transformador 1 da

barra 1 de 220 V pelo comando manual elétrico ou manual me-

" .

can1co.

13. Certificar o real fechamento das três fases do disjuntor 1.

14. Verificar equipamentos.


7 .1.2 Operação de emergência de subestações

Nas subestações pode ocorrer desligamentos automáticos por diversos

motivos, como segue:

1. Falta de fase no circuito de alimentação da distribuidora;

2. Interrupção total do circuito de alimentação da distribuidora;

3. Sobrecorrente na subestação;

4. Curto-circuito na subestação;

5. Aquecimento do transformador;

6. Falta de óleo no transformador;

7. Gás inflamável no transformador.

Qualquer religamento que for realizado devido a um desligamento dessa

natureza é considerado operação de emergência. O religamento pode ser

feito, desde que os seguintes pontos sejam verificados:

1. Motivo de desligamento;

2. Condições dos equipamentos;

3. A subestação deve oferecer condições técnicas de segurança para

o profissional que esteja executando a tarefa;

4. Existência dos equipamentos auxiliares da manobra.

Quando houver a necessidade de realizar uma operação de emergência,

não há tempo hábil de providenciar uma ordem de serviço e colher as

devidas assinaturas antes de realizar a operação.

Nestes casos, a operação é feita conforme procedi menta pré-elaborado

e, posteriormente, deve ser emitida a ordem de serviço com todas as operações

já realizadas e o motivo da operação. No caso de curto-circuito é preciso

indicar o local em que aconteceu e as medidas adotadas.


7 .2 Procedimento de manutenção de subestações

Na execução de trabalhos de manutenção de subestações os profissionais

devem ser qualificados e autorizados para a tarefa, bem como dispor

dos equipamentos de proteção coletiva (EPC) e equipamentos de proteção

i nd ivid uai ( EPI) necessários.

Os profissionais também devem ter recebido treinamentos técnicos sobre

a tarefa que vão executar e treinamento da norma de segurança NR-10

do Ministério do Trabalho e Emprego. As vestimentas dos profissionais devem

ser adequadas, bem como não devem portar relógio, anéis, pulseira ou

qualquer outro adorno pessoa 1, conforme determina a N R-1 O.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

10.2.9.2 As vestimentas de trabalho devem ser adequadas às atividades, devendo

contemplar a condutibilidade, inflamabilidade e influências eletromagnéticas.

,

10.2.9.3 E vedado o uso de adornos pessoais nos trabalhos com instalações

elétricas ou em suas proximidades.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Conforme estudado no item 6.2 deste livro, todo equipamento seccionado

dentro de uma subestação somente é considerado desenergizado, para

efeito de manutenção, quando estiver:

1. desligado;

2. isolado;

3. bloqueado;

4. testado;

5. aterrado;

6. sinalizado.

Essa sequência de operações está defina no item 5 .1 da N R-1 O, conforme

reproduzido a seguir.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

10.5.1 Somente serão consideradas desenergizadas as instalações elétricas

liberadas para trabalho, mediante os procedimentos apropriados, obedecida

a sequência abaixo: a) seccionamento; b) impedimento de reenergização;

c) constatação da ausência de tensão; d) instalação de aterramento temporário

com equipotencialização dos condutores dos circu itos; e) proteção dos elementos

energizados existentes na zona controlada (Anexo I); f) instalação da

sinalização de impedimento de reenergização.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

O estado da instalação desenergizada deve ser mantido até a autorização

de nova energização.

Durante a manutenção a subestação deve estar desobstruída de peças,

materiais e equipamentos alheios ao serviço e devem ser verificados os

seguintes itens:


• Disponibilidade dos EPls e EPCs;

• As portas de emergências e ou de acessos devem estar livres;

• Os extintores de incêndio (C0 2 ou pó químico) devem estar carregados

e dentro do período de validade.

Após receber a comunicação da conclusão da manobra pelo operador,

o responsável pelo serviço de manutenção deve conferir a manobra com

todos os membros da equipe, verificando se os equipamentos sob sua responsabilidade

estão isolados, sinalizados, bloqueados elétrica e mecanicamente

e, se necessário, afastados (essa conferência deve ser acompanhada

do diagrama da subestação).

Em subestação com circuitos internos e diversos postos de transformação,

ou com geradores particulares, devem ser adotados cuidados especiais

contra risco de acidentes de corrente de retorno.

Após o desligamento total de subestações providas de capacitares é

necessário esperar a descarga das correntes capacitivas antes de realizar o

aterramento temporário.

Antes de iniciar a manutenção é necessário realizar um planejamento.

Entende-se por planejar o ato de preparar antecipadamente a execução

dos serviços a serem realizados, definindo um plano ou roteiro das diversas

etapas, para ter conhecimento claro do que fazer, por que fazer, como fazer,

quando fazer e quem deve fazer.

Cabe ao responsável do serviço a ser executado distribuir as tarefas,

analisando sempre a característica do serviço, bem como o número de profissionais

necessários.

O responsável também deve verificar o uso e as condições dos EPls,

certificando-se de que toda equipe está ciente do que fazer, para que fazer e

de que maneira fazer.

Vale lembrar que a execução de um mesmo serviço nem sempre é a

mesma, e que as tarefas fora de rotina devem ter atenção especial.

As ferramentas a serem usadas devem ser adequadas às tarefas e estarem

em condições de uso, o local deve estar limpo e com ventilação e iluminação

adequada.

A manutenção em equipamentos desligados apresenta-se, à primeira

vista, como uma condição aparentemente segura para os trabalhos a serem

realizados. Entretanto, esses equipamentos podem ser energizados indevidamente

por diversos fatores, tais como tensões estáticas, indutivas, capacitivas,

erro na manobra, contato acidental com outro ponto energizado,

descargas atmosféricas e rei igamento acidenta 1.


Nestes casos, o aterramento temporário constitui a principal proteção

das pessoas envolvidas na manutenção. Essa proteção é oferecida pelo

conjunto de aterramento que, ao ser instalado de forma adequada com especificações

e a sequência correta, protege os profissionais contra os fatores

citados, desviando a corrente elétrica por um caminho de resistência ôhmica

menor que a do ser humano .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

Observação Antes do aterramente deve-se fazer o teste de tensão usando o detector

de tensão .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

7 .2.1 Tipos de manutenção de subestações

Nos equipamentos elétricos se faz necessária a manutenção para que

eles possam estar sempre disponíveis, prolongando sua vida útil. Essa manutenção

deve obedecer a:

• critérios preestabelecidos pelo fabricante dos equipamentos;

• normas técnicas;

• especificações do setor de engenharia da em presa.

Nesses critérios deve-se considerar o local de instalação dos equipamentos,

a quantidade de operação, periodicidade de manutenção, condições

físico-químicas, tensão e carga dos equipamentos.

A manutenção caracteriza-se como todo serviço de controle, conservação

e restauração de um item ou instalação com objetivo de mantê-lo em

condições satisfatórias de uso e prevenir anomalias, que possa torná-lo indisponível.

A manutenção pode ser preventiva, corretiva ou preditiva.

Manutenção preventiva é todo controle, conservação e restauração

em um item programa do seguindo os critérios preestabelecidos e com a

finalidade de mantê-lo em condições satisfatórias de operação e protegê-lo

contra ocorrências que possam aumentar sua indisponibilidade.

Manutenção corretiva em um item indisponível ou não, com ou sem

restrição, visa reparar falha ou defeito. A manutenção corretiva pode ser:

• Manutenção corretiva de emergência: intervenção de um item com a

finalidade de corrigir de imediato as condições normais de operação.

• Manutenção corretiva de urgência: intervenção de um item com

a finalidade de corrigir falhas ou defeitos o mais breve possível,

retomando as condições normais de operação.

• Manutenção corretiva programada: intervenção de um item com a

finalidade de corrigir falhas ou defeitos a qualquer tempo, voltando

às condições normais de operação.


Manutenção preditiva consiste no controle e na verificação realizados

com o objetivo de verificar as condições de operação das instalações e equipamentos.

Caso seja identificada alguma anomalia na manutenção preditiva, pode-se

programar a realização de uma manutenção corretiva ou aumentar a

frequência de monitoramento até a manutenção preventiva.

Em todas as manutenções deve ser constituído um relatório, analisando

o estado dos equipamentos, os valores de ensaios e verificadas se as

alterações detectadas em relação aos relatórios anteriores estão dentro dos

limites preestabelecidos. Esse relatório deve fazer parte do prontuário da

instalação conforme determinação da NR-10.

• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

10.2.3 As empresas estão obrigadas a manter esquemas unifilares atualizados

das instalações elétricas dos seus estabelecimentos com as especificações do

sistema de aterramento e demais equipamentos e dispositivos de proteção.

10.2.4 Os estabelecimentos com carga instalada superior a 75 kW devem

constituir e manter o "Prontuário de Instalações Elétricas'', contendo além do

disposto no item 10.2.3 no mínimo:

a) conjunto de procedimentos e instruções técnicas e administrativas de segurança

e saúde, implantadas e relacionadas a esta NR e descrição das medidas

de controle existentes;

b) documentação das inspeções e medições do sistema de proteção contra

descargas atmosféricas e aterramentos elétricos;

c) especificação dos "Equipamentos de Proteção Coletiva'' e individual e o

ferramental, aplicáveis, conforme determina esta NR;

d) documentação comprobatória da qualificação, habilitação, capacitação, autorização

dos traba lhadores e dos treinamentos realizados;

e) resu ltados dos testes de "Isolação Elétrica'' realizados em equipamentos de

proteção individual e coletiva;

f) certificações dos equipamentos e materiais elétricos aplicados em "áreas

classificadas''; e

g) relatório técnico das inspeções atualizadas com recomendações, cronogramas

de adequações, contemplando as alíneas de "a" a "f".

10.2.5 As empresas que operam em instalações ou equipamentos integrantes

do "Sistema Elétrico de Potência'' devem constituir prontuário com o conteúdo

do item 10.2.4 e acrescentar os documentos listados a seguir:

a) descrição dos procedimentos para emergências;

b) certificações dos equipamentos de proteção coletiva e individual;

10.2.5.1 As empresas que realizam trabalhos em proximidade do Sistema

Elétrico de Potência deve constituir prontuário contemplando as alíneas "a",

"c", "d" e "e", do item 10.2.4 e alíneas "a" e "b" do item 10.2.5.

10.2.6 O Prontuário de Instalações Elétricas deve ser organizado e mantido

atualizado pelo empregador ou pessoa formalmente designada pela empresa,

devendo permanecer à disposição dos trabalhadores envolvidos nas instalações

e serviços em eletricidade.

10.2. 7 Os documentos técn icos previstos no Prontuário de Instalações Elétricas

devem ser elaborados por profissional legalmente habilitado.

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7 .2.2 Requisitos para manutenção

Cada fabricante de equipamento pode ter um procedimento de manutenção

diferenciado. O que está apresentado a seguir são os procedimentos,

verificações, ensaios e sequência básica, podendo ser usados para todos os

equipamentos.

Para realização do serviço de manutenção da subestação devem ser

providenciados alguns documentos, conforme relação a seguir.

• ART (Anotação de Responsabilidade Técnica) preenchida e recolhida

por um profissional legalmente habilitado;

• Manual dos fabricantes dos equipamentos;

• Formulário de relatórios técnicos dos ensaios e verificações dos

equipamentos;

• Folha de registro do relatório da manutenção anterior;

• Procedimento de trabalho padronizado conforme item 10.11 da

NR-10;

• Documento da autorização comprobatória dos profissionais, conforme

item 10.8 da NR-10.

Os EPCs normalmente utilizados para realização das atividades de manutenção

em subestações são:

• Fita de sinalização padronizada (de acordo com a NR-26);

• Bandeirola ou placa de sinalização (de acordo com a NR-26);

• Sistema de bloqueio padronizado (cartão);

• Detector de tensão;

• Conjunto de aterramento temporário;

• Bastão isolante com cabeçote para fixação do aterra menta tempo-

, .

rar10;

• Cones de sinalização.

Os EPls normalmente utilizados para realização das atividades de manutenção

em subestações são:

• Calçado de segurança para trabalho com eletricidade;

• Luva de borracha com classe de tensão apropriada protegida por

luva de couro;

,

• Oculos de segurança com proteção de impacto e brilho;

• Luva de vaqueta;

• Capacete classe "B" para trabalho em eletricidade;

• Cinto de segurança, caso tenha atividade acima de dois metros;

• Uniforme adequado com característica de acordo com NR-10.


Segue a relação de materiais e ferramentas básicas para a realização

do serviço de manutenção em subestações. Vale destacar que essa relação

pode ser alterada de acordo com as necessidades do serviço e as características

dos equipamentos.

• Gerador, extensão e iluminação;

• Kit para coleta de amostra de óleo do transformador;

• Instrumentos de ensaio (conforme item 7.2.3);

• Materiais de limpeza: solvente, pano para limpeza, sacos para recolher

lixo, recipientes para materiais recicláveis;

• Conjunto de chaves fixa e ajustável;

• Alicate universal e de corte;

• Grifo;

• Arco de serra com a lâmina;

• Conjunto chave de fenda;

• Martelo;

• Bandeja para lavagem de peças;

• Escada;

• Bancada;

• Chave allen.

7 .2.3 Instrumentos de ensaios

Na manutenção dos equipamentos da subestação é importante ter um

diagnóstico mais apurado das condições dos equipamentos instalados. Os

ensaios elétricos apresentam a situação do equipamento, avaliando a sua

atual condição, identificando uma anomalia que eventualmente deixe o equipamento

indisponível . A seguir são apresentados os principais instrumentos

de ensaio utilizados na manutenção de uma subestação.

7 .2.3.1 Megôhmetro

O megôhmetro é o instrumento usado para medir resistência de isolação,

permitindo detectar e diagnosticar falhas nos equipamentos elétricos.

Seu princípio de funcionamento tem como base que, aplicando-se uma tensão

de corrente continua a um isolante, a corrente que circula através dele

tem três componentes distintas:

• Corrente de carga de capacitância, natural do material sob ensaio;

• Corrente de absorção dielétrica, que circula através do corpo do

material;

• Corrente de fuga através do isolante, a qual tem dois componentes

importantes, um significando fuga através da superfície do material

e o outro do próprio isolante.

Com base nesses fatores o megôhmetro traz uma leitura precisa dos

valores de resistência dielétrica do material isolante. Esse equipamento pos-


sui três bornes em que são conectados os cabos de mesma cor com as seguintes

características:

• Um borne normalmente de cor vermelha, chamado de linha (LINE),

tem a função de enviar tensão para o equipamento sob ensaio.

• Outro borne de cor preta chamado

de terra ( EARTH), negativo ou

retorno, possui a função de retornar

para o instrumento o resultado

dos valores de corrente de fuga

do equipamento sobre ensaio.

• O terceiro borne, normalmente de

cor verde, chamado de GUARO,

permite eliminar correntes indesejáveis

àquela leitura, como correntes

parasitas e indutivas que

interferem nas medições. Figura 7 .1: Megôhmetro analógico.

.

co

o

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o

LL

Os Megômetros normalmente encontrados possuem classe de tensão

de 5 kV, 10 kV ou 20kV. Deve ser adotado um cuidado especial ao realizar

o ensaio no enrola menta de baixa tensão do transformador, pois nesse caso

deve ser utilizada a menor tensão do equipamento, geralmente 500 V.

Ao desligar o equipamento deve-se aguardar que a luz indicativa de

tensão se apague, o que leva alguns segundos, para que depois seja possível

manusear os cabos.

7 .2.3.2 Instrumento de ensaio de tensão aplicada (Hipot)

O Hipot é um instrumento usado para testar a isolação elétrica em

aparelhos e equipamentos. O nome Hipot é a abreviação de elevado potencial

em inglês, já que no seu ensaio utiliza-se uma tensão elevada.

Em condições normais, qualquer dispositivo elétrico vai produzir uma

quantidade mínima de corrente de fuga, conforme a classe de tensão e rigidez

dielétrica do material. Esse fenômeno trata-se de uma condição natural

dos materiais, observado em sua fabricação.

No entanto, devido a problemas como absorção de umidade, acúmulo

de sujeira, entre outros, a fuga de corrente pode se tornar excessiva. Essa

circunstância pode causar falha na operação do equipamento, podendo danificá-lo

e ainda provocar um choque elétrico em pessoas que possam entrar

em contato com o equipamento defeituoso.

O teste consiste em aplicar uma elevada tensão elétrica no equipamento

durante um minuto, e não pode haver o rompimento da isolação dielétrica do

equipamento sob ensaio. Durante a realização do ensaio, caso ocorra a falha

da isolação do equipamento sob ensaio, o Hipot deve identificar essa corrente

de fuga e vir a desligar, e neste caso o equipamento está reprovado.


Eventualmente, pode ocorrer de o

equipamento sob ensaio apresentar falha

na isolação e o Hipot não desligar, vindo a

manter a elevada tensão aplicada e danificando

o equipamento sob ensaio.

O instrumento vem acompanhado de

um cabo para aplicação de tensão e outro

para retorno, caso o equipamento sob ensaio

não suporte a tensão aplicada. Normalmente,

o Hipot é utilizado para ensaio

em cabos de alta tensão.

•

•

I LJ ~ •

Figura 7 .2: Hipot analógico 15 k'l

.

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o

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7 .2.3.3 Instrumento de ensaio de tensão aplicada

em corrente alternada (VLF)

O instrumento de ensaio de tensão aplicada em VLF (Very Low Frequency)

é empregado para realizar testes das condições de isolação de cabos elétricos,

em especial durante o seu comissionamento, após instalação e antes da

energização inicia 1.

Esse equipamento apresenta uma vantagem

em relação ao emprego do tradicional Hi-Pot, pois

ele não causa a polarização das moléculas do material

isolante provocada pela corrente contínua e

que prejudica a vida útil do cabo.

A frequência aplicada pelo equipamento

pode variar entre 0,01 Hz a 0,1 Hz, sendo esta

última a frequência mais comum de ser utilizada.

Ao longo de todo o teste de tensão aplicada,

o cabo não pode apresentar falha para que o mesmo

seja aprovado.

7 .2.3.4 Microhmímetro

,

E um instrumento utilizado para medir

Figura 7 .3: Equipamento de teste

em VLF (Very Low Frequency)

- "iii

... ro

CJJ

CI)

o

c:r::

com precisão valores baixos de resistência de

contato em disjuntores e chaves seccionadoras.

Também pode ser utilizado para medir a resistência

ôhmica do enrolamento dos transformadores.

Normalmente, a corrente utilizada para

teste varia entre 1 mA e 100 A.

Durante o ensaio é aplicada uma corrente

elétrica que, ao percorrer o equipamento

sob ensaio, promove uma queda de tensão. De

acordo com a primeira lei de Ohm, ao dividir a

tensão medida pela corrente elétrica aplicada,

obtém-se a resistência elétrica.

Figura 7 .4: Microhmímetro

analógico 100 A.

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LL


7 .2.3.5 Medidor de relação de espiras TTR

TTR é o instrumento utilizado para medir com precisão a relação entre

espiras de um transformador. Sendo o transformador uma máquina magnética

que trabalha com uma proporção entre enrolamentos, pela medição da

relação entre eles podemos avaliar a situação dos enrolamentos, quanto à

relação de transformação e também quanto à continuidade.

O instrumento mede a relação de espira, a comutação de fase e a

polaridade nos transformadores de força , nos transformadores de potencial

(TP) e de corrente (TC).

Quatro cabos acompanham o instrumento,

dois comumente chamados H 1 e

H2, com a função de excitar a bobina de

maior tensão, e os cabos Xl e X2, com

função de medir a corrente na bobina de

menor tensão do transformador.

Na medição é importante buscar a

informação do tipo de ligação primária e

secundária do transformador sob ensaio,

assim como a sua tensão de operação no

primário e no secundário.

O medidor de relação de espiras

pode ser digital (TTR eletrônico) ou analógico

(TTR de manivela).

Figura 7 .5: Teste de relação

de transformação (TTR).

.

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LL

7 .2.3.6 Teste de rigidez dielétrica (teste de óleo)

O instrumento possui uma cuba na qual

é despejado o óleo sob ensaio. Dentro da cuba

existem dois eletrodos que possuem um determinado

afastamento entre si. O instrumento

de teste promove a elevação da tensão entre

os dois eletrodos de forma gradual, até que

ocorra o rompimento da isolação elétrica.

A tensão em que ocorrer esse rompimento

da isolação elétrica corresponde ao valor em

kV da rigidez dielétrica do óleo. Para garantir

maior confiabilidade do resultado, costuma-se

repetir o procedi menta de ensaio cinco vezes,

com intervalo de um minuto, sendo o resultado

a média dos valores obtidos nas cinco leituras.

' ,

Figura 7.6

.

ro

R

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LL


7 .2.3.7 Termovisor

O termovisor é um instrumento similar

a uma filmadora, que grava imagens pela diferença

de temperatura entre os objetos filmados.

Essa técnica permite identificar pontos

de sobreaquecimento em uma instalação elétrica,

sinalizando um possível problema.

Vale destacar que se a instalação elétrica

inteira estiver muito aquecida, há sobrecarga

em toda a instalação. Se, porém, apenas

um ponto da instalação apresentar temperatura

muito acima do restante da parte elétrica,

é muito provável que ele esteja com algum

tipo de problema, como mau contato nas conexões,

defeito em algum equipamento etc.

Figura 7. 7: Modelo de termovisor.

7 .2.4 Manutenção de equipamentos

7 .2.4.1 Para-raios

Na manutenção preventiva dos para-raios do tipo válvula recomenda

-se realizar as seguintes tarefas:

• Verificar as condições dos isoladores, se não existem trincas ou

rachaduras;

• Conectores de fase e terra devem ser reapertados, evitando aquecimento;

• Deve-se limpar o corpo do para-raios.

Também deve ser realizado o ensaio de resistência de isolação, usando

o megôhmetro, para analisar se há fuga de corrente através do corpo do

para-raios. Esse ensaio é realizado com a entrada do para-raios desconectado

do barramento.

Na parte superior do para-raios deve-se conectar o cabo de linha

(LINE) do megôhmetro e o cabo de terra (EARTH), negativo, é conectado na

parte inferior do para-raios. Os resultados da verificação e dos ensaios devem

ser lançados na folha de inspeção, conforme Apêndice C .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

Observação O cuidado deve ser redobrado caso o para-raios esteja próximo do cabo

de entrada, pois ele pode estar energizado .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••


@

G

Disparador

capacitivo

o

t

8

A

e

liga

Figura 7 .8: Ensaio de resistência de isolação do para-raios.

7 .2.4.2 Chave seccionadora

Na manutenção preventiva das chaves seccionadoras é recomendado

realizar as seguintes tarefas:

• Verificar a simultaneidade da abertura e do fechamento das fases;

• Verificar o estado dos contatos fixo e móvel, que devem ser limpos,

reapertados e I ubrificados;

• Deve-se reapertar, limpar e lubrificar as articulações, varão e partes

rotativas;

• Nos isoladores, verificar se não existe trinca ou rachadura, e eles

devem ser limpos e bem fixados.

Caso a chave seccionadora existente seja motorizada, deve-se também:

• limpar a caixa de comando;

• lubrificar as engrenagens;

• reapertar os parafusos dos bornes;

• verificar o funcionamento das chaves fim de curso.

Para verificar o funcionamento apropriado das chaves seccionadoras

devem ser realizados ensaios mecânicos e elétricos. Os ensaios mecânicos

consistem basicamente em verificar a abertura e o fechamento da chave seccionadora.

Os ensaios elétricos apresentam um diagnóstico mais apropriado

acerca das condições elétricas do equipamento. Recomenda-se a realização

do ensaio de resistência de isolação e resistência de contato.

Para o ensaio de resistência de isolação o instrumento utilizado é o

megôhmetro. Nesse ensaio é verificado se há fuga de corrente nos bastões

de acionamento e isoladores em relação à massa (carcaça do equipamento).


Esse ensaio é realizado com a chave seccionadora fechada. Deve-se

conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro aos contatos da chave seccionadora

e o cabo de terra (EARTH), do megôhmetro à massa. Esse procedimento

deve ser repetido nas três fases da chave.

O ensaio de resistência de contato é realizado com a utilização do

microhmímetro. Também com a chave seccionadora fechada conectam-se

os cabos do microhmímetro na entrada e na saída de cada fase da chave

seccionadora e aplica-se uma corrente de 100 A. O instrumento apresenta a

medição do valor da resistência de contato de cada fase.

@

G

o t 8

Megôhmetro

A

B

e

Liga

Figura 7 .9: Ensaio de resistência de isolação da chave seccionadora.

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18888888B I

50%

Oº/ov( 100%

1 Liga 1

Figura 7 .10: Ensaio de resistência de contato da chave seccionadora.


7 .2.4.3 Disjuntor

No mecanismo de acionamento do disjuntor deve-se verificar o estado

geral das molas, travas, motor, engrenagem, articulações, dispositivo de carregamento

de mola, indicadores de posição, contador de operação, bobina

de I igar, desligar, de mínima tensão, blocos de terminais, o estado da fiação

e dos isoladores e contatos de rolete. O mecanismo deve ser limpo e lubrificado,

tomando cuidado com a lubrificação para não haver excesso.

,

E importante destacar que não se deve colocar a mão dentro do mecanismo

do disjuntor caso alguma das molas esteja carrega. Essa regra de

segurança é importante pois existem várias peças no mecanismo que disparam

as molas e o profissional pode esbarrar sem intenção em alguma dessas

peças, vindo a disparar uma mola e provocando um acidente grave, haja

vista que o movimento é muito rápido e não há tempo para retirada da mão

de dentro do mecanismo.

Nas câmaras de extinção é necessário verificar se existem trincas ou

rachaduras. Nos casos em que é feita a abertura dos polos, deve-se conferir

o estado dos contatos, os quais devem ser limpos. No caso de disjuntor a

óleo deve ser realizada a substituição do óleo isolante, verificar as condições

do respiro e do indicador de nível de óleo.

Os ensaios mecânicos consistem basicamente na abertura e no fechamento

mecânico, elétrico, local e remoto do disjuntor (eventualmente, alguns

disjuntores podem não ser providos de acionamento elétrico e remoto).

Assim como na chave seccionadora, os ensaios elétricos apresentam

um diagnóstico mais apropriado acerca das condições elétricas do equipamento,

e se recomenda a realização do ensaio de resistência de isolação e

resistência de contato.

Para a realização do ensaio de resistência de isolação deve ser utilizado

o megôhmetro. Esse ensaio verifica a situação dos bastões de acionamento e

isoladores de entrada e saída de cada fase. Também é avaliada nesse ensaio a

condição de isolação de cada polo do disjuntor entre a sua entrada e a saída.

Estando com o disjuntor aberto, conecta-se o cabo de linha (LINE) do

megôhmetro ao terminal de saída de uma fase do disjuntor e o cabo de terra

(EARTH) do megôhmetro ao respectivo terminal de entrada do disjuntor. O cabo

GUARD deve ser conectado à massa do disjuntor e o ensaio é realizado. Esse

procedimento deve ser repetido nos três polos (fases) do disjuntor, Figura 7 .11.


o

t

8

A

e

Liga

Disjuntor aberto

Figura 7 .11: Ensaio de resistência de isolação do polo do disjuntor.

Posteriormente, com o disjuntor fechado conecta-se o cabo de linha

(LINE) do megôhmetro aos terminas de saída do disjuntor, o cabo de terra

(EARTH) deve ser conectado à sua massa e o ensaio é realizado, Figura 7 .12.

Esse procedimento deve ser repetido nos três pólos do disjuntor.

L

@

G

o

t

8

e

Liga

Disjuntor fechado

Figura 7 .12: Ensaio de resistência de isolação dos isoladores do disjuntor.

O ensaio de resistência de contato apresenta a condição dos contatos

móveis e fixos do disjuntor por intermédio do microhmímetro. Com o disjuntor

fechado conecta-se um cabo do microhmímetro no terminal de entrada

de um polo e o outro cabo do microhmímetro deve ser conectado ao respectivo

terminal de saída, conforme a Figura 7 .13, e aplica-se uma corrente de

100 A. Esse procedimento deve ser repetido em cada uma das três fases.


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1

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-

~

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1888888 881

50%

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0°/ov 1 OOºA,

1 Liga 1

\. _/ \ ./

Disjuntor fechado

Figura 7 .13: Ensaio de resistência de contato do polo do disjuntor.

7 .2.4.4 Transformador

Durante a manutenção preventiva dos transformadores é recomendado

realizar as seguintes tarefas:

• Verificar a existência de vazamentos nos radiadores, balonete, registro

etc.;

• Conferir o nível do óleo;

• Avaliar as condições da sílica-gel (caso esteja saturada, substituir);

• Realizar testes de funcionamento dos ventiladores (para transformadores

com ventilação forçada);

• Verificar se não existem trincas nos isoladores (buchas);

• Verificar as condições das ligações a terra na bucha XO e tanque;

• Na caixa de fiação é necessário limpar e reapertar os blocos de

fiação, chaves térmicas e contadores.

• Inspecionar se os cabos estão firmemente conectados aos terminais

do transformador

Termômetro do óleo

O ensaio do termômetro do óleo consiste em aquecer o seu bulbo,

juntamente com um termômetro padrão, mergulhado em óleo com agitação

constante. A elevação da temperatura deve ser gradual.

O desvio máximo aceitável entre o termômetro sob ensaio e o termômetro

padrão de referência é de três graus.


Durante esse teste também pode ser verificada a atuação dos contatos

do termômetro, nas temperaturas em que eles estão ajustados, através de

um multímetro ligado aos seus terminais.

Conjuntamente é verificado também o automatismo dos ventiladores

(quando o transformador dispuser de ventilação forçada), bem como o alarme

de temperatura e o desligamento do disjuntor.

Pode ser analisado ainda se há infiltração na caixa de ligação, a condição

da isolação e a continuidade da fiação.

Termômetro do enrolamento (imagem térmica)

O ensaio do termômetro de enrolamento é similar ao ensaio do termômetro

do óleo. A imagem térmica consiste em um valor de temperatura indicado

pela soma do aquecimento do bulbo mais o aquecimento provocado

por uma corrente que circula pelo resistor de imagem térmica do termômetro.

Para esse ensaio é necessário conhecer o gradiente de temperatura do

transformador. Esse valor é fornecido pelo fabricante e obtido no ensaio de

aquecimento feito em fábrica. O gradiente de temperatura refere-se à diferença

entre a temperatura do enrolamento e a do óleo.

A realização desse teste ocorre nesta sequência:

1. Anotar a temperatura do termômetro do óleo no instante do teste.

2. Aplicar uma corrente no resistor da imagem térmica, proporcional

à corrente nominal do transformador, que circularia no secundário

do TC da imagem térmica.

3. Aguardar a estabilização da indicação do termômetro e anotar o

valor I ido.

4. O termômetro deve indicar a soma da temperatura inicial, indicada

no termômetro antes do teste, somado ao valor do gradiente

de temperatura do transformador.

5. Caso não esteja correto o valor encontrado, deve-se efetuar a correção

ajustando o resistor da imagem térmica.

A orientação para a verificação visual do termômetro de enrolamento

é a seguinte:

• A indicação deve estar cerca de l 5ºC acima da temperatura do óleo

e 40ºC acima da temperatura ambiente, para a corrente nominal.

• A diferença de tem pera tu ra do óleo em relação à do enrola menta

depende dos resultados do ensaio de aquecimento na fábrica, e

fica na faixa de 5 a 20ºC.

• Para carga de 50% do nominal, o valor esperado é de cerca de

7 ,5ºC acima da temperatura do óleo.


• Verificar a indicação da temperatura conforme o padrão de ajuste

de temperatura do óleo, fazendo a aferição necessária. A tolerância

para o ajuste é de, aproximadamente, 4ºC.

• Injetar corrente nominal para verificação dos resistores de ajuste de

corrente. O acréscimo de temperatura deve estar conforme ensaio

de aquecimento (Llt cobre - óleo).

• Conferir os ajustes dos contatos e em caso de necessidade, devem

ser ajustados para os valores de temperaturas predeterminadas.

Caso esses valores não estejam disponíveis, medir a resistência

ôhmica do resistor de ajuste da imagem térmica.

Durante esse teste também pode ser verificada a atuação dos contatos

do termômetro, nas temperaturas em que eles estão ajustados, através de

um multímetro ligado aos seus terminais.

Conjuntamente é verificado o automatismo dos ventiladores (quando o

transformador dispuser de ventilação forçada), bem como o alarme de temperatura

e o desligamento do disjuntor.

Pode ser analisado também se há infiltração na caixa de ligação, se o

vidro frontal não está danificado, a condição do óleo da cuba, a condição da

isolação e a continuidade da fiação.

Nível de óleo

Em função da diversidade de fabricante e de sua forma construtiva,

por mais simples que seja, não há uma regra prática para definir o ensaio do

nível de óleo. Entretanto, vale destacar a sua importância, pois com ele se

pode detectar problema de falta de óleo no transformador.

Geralmente, os indicadores de nível de óleo são compostos de uma

boia e uma microchave. O teste pode tentar simular o fechamento da microchave

e verificar se foi emitido o alarme.

Relé Buchholz

Em uma manutenção preventiva não se realiza a detecção de gases inflamáveis,

uma vez que, se ela é preventiva, imagina-se que o transformador

esteja funcionando corretamente, sem gerar gases.

Entretanto, é possível fazer a verificação da atuação das duas boias

(balancim de alarme e de desligamento) durante a manutenção preventiva.

Esse ensaio é realizado no esvaziamento do óleo no relé que pode ser conseguido

pelo bombeamento de ar no rubinete superior (o mesmo utilizado

para retirar amostra de gases para ensaios), utilizando injeção de nitrogênio

sobre pressão ou de forma artesanal, com uma bomba manual (como aquela

usada para encher pneu de bicicleta).

Após o esvaziamento de uma parte do óleo no relé, o alarme é acionado,

em seguida deve ocorrer o desligamento do disjuntor. Antes de efetuar


qualquer ensaio de relé Buchholz, deve-se tomar precaução de verificar se

a atuação do relé não vai ocasionar o desligamento de outros equipamentos

em serviço na subestação.

Caso haja a necessidade de desmontar o relé, é preciso obedecer ao

procedimento descrito a seguir.

Verificar o estado das boias e de seus bulbos de mercúrio com contatos

quanto aos seguintes itens:

• Conferir se não há penetração de óleo no interior da boia. Caso a

boia esteja furada , deve ser substituída por outra do mesmo tipo.

• Verificar se o bulbo de vidro não está trincado ou quebrado e caso

esteja, deve ser substituído.

• Analisar a fixação do bulbo à boia, observando se o acoplamento

está em ordem.

• Avaliar se os fios flexíveis dos contatos dos bulbos estão normais

e ligados firmemente à parte interna dos terminais das buchas de

passagem da caixa de ligações.

• Substituir a guarnição da tampa superior.

• Verificar a caixa de ligações quanto a infiltrações, se a presença de

óleo é devido à má vedação das buchas de passagem e se houver

presença de água, verificar a origem.

• Conferir o estado da fiação da caixa de ligações. Caso o isolante

esteja ressecado ou danificado, a fiação deve ser substituída. Se os

terminais estiverem soltos, devem ser reapertados.

• Verificar a estanqueidade dos plugues e registros de óleo quanto a

vazamentos. Substituir a guarnição em caso de necessidade.

• Verificar a instalação e a fixação dos flanges quanto a vazamento,

reparando e reapertando ou substituindo juntas em caso de necessidade.

• Pela simulação analisar a operação dos contatos de alarme

(1 º grau) e desligamento (2° grau).

• Executar devidamente a sangria do ar através do plugue (parafuso

de saída de ar) existente no relé de gás .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

Observação Antes de colocar o relé novamente em serviço deve-se ter a certeza de

que todo o ar do relé foi drenado .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

Ensaio de resistência de isolação

Apesar de existirem transformadores com mais de dois enrolamentos,

nas subestações de consumidores comumente são encontrados transformadores

que possuem somente dois enrolamentos.


Para medição da resistência de isolação em transformadores de dois

enrolamentos, com classe de tensão igual ou superior a 15 kV, utiliza-se

uma tensão de ensaio de 5 kVcc ou 10 kVcc, dependendo do megôhmetro

utilizado. Vale destacar que quando o ensaio for realizado na baixa tensão do

transformador, deve-se aplicar a tensão de 500 V.

Segue o desenho esquemático com as medições de isolação realizadas

nos transformadores.

Enrolamento

de alta tensão

Ra

Rab - Rba

Carcaça

Enrolamento

de baixa tensão

Rb

Figura 7.14

Sendo:

• Ra = isolação entre o enrola menta de alta tensão e a carcaça

• Rb = isolação entre o enrolamento de baixa tensão e a carcaça

• Rab - Rba = isolação entre os enrolamentos de alta e baixa tensão

Para realização desse ensaio todos os cabos e barramentos de alta e

baixa tensão, que estão conectados aos terminais das buchas do transformador

sob ensaio, devem ser desconectados e afastados.

Caso seja possível isolar o transformador com a abertura de chaves,

pode ser avaliada a não necessidade de desconexão dos seus cabos.

Caso os cabos de aterramento temporário das fases estejam conectados

aos cabos de entrada e saída do transformador, é preciso deslocá-los para

outro ponto da instalação durante a realização desse ensaio. Também é necessário

desconectar o cabo de terra do XO do transformador.

Todos os terminais do enrolamento primário (Hl, H2 e H3) e do enrolamento

secundário (XO, Xl, X2 e X3) devem ser curto-circuitados.

Ensaio 1 - Medição da resistência de isolação do enrolamento

de alta tensão contra a carcaça

• Conectar o cabo de ensaio LINE ao enrolamento de alta tensão do

transformador.

• Conectar o cabo de ensaio GUARD ao enrolamento de baixa tensão

do transformador.


• Conectar o cabo de ensaio EARTH à carcaça do transformador.

• Ligar o instrumento de ensaio, como mostra a Figura 7 .15, obtendo

as leituras.

Cabo de AT

L E G

H1

H2

H3

o t 8

xo,

X1

TR

X2

X3

A

Megõh1metro

B

e

Liga

Cabo de BT

Medição de Ra

Figura 7.15


de alta tensão contra o enrolamento de baixa tensão

• Conectar o cabo de ensaio de LINE ao enrolamento de alta tensão

do transformador.

• Conectar o cabo de ensaio GUARO à carcaça do transformador.

Cabo deAT

H1

H2

H3

o t 8

xo

X1

TR

X2

X3

e

Liga

Cabo de BT

Medição de Rab- Rba

Figura 7.16


• Conectar o cabo de ensaio EARTH ao enrolamento de baixa tensão

do transformador.

• Ligar o instrumento de ensaio, como mostrou a Figura 7.16, obtendo

as leituras.


de baixa tensão contra a carcaça

• Conectar o cabo de ensaio de LINE ao enrolamento de baixa tensão

do transformador.

• Conectar o cabo de ensaio GUARD ao enrolamento de alta tensão

do transformador.



as leituras.

Cabo deAT

H1

H2

H3

o t 8

Megõhmelro

A

B

e

Liga

xo

X1

TR

X2

X3

Cabo de BT

Medição de Rb

Figura 7.17

Resumo

A tabela a seguir resume os procedimentos dos ensaios .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••

Observação

Por ocasião das conexões dos cabos (LINE, EARTH, GUARO), tomar

cuidado para que eles não toquem outras partes do equipamento e

evitar o contato dos cabos entre si para que não seja alterado o valor

do resultado .

•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••


1 Alta Baixa Carcaça Ra

2 Alta Carcaça Baixa Rab

3 Baixa Alta Carcaça Rb

Recomenda-se que os resultados obtidos nos ensaios de resistência de

isolação estejam acima dos valores apresentados na tabela a seguir.

66 kV e acima 1200 600 300 150 75

10 kV - 44 kV 1000 500 250 125 65

6,6 kV - 10 kV 800 400 200 100 50

Abaixo de 6,6 kV 400 200 100 50 25

,

lndice de absorção e polarização

Nos primeiros minutos de realização do ensaio com o megôhmetro, o

valor de resistência de isolação pode se alterar, e geralmente após três ou quatro

minutos o valor se mantém ou passa a sofrer alterações muito pequenas.

Devem ser anotados os valores nos primeiros 30 segundos e depois a

cada minuto a contar do início do ensaio.

O índice de absorção é a razão de leitura de um minuto pela leitura de

30 segundos.

,

lndice de polarização é a razão da leitura após a estabilização do ponteiro

pela leitura há um minuto.

Nos ensaios em que o megôhmetro demorar a estabilizar, deve ser

anotada a leitura quando completar dez minutos do ensaio.

As condições da isolação mostradas pelos índices de absorção e polarização

estão apresentadas na tabela a seguir:


Ruim < 1, 1 < 1,25

Duvidoso 1,1 a 1,25 1,25 a 2,0

Satisfatório 1,25 a 1,40 2,0 a 3,0

Bom 1,40 a 1,60 3,0 a 4,0

,

Otimo > 1,60 > 4,0

Se o índice de polarização estiver muito elevado, em alguns casos

pode ser indício de isolamento muito ressecado, necessitando de tratamento

para restabelecimento do isolamento.

Ensaio de relação de transformação

Este ensaio avalia como está a relação de transformação entre o lado

,

da alta tensão e o lado da baixa tensão do transformador. E realizado em

uma fase de cada vez, avaliando a relação de transformação entre o enrolamento

primário de uma fase e o enrolamento secundário da mesma fase.

Com o ensaio é possível identificar se há fuga de corrente entre as

espiras (curto-circuito), espiras abertas nas boinas, se o posicionamento do

seletor de TAP do transformador está correto e ainda determinar ou conferir

a polaridade do transformador.

Para realização do ensaio o transformador deve estar totalmente desenergizado

e o cabo do XO estar desconectado da terra.

Antes de executar o ensaio, é importante buscar algumas informações

do transformador sob ensaio na placa do equipamento, como tensão primária

e secundária, tipo de ligação da bobina primária e secundária, potência,

data de fabricação etc. Esses dados devem fazer parte da folha de inspeção.

O resultado apresentado pelo TTR é um valor de relação de transformação

que deve ser comparado com o valor teórico calculado. Esse valor

teórico é calculado a partir de uma fórmula que depende do tipo de fechamento

das bobinas do enrolamento primário e secundário. O Apêndice E

apresenta todas as fórmulas.

Exemplo

Considerando que o fechamento do enrolamento de alta tensão é

triângulo e o fechamento do enrolamento da baixa tensão é estrela, a

fórmula a ser utilizada é a seguinte:

Relação de transformação· U 1 x 'Y3

. U2


Considerando que a tensão primária do transformador seja de 13.800 V e

a tensão secundária seja de 220 V, o resultado dessa conta é 108,646.

Recomenda-se que o valor obtido no ensaio esteja entre o intervalo de

0,5% para mais e para menos do valor calculado. Sendo assim, o valor

máximo é 109,190 e o valor mínimo é 108,103.

Vale destacar que o valor de tensão a ser utilizado no cálculo não é o

nominal; deve ser observado em qual TAP o transformador está ligado

e utilizado o valor correspondente.

Considerando o fechamento das bobinas primárias e secundárias conforme

ilustração a seguir, a forma de ligação para ensaio deve ser feita como

ilustram as Figuras 7.18, 7.19 e 7.20, respectivamente, para cada fase.

H1 H2 H3

Alta tensão

xo X1 X2 X3

Baixa tensão

•

o o o

/ - 1 1 1 1 1 ,. H1 IH2 H3

/ -

•

Transformador

/ -

••••

I

/ o o

(

w

- ....

xo X1 X2 X3

TIR

- f""• o o

Figura 7 .18: Ensaio de relação de transformação da fase 1 do transformador.


1

,

/

•

/

,. o D o

H1 H2 H3

1 1 1 11 ••••

/ o o Transformador

L 1

..... -

xo X1 X2 X3

n li

TTR -

o

=

o

L

'


, / •

/

1 1 1 1 1 ,. H1

o

D· D

-

H2 H3

• 1 ••

/ (l o Transformador

(

- -

1

.....

xo X1 X2 X3

•

1 li o

TIR

=

o o =


Ensaio de resistência ôhmica dos enrolamentos

Em transformadores de força usa-se o método de queda de tensão para

medição de resistência dos enrolamentos. Esse método consiste em aplicar

uma corrente de valor conhecido e medir a queda de tensão em cima do

enrolamento. Pela lei de Ohm obtém-se o resultado da resistência:

R=U

1

Nos transformadores de múltiplos TAPs deve ser medida a resistência

em todas as posições.


Procedimento para retirada de amostragem de óleo do transformador

O procedimento de retirada do óleo do transformador deve ser feito com

muito cuidado para evitar a contaminação da amostra. Preferencialmente, a

amostra de óleo deve ser retirada com o transformador desligado. Somente

em casos em que seja possível garantir a total segurança e integridade do

profissional é que pode ser realizada a coleta da amostra do óleo com o

transformador ligado. Nestes casos, recomenda-se o acompanhamento e a

orientação de algum profissional especializado em segurança do trabalho.

Para realizar essa coleta é necessário dispor dos seguintes materiais e

instrumentos:

• Bandeja plástica ou metá I ica;

• Material de limpeza (pano);

• Chave ajustável (grifo);

• Frasco de vidro, de preferência transparente com capacidade de

um litro para o ensaio físico-químico;

• Seringa de vidro transparente para o ensaio de cromatografia;

• Kit com adaptadores metálicos ou PVC e redutor com vários diâmetros;

• Recipiente para material de descartável.

A retirada da amostra do óleo é realizada de acordo com o seguinte

procedimento:

• A coleta do óleo deve ser efetuada em d ia seco com tem pera tu ra

acima de 20ºC e umidade relativa abaixo de 72%.

• A seringa, o frasco e o kit devem estar limpos e lavados com sabão

neutro, secados em estufa a l lOºC. Esse procedimento deve ser

feito em laboratório.

• A saída do registro no transformador deve estar limpa.

• Antes de colher o óleo para a amostra, deve-se deixar drenar um

pouco de óleo para retirar resíduos da tubulação de saída, a fim de

não interferir no resultado do ensaio.

• Após a drenagem conectar o kit ao registro e deixar escorrer uma

quantidade suficiente para lavagem do kit.

• Conectar o kit ao frasco, abrir o registro e deixar encher, de preferência,

de baixo para cima até transbordar, não deixando bolha de

ar dentro do frasco e/ou seringa.

• Após a retirada da amostra, acondicionar a seringa e o frasco em

ambiente apropriado, evitando contaminação, contato com luz solar

e umidade.

• O ensaio do óleo deve ser feito o mais rápido possível a fim de não

comprometer a amostra.


Processos de tratamento e recuperação de óleo mineral isolante

Dependendo das condições e do estado em que se encontra o óleo

isolante, pode ser necessário algum tratamento de recuperação. Existem dois

tipos de tratamento de recuperação aplicáveis ao óleo isolante, sendo o recondicionamento

e a regeneração.

O recondicionamento é feito por meio de processos físicos aplicados a

óleos que estejam contaminados por umidade, partículas em suspensão ou

agentes externos dissolvidos, excluindo os produtos de sua degradação.

A regeneração é feita por meio de processos químicos aplicados a

óleos que sofreram deterioração, contendo assim ácidos orgânicos, sedimentos

ou borra solúvel e insolúvel.

Processo de recondicionamento

• Filtragem por filtro-prensa: esse processo é utilizado para remoção

de partículas em suspensão, borra e pouca quantidade de água. A

operação é feita em filtro-prensa, cujo elemento fundamental é o

papel-filtro (absorvente). Esse processo é muito utilizado durante

o transporte de óleos entre tanques e na drenagem de óleos de transformadores

que necessitam ser abertos.

• Centrifugação: é um método de separação de contaminantes livres

em suspensão, como borra e água em emulsão, sendo bem mais

rápido do que a filtração. Entretanto, pode não remover certos contaminantes

livres de maneira tão eficiente, como o filtro-prensa.

• Secagem por termovácuo: é um processo eficaz na remoção de

umidade, gases e substâncias voláteis presentes no óleo isolante.

Com a aplicação do vácuo, reduz-se a temperatura de ebulição

da água, que é removida na fase de vapor pela câmara de vácuo.

Na secagem, aplicando vácuo a 1 torr (1 mmHG), facilmente se

obtêm baixas concentrações de água como resultado final , consequentemente

há um aumento significativo da rigidez dielétrica do

óleo isolante.

Processos de regeneração

Existem vários processos de regeneração de óleo isolante, dentre os

quais podemos citar:

• Percolação em leito de bauxita ativada

• Absorção por contato com bauxita ativada

• Regeneração com ácido sulfúrico

• Regeneração com metassilicato de sódio


Comutador

Transformadores de menor potência, geralmente os que estão instalados

em subestação de potência inferior a 69 kV, possuem comutador de

derivação manual em vazio.

Transformadores de maior potência, geralmente os que estão instalados

em subestação de tensão superior a 69 kV, podem possuir comutador

de derivação em carga. Nesse tipo de comutador devem ser rea I izadas as

seguintes tarefas de manutenção preventiva:

• Verificar e executar a lubrificação das articulações, eixos e engrenagem;

• Verificar se os pinos e travas estão em ordem. Caso estejam soltos,

oxidados, corroídos ou quebrados, devem ser substituídos;

• Na caixa de comando deve-se executar as seguintes tarefas:

Verificar o seu estado de conservação e executar limpeza e pintura,

caso sejam necessários;

- Verificar a guarnição da porta. Caso esteja deteriorada, deve

ser substituída;

Verificar o visor, os trincos e maçanetas, substituindo aqueles

que estiverem danificados;

Efetuar vedação para evitar o fluxo da troca de calor entre canaleta

e caixa.

• Na parte elétrica do mecanismo de acionamento é preciso executar

as seguintes tarefas:

Verificar o funcionamento da resistência de aquecimento. Se

estiver danificada, deve ser substituída. No caso de ela não

existir, providenciar a sua insta lação;

Verificar o funcionamento da iluminação interna, substituindo a

lâmpada, caso seja necessário;

Verificar botoeiras e contatares. Se estiverem com os contatos

oxidados, executar limpeza e se estiverem com os contatos

desgastados/queimados, devem ser substituídos. Nos casos de

conta tores com elemento térmico de proteção de motor verificar

o seu ajuste e atuação;

Avaliar o funcionamento do motor, fazendo um acionamento

elétrico;

Verificar o fim do curso elétrico, comutando cada uma das posições

(TAP) extremas e fazendo nova tentativa de comutação

no mesmo sentido, o que não deve acontecer;

Analisar a atuação da chave de bloqueio elétrico com a introdução

e o acoplamento da manivela de acionamento manual, fazendo

uma tentativa de acionar eletricamente, que não deve acontecer;


Verificar se o indicador da posição remota está funcionando

corretamente; caso contrário, deve ser reparado ou substituído

conforme necessidade;

Quando existir correia no motor, verificar o seu estado e a tensão

de esticamento.

• Conferir o engate da manivela e fazer revoluções para elevar/diminuir

as comutações de ta ps;

• Verificar o funcionamento do contador de operações;

• Analisar o funcionamento do indicador de operações;

• Verificar o estado, a cor e o nível do óleo lubrificante, substituir ou

completar conforme a necessidade;

• Caso haja necessidade de trocar o óleo lubrificante, efetuar a lavagem

com óleo isolante, que deve ser identificado como óleo do comutador;

• Verificar ocorrência de vazamento no eixo de acionamento da manivela;

• No relé de fluxo de óleo ou sobre pressão do comutador, executar

as seguintes tarefas:

Verificar o seu funcionamento pela movimentação manual da

boia ou do ponteiro, observando os fechamentos dos contatos

para o nível máximo ou mínimo e se também não há nenhuma

restrição da movimentação de sua boia;

Verificar o estado da fiação. Caso o isolante esteja ressecado,

deve ser substituído e se os seus terminais estiverem soltos,

devem ser reapertados;

- Realizar ensaios de trip e sinalização pela simulação nos relés

de fluxo e injeção de nitrogênio (recomenda-se uma pressão de

O, 1 kgf/cm 2 ), nos relés de sobrepressão;

Conferir o estado do tanque de expansão do comutador, quando

este for separado do tanque de expansão do transformador

ou do regulador de tensão. Caso esteja oxidado, fazer o tratamento

anticorrosivo e pintura.

• No indicador de nível de óleo do tanque de expansão do comutador

executar as seguintes tarefas:

Verificar o seu funcionamento pela movimentação manual da

boia ou do ponteiro, observando os fechamentos dos contatos

para o nível máximo ou mínimo, e se não há nenhuma restrição

da movimentação de sua boia;

Reparar nas sinalizações acústica e luminosa;

- Avaliar o estado da fiação. Caso o isolante esteja ressecado,

deve ser substituído e se os terminais estiverem soltos, devem

ser reapertados;


Verificar a sua fixação, observando se não há vazamentos ou

i nfi !tração na tampa frontal devido a juntas danificadas e/ou

vidro trincado/quebrado, substituindo-os em caso de necessidade;

- Verificar as tubulações e registros do tanque de expansão do

comutador quanto a vazamentos, reparando ou substituindo

quando necessário;

Nos comutadores com tanque de óleo separado do tanque principal

do transformador, verificar se não há vazamento na tampa

do tanque. Se necessário, deve-se substituir as guarnições;

Verificar o estado de conservação do dispositivo secador de ar

e no caso de o recipiente estar trincado ou quebrado, deve ser

substituído;

Conferir o estado do sílica-gel. Caso esteja saturada, deve ser

providenciada a sua substituição.

7 .2.4.5 Transformadores de instrumentos

Deve ser realizada uma verificação das condições gerais dos transformadores

para instrumentos a fim de avaliar se não estão trincados ou com

indícios de vazamentos (no caso de transformadores a óleo).

Também deve ser analisado se os terminais primários, secundários e

terra estão bem fixos ao barramento e se a própria estrutura do transformador

está fixada apropriada mente na estrutura.

O ensaio realizado nos transformadores de instrumentos é o de resistência

de isolação. A seguir são apresentados os procedimentos para sua realização.

O ensaio de resistência de isolação utiliza o megôhmetro. Para transformadores

de classe de tensão igual ou superior a 15 kV deve ser aplicada a

tensão de 5 kVcc ou 10 kVcc para realizar o ensaio, dependendo do megôhmetro,

quando aplicada a tensão no enrolamento primário. Quando a tensão

for aplicada no enrolamento secundário, deve ser utilizado o valor de 500 V.

Segue o desenho esquemático com as medições de isolação realizadas

nos transformadores.

Enrolamento

de alta tensão

Ra

Rab - Rba

Carcaça

Enrolamento

de baixa tensáo

Rb

-

Figura 7.21


Sendo:

• Ra = isolação entre o enrola menta de alta tensão e a carcaça

• Rb = isolação entre o enrolamento de baixa tensão e a carcaça

• Rab - Rba = isolação entre os enrolamentos de alta e baixa tensão

Para realização do ensaio é preciso desconectar os cabos de aterramento

temporário de cada enrolamento e curto-circuitar todos os terminais

do enrolamento primário e do enrolamento secundário. Em seguida conectam-se

os cabos do instrumento de ensaio ao transformador.

Ensaio 1 - Medição da resistência de isolamento

do enrolamento de alta tensão contra a carcaça


do transformador.

• Conectar o cabo de ensaio GUARD ao enrolamento de baixa tensão

do transformador.



as leituras.

L

TP

o t 6

A

X1

X2

Megôhmetro

B

e

Liga

Figura 7.22

Ensaio 2 - Medição da resistência de isolamento do enrolamento

de alta tensão contra o enrolamento de baixa tensão


do transformador.

• Conectar o cabo de ensaio GUARD à carcaça do transformador.


• Conectar o cabo de ensaio EARTH ao enrolamento de baixa tensão

do transformador.


as leituras.

E

o

t 8

X1

X2

e

Liga

Figura 7.23

Ensaio 3 - Medição da resistência de isolamento do enrolamento

de baixa tensão contra a carcaça

• Conectar o cabo de ensaio de LINE ao enrolamento de baixa tensão

do transformador.

• Conectar o cabo de ensaio GUARO ao enrolamento de alta tensão

do transformador.


• Ligar o instrumento de ensaio, obtendo as leituras, como mostra a

Figura 7 .24.

TP

o t 8

X1

X2

Megôhmelro

A

B

e

liga

Figura 7.24


Resumo

A tabela a seguir resume os procedimentos dos ensaios:

1 Alta Baixa Carcaça Ra

2 Alta Carcaça Baixa Rab

3 Baixa Alta Carcaça Rb

Por ocasião das conexões dos cabos (LINE, EARTH, GUARD), deve-se

tomar cuidado para que eles não toquem outras partes do equipamento e

evitar o contato dos cabos entre si, para que não seja alterada a isolação a

ser ensaiada.

A tabela seguinte apresenta valores apenas orientativos de níveis mínimos

de isolamento considerados aceitáveis.

66 kV e acima 1200 600 300 150 75

22 kV - 44 kV 1000 500 250 125 65

6,6 kV - 10 kV 800 400 200 100 50

Abaixo de 6,6 kV 400 200 100 50 25

7.2.4.6 Cabos de alimentação

Os cabos de alta tensão devem ser inspecionados a fim de identificar

indícios de aquecimento. Deve-se verificar também as condições da isolação

e das terminações.

Um dos ensaios realizados no cabo é de resistência de isolação. Neste

ensaio, aplica-se a tensão no condutor pelo cabo LINE do megôhmetro. O cabo

EARTHdo megôhmetro é ligado à blindagem do cabo.

Também é possível realizar o ensaio de Tangente Delta, que apresenta a

capacidade de avaliar o grau de envelhecimento do material isolante, de modo

a permitir o planejamento das ações de manutenção e substituição.


7 .2.4.7 Cubículo

Durante a manutenção preventiva dos cubículos é necessário verificar

os seguintes itens:

• Resistência de aquecimento (somente para cubículo blindado);

• Lâmpadas de sinalização;

• Estado geral da pintura (corrosão);

• Relés e contatares;

• Fusível e chaves termomagnéticas;

• Ligações a terra;

• Blocos de ligações;

• 1 nstru mentas de medição;

• Plugue de controle;

• Iluminação Interna.

Eles devem ser limpos, reapertados e substituídos quando necessário.

Nos barramentos deve-se verificar a isolação, se não existem indícios

de aquecimentos e corrosões, se necessário fazer ensaio de resistência de

isolação.

Caso o disjuntor seja extraível, verificar se o mecanismo de inserção e

extração está fechando e abrindo corretamente.

7 .2.4.8 Verificações finais

Deve-se verificar se todos os pontos desconectados foram conectados,

retirar o aterramento temporário, as ferramentas, instrumentos de ensaios,

sujeiras, resto de materiais e de peças, as grades de proteção e tampas dos

cubículos devem estar fixas, conectadas ao aterramento e bem ajustadas,

evitando vibrações.

As pessoas não envolvidas na manobra de religamento devem ser retiradas

do local. O operador deve fazer sempre uma inspeção visual antes da

manobra que precisa ser feita de forma inversa ao desligamento.


7 .3 Exercícios

1. Assinale verdadeiro ou falso:

De acordo com o item 1 O. 5 da N R-1 O, somente é considerado

desenergizado um equipamento elétrico, liberado para trabalho,

mediante os procedimentos apropriados, obedecendo à sequência

descrita em seguida.

a. Desligado

b. Isolado

c. Bloqueado

d. Testado

e. Aterrado

f. Sinalizado

2. Quais as principais funções dos instrumentos relacionados a

seguir?

a. Megôhmetro

b. Medidor de relação de transformação TTR

c. Microhmímetro

d. Tensão aplicada Hipot

e. Teste de rigidez dielétrica do óleo TRDO

3. Mencione os três ensaios de resistência de isolação que devem ser

realizados em um transformador.

4. Para medição da relação de transformação, considere um transformador

cujo fechamento do enrolamento de alta tensão seja triângulo

e o fechamento do enrolamento da baixa tensão seja estrela,

a tensão primária do transformador seja de 13.800 V e a tensão

secundária de 220 V. Qual o valor de relação de transformação

usado?

Relação de transformação cal cu la da

Valor de tolerância máximo

Valor de tolerância mínimo


5. Observando o diagrama seguinte, elabore um procedimento de

manobra para desligar e isolar o disjuntor principal de 13,8 kV

com segurança, considerando todas as seccionadoras e disjuntores

fechados.

'"' ~"'

li; E

15 E

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1 _____________ ...J

1

1

1

1

1

1

1

~ ------; --------l

.. t

1 1

1

1 lntertravamento elétrico 1

-----------~

e

e_

---------------------------------------------------------

Legenda

CD

0

0

0

®

®

0

®

®

Para-raios poliméricos

Chave matheus

Buchas de passagem

Chave seccionadora tripolar de abertura simultânea

Transformador de corrente

Transformador de potencial - 800 VA

Relé de sobrecorrente de ação indireta

Disjuntor a óleo - 15 KV

Transformador de potência


•

• •

Nomenclatura para relés (NBR 5175 - Maio 1988) ANSI

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

N 8 1 Nome da função I Descrição geral

Elemento principa l (master

element)

Relé de tempo de partida

ou fechamento (time-delay

starting, or closing-relay)

Relé de verificação de

intertravamento (checking or

interlocking relay)

Contatar mestre (master

contactar)

Dispositivo de parada

(stopping device)

Dispositivo de partida

(starting circuit breaker)

Dispositivo de anodo (anode

circuit breaker)

Dispositivo desligador de

circuito do controle (contrai

power disconnecting device)

Dispositivo de inversão

(reversing device)

Chave de sequência da

unidade (unit sequence

switch)

Reservada para futura

aplicação

Dispositivo iniciador que serve, seja diretamente ou por

intermédio de outros dispositivos, tais como relés de

proteção e relés de tempo, para colocar ou retirar um

equipamento de operação.

NOTA: Este número é normalmente usado para um

dispositivo operado manualmente, embora possa

também ser usado para um dispositivo elétrico ou

mecânico para o qual nenhum outro número de função

é adequado.

Dispositivo que realiza uma temporização antes ou depois

de qualquer ponto de operação em uma sequência de

manobra ou em um sistema de relés de proteção, exceto

quando especificamente previsto pelas funções 48, 62, 79.

Relé que opera em resposta à posição de um certo

número de outros dispositivos (ou a um certo número

de condições predeterminadas) em um equipamento,

para permitir o prosseguimento ou a interrupção de uma

sequência de operações ou para efetuar uma verificação

da posição desses dispositivos ou dessas condições.

Dispositivo que serve para fechar e abrir os circuitos de

controle necessários para colocar um equipamento em

funcionamento sob as condições desejadas e retirá-lo de

operação sob outras condições.

Dispositivo de controle usado principalmente

para desligar um equipamento e mantê-lo fora

de funcionamento. Pode ser acionado manual ou

eletricamente, mas exclui a função de travamento elétrico

em condições anormais (ver função 86).

Dispositivo cuja principa l função é ligar uma máquina à

sua fonte de tensão de partida.

Usado nos circuitos de anodo de um retificador de

potência, com a fina lidade principa l de interromper o

circuito do retificador se ocorrer um arco de retorno.

Dispositivo desligador, tal como chave de faca, disjuntor,

seccionador, chave fusível, usado com a finalidade de

ligar e desligar barras e equipamentos de controle à fonte.

NOTA: Uma fonte auxiliar que alimenta equipamentos,

como pequenos motores e aquecedores, é considerada

também como "fonte de alimentação de controle".

Usado com a fina lidade de inverter o campo de uma

máquina ou de realizar quaisquer outras funções de

. -

1nversao.

Chave usada em equipamentos constituídos de diversas

unidades, para alterar a sequência em que elas são

colocadas ou retiradas de funcionamento.


12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26


Dispositivo de acoplamento

direto (over speed device)

Dispositivo de velocidade

síncrona (synchronous speed

device)

Dispositivo de subvelocidade

(under speed device)

Dispositivo equa lizador de

velocidade ou de frequência

(speed ou frequency matching

device)

Dispositivo de carga para

bateria

Chave de contorno ou de

descarga (shunting, or

discharge, switch)

Dispositivo de aceleração ou

desaceleração (accelerati ng

ou decelerating device)

Dispositivo de transição

partida - funcionamento

(starting - to - running

transition contactar)

Vá lvula operada eletricamente

(electrica lly operated va lve)

Relé de distância (distance

relay)

Disjuntor equa lizador

(equalizer circuit breaker)

Dispositivo de controle de

temperatura (temperature

contrai device)

Reservado para futura

aplicação

Dispositivo de sincronização

ou de verificação de

sincronismo (synchronizing, or

synch ronism-check, device)

Dispositivo térmico do

equipamento (apparatus

therma l device)

Chave de velocidade, de acoplamento direto, que atua

sobre a velocidade da máquina.

Atua aproximadamente à velocidade síncrona de uma

, .

maquina.

Dispositivo que funciona quando a velocidade de uma

máquina cai abaixo de um valor predeterminado.

Funciona para equalizar e manter a velocidade ou a

frequência de uma máquina ou de um sistema, igual ou

aproximadamente igua l à de uma outra máquina, fonte

ou sistema.

Dispositivo de carga para bateria com controle automático

de tensão.

Abre ou fecha um circuito de contorno em paralelo com

qua lquer parte do equipamento (exceto resistor), ta l como

campo da máquina, armadura de máquina, capacitar ou

reator.

NOTA: Isso exclui dispositivos que realizam operações

de derivação que possam ser necessárias no processo de

partida de uma máquina pelos dispositivos 06 ou 42,

ou seus equivalentes, e também exclui a função 73, que

serve para a manobra de resistores.

Dispositivo usado para fechar ou causar o fechamento de

circuitos utilizados para aumentar ou reduzir a velocidade

de uma máquina.

Opera para iniciar ou causar a transferência automática

da ligação de uma máquina da fonte de partida para a de

funcionamento.

Vá lvula operada, controlada e monitorada eletricamente,

usada em um duto para fluido.

Relé que atua quando a admitância, a impedância ou a

reatância do circuito aumenta ou diminui em relação a

valores predeterminados.

Serve para controlar ou para abrir ou para fechar as

ligações equalizadoras ou de equilíbrio de corrente para

o campo de uma máquina ou equipamento de regu lação,

em uma instalação de unidades mú ltiplas.

Dispositivo que atua para elevar ou abaixar a temperatura

de uma máquina ou outro equipamento, quando sua

temperatura for maior ou menor do que um valor

predeterminado.

Dispositivo que opera quando dois circuitos de CA estão

dentro dos limites desejados de frequência, ângu lo de

fase e tensão, para permitir ou efetuar a sincronização

desses dois circuitos.

Atua quando a temperatura de um equipamento ou parte

dele, ou de um meio de transferência de calor, sai de

1 imites predetermina dos.


27

N!!

1

Nome da função

Relé de subtensão (under

voltage relay)

28 Detector de chama

1

Descrição geral

Atua quando a sua tensão de entrada é menor do que um

va lor predeterminado.

Dispositivo que detecta a presença de chama pi loto ou da

principal em equipamentos.

Dispositivo usado expressamente para isolar um

Seccionador (isolator

29 circuito de outro em caso de operação de emergência,

contactar)

manutenção ou ensaio.

30

Relé anunciador (annunciator

relay)

Dispositivo de rearme não automático que dá um certo

número de indicações visuais separadas quando da

atuação de dispositivos de proteção, podendo ainda ser

utilizado para desempenhar a função de travamento.

Liga um circuito, tal como o enrolamento de campo

Dispositivo de excitação em de um conversor síncrono, a uma fonte de excitação

31 separado (separate excitation separada durante a sequência de partida; ou que energiza

device)

os circuitos de excitação e de disparo de um retificador

de potência.

32

33

Relé direcional de potência

(directiona l power device)

Chave de posição (position

switch)

Relé que atua quando um fluxo de potência circula no

sentido contrário ao predeterminado.

Chave que atua quando o dispositivo controlado atinge

uma dada posição.

Dispositivo mestre de

Estabelece ou determina a sequência de operação dos

34 sequência (motor-operated dispositivos principais em operações sequenciais de

sequence switch

manobra.

35

Dispositivo para

posicionamento das escovas

ou para curto-circu itar os

anéis coletores

(brush-operating, or slipring

short-ci rcu iti ng device)

Dispositivo de verificação da

36 polaridade ou da tensão de

polarização (polarity device)

Relé de subcorrente ou

37 subpotência (undercorrent or

u nder power relay)

Dispositivo para levantar, abaixar ou deslocar as escovas

de uma máquina, para curto-circuitar seus anéis

coletores, ou para engatar ou desengatar os contatos de

um retificador mecânico.

Aciona ou permite o acionamento de um outro, somente

com uma polaridade predeterminada, ou verifica

a presença de uma tensão de polarização em um

equipamento.

Opera quando a corrente ou a potência forem inferiores a

um valor predeterminado.

Dispositivo de proteção de Dispositivo que atua quando a temperatura do manca i

38 manca i (bearing-protective excede um va lor predeterminado ou por outras condições

device)

mecânicas anormais a ele associadas.

Dispositivo que atua por ocorrência de uma condição

39 Monitor de condição mecânica mecânica anormal (exceto aquela associada com

mancais, coberta pela função 38).

40 Relé de campo (field relay)

41

Disjuntor de campo (field

circuit breaker)

Disjuntor (contatar)

Relé que atua por perda de corrente de excitação de

campo de uma máquina.

Opera para aplicar ou remover a excitação do campo de

, •

uma maqu ina.

Dispositivo cuja principa l função é ligar uma máquina

42 funcionamento (running à sua fonte de tensão de funcionamento, após ter sido

circuit breaker)

conduzida a velocidade desejada.


43

44

45

46

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48

49

50

51

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53

54

55

56


Dispositivo ou seletor de

transferência manua l (manua l

transfer or selector device)

Relé de partida sequencial

de unidade (unit sequence

starting relay)

Monitor de condição

atmosférica

Relé de corrente de sequência

negativa (reverse-phase, ou

phase-balance, current relay)

Relé de sequência de fase

de tensão (phase-sequence

voltage relay)

Relé de sequência incompleta

(incomplete sequence relay)

Relé térmico de equipamento

(machine, or transformer,

therma l relay)

Relé de sobrecorrente

instantâneo (instantaneous

over current or rate-of-rise

relay)

Relé de sobrecorrente tempo

CA (a-c time over current

relay)

Disjuntor de corrente

alternada (a-c circuit breaker)

Relé de excitação de gerador

CC (exciter or d-c generator

relay)

Disjuntor de corrente

contínua, alta velocidade

(high-speed d-c circuit

breaker)

Relé de fator de potência

(power factor relay)

Relé de aplicação de campo

(field application relay)

Dispositivo operado manua lmente que transfere os

circuitos a fim de mod ificar o modo de operação do

equipamento de manobra ou de outros dispositivos.

Atua para dar partida à unidade seguinte em um

equipamento de unidades mú ltiplas, por falha ou

disponibilidade da unidade precedente.

Dispositivo que atua na ocorrência de condição ambiental

anormal, como gases nocivos, misturas explosivas,

fumaça ou fogo.

Relé que atua quando as correntes polifásicas estiverem

em sequência inversa de fase ou quando estiverem

desequi libradas, ou contiverem componentes de

sequência negativa acima de um dado va lor.

Relé que atua para um va lor predeterminado de tensão

polifásica na sequência de fase estabelecida.

Geralmente retorna o equipamento para a posição normal

ou desliga e o bloqueia se a sequência normal de partida,

operação ou parada não for completada adequadamente

dentro de um tempo predeterminado.

Relé que atua quando a temperatura de um equipamento

excede um valor predeterminado.

Atua instantaneamente por valor de corrente superior a

um limite predeterminado.

Relé que atua com retardo intencional de tempo,

quando sua corrente de entrada excede a um valor

predeterminado, e no qua l a corrente de entrada e o

tempo de operação são relacionados de modo definido ou

•

inverso.

Dispositivo de manobra e proteção capaz de estabelecer,

conduzir e interromper correntes alternadas em condições

normais do circuito, assim como estabelecer, conduzir por

tempo especificado e interromper correntes alternadas em

condições anormais especificadas do circuito, tais como

as de curto-circu ito.

Liga a excitação de campo de uma máquina CC, para que

sua tensão se desenvolva durante a partida e atue quando

a tensão da máquina atingir um valor predeterminado.

Relé que atua quando o fator de potência sai de limites

predeterminadas.

Automaticamente controla a aplicação de excitação

ao campo de um motor de CA em algum va lor

predeterminado de escorregamento.


57

58

59

60

61

62

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66

67

68

69

N!! 1 Nome da função I Descrição geral

Dispositivo de aterramento ou

curto-circuito (short-circuiting

or grounding device)

Relé de fa lha de retificação

(power rectifier misfire relay)

Relé de sobretensão

(overvoltage relay)

Relé de equi líbrio de tensão

ou de corrente (voltage or

current balance relay)

Relé de ba lanço de corrente

(current balance relay)

Relé de tempo de parada

ou de abertura (time-delay

stopping, or opening, relay)

Relé de pressão de nível ou de

fluxo, de líquido ou gás (liquid

or gas, pressure, level, or flow

relay)

Relé detector de terra (ground

protective relay)

Regulador de fluxo ou vazão

(governar)

Dispositivo de atuação

intermitente (notching, or

jogging, device)

Relé direcional de

sobrecorrente CA

(a-c directiona l overcurrent

relay)

Relé de bloqueio de abertura

(blocking relay)

Dispositivo de controle

permissível (permissive

contrai device)

Dispositivo que opera de modo a curto-circuitar ou aterrar

um circuito ou equipamento sob ação de um comando

manua l ou automático.

Dispositivo que atua se um ou mais anodos de um

retificador de potência falharem no disparo, ou na

detecção de um arco de retorno, ou por falha de um

modo em conduzir ou bloquear corretamente.

Relé que atua quando sua tensão de entrada for maior do

que um va lor predeterminado.

Atua por uma dada diferença na tensão ou na corrente,

de dois circuitos.

Relé de tempo que opera um conjunto com o dispositivo

que inicia a operação de desligamento, parada ou

abertura em uma sequência automática ou em um

sistema de relés de proteção.

Relé que atua por um va lor predeterminado de pressão,

ou por uma dada taxa de sua variação.

Atua por falha do isolamento para terra de máquina ou

outro equipamento.

Conjunto de equipamentos hidráulicos, elétricos ou

mecânicos de controle usados para regular o fluxo

ou vazão de água, vapor ou outro fluido para o motor

. , .

pr1mar10.

Dispositivo que atua para permitir somente um número

especificado de operações de um certo dispositivo ou

equipamento, ou um número especificado de operações

sucessivas com intervalo predeterminado.

Dispositivo que atua para energizar um circuito

periodicamente ou por tempo especificado, ou que é

usado para permitir aceleração ou avanço intermitente de

uma máquina a baixas velocidades para posicionamento

A '

mecan1co.

Atua por um valor predeterminado de sobrecorrente CA

fluindo em um sentido predeterminado.

Relé que inicia um sinal para bloqueio de abertura por

fa ltas externas em uma linha de transmissão ou em outro

equipamento sob condições predeterminadas, ou coopera

com outros dispositivos para bloquear abertura ou

religamento por perda de sincronismo ou por oscilações

de potência.

Chave de duas posições, que numa posição permite

o fechamento de um disjuntor, ou a colocação de

um equipamento em operação, e na outra bloqueia a

operação do disjuntor ou equipamento.


N!!

1

Nome da função

Reostato eletricamente

70 operado (electrically operated . , •

rheostat)

71 Relé de nível

72

73

Disjuntor de corrente contínua

(d-c circuit breaker)

Contatar de resistência de

carga (load-resistor contactar)

1

Descrição geral

Resistor variável ou conjunto unitário de resistores

var1ave1s.

Dispositivo que atua por valores ou por taxas de variação

de nível predeterminados.

Dispositivo que manobra a proteção capaz de estabelecer,

conduzir por tempo especificado e interromper correntes

contínuas em condições anormais especificadas do

circuito, tais como as de curto-circuito.

Contatar usado para derivar ou inserir um estágio de

resistência de limitação de deslocamento ou de indicação

de carga em um circuito de potência, para ligar e desligar

um aquecedor de ambiente, lâmpada ou um resistor de

carga regenerativa de um retificador de potência ou de

outra máquina.

Relé diferente de um anunciador, como o da função

74 Relé de alarme (a larm relay) 30, usado para acionar ou operar em conjunto com um

alarme visual ou sonoro.

Mecanismo de mudança de

75 posição (position changing

mechanism)

76

Relé de sobrecorrente CC

(d-c overcurrent relay)

Mecanismo usado para deslocar um dispositivo principa l

de uma posição para outra em um equipamento.

Atua quando a corrente em um circuito de CC excede um

valor predeterminado.

Dispositivo para gerar e transmitir pulsos através de

Transmissor de pulsos (pu lse

77 um circuito de telemedição, ou a fio piloto, para um

tra nsm itter)

dispositivo remoto de indicação ou de recepção.

Relé de medição de ângulo de

fase, ou de proteção contra Relé que atua para um ângulo de fase predeterminado

78 falta de sincronismo (phase entre duas tensões ou entre duas correntes, ou entre

angle measuring, or

tensão e corrente.

out-of-step pretective relay)

79

Relé de religamento CA

(a-c reclosing relay)

80 Relé de fluxo

81

Relé de frequência (frequency

relay)

Controla o religamento e o bloqueio automático de um

disjuntor de CA.

Chave que atua a um valor ou uma taxa de variação de

fluxo predeterminados.

Dispositivo que opera quando a frequência (ou sua taxa

de variação) está fora de limites determinados.

Dispositivo que controla o fechamento e o religamento

Relé de religamento CC

82 automático de um disjuntor de CC, gera lmente em

(d-c reclosing relay)

resposta às condições de carga do circuito.

83

Relé de controle seletivo ou

de transferência automática

(automatic selective contrai,

or tranfer relay)

Dispositivo que opera para selecionar automaticamente

uma dentre várias fontes ou cond ições em um

equipamento e permite rea lizar uma operação de

transferência.

Mecanismo ou servomecanismo elétrico completo,

inclusive o motor de acionamento, solenoides, chaves de

Mecanismo de acionamento

84 posição etc. , para um comutador de derivação, regulador

(operating mechanism)

de tensão por indução ou qua lquer componente simi lar

de equipamento, que não tenha nú mero de função.


N!!

1

Nome da função

1

Descrição geral

Relé receptor de onda Dispositivo cuja ação é liberada ou bloqueada por um

85 portadora ou fio piloto (carrier, sinal transmitido por uma onda portadora ou fio piloto

or pilot-wire, receiver relay). de CC.

86

87

Relé de bloqueio de operação

(locking-out relay)

Relé de proteção diferencial

(differentia l protective relay)

Dispositivo operado eletricamente, usado para desligar e

manter inoperantes dispositivos e equipamentos.

Dispositivo de proteção que atua por diferença percentua l

entre duas ou mais grandezas elétricas.

Motor auxiliar ou motor Dispositivo usado para acionar equipamentos

88 gerador (auxiliary motor, ou auxiliares, tais como bombas, venti ladores, excitatrizes,

motor generator)

amplificadores magnéticos, rotativos etc.

Seccionadora com

Dispositivo usado como seccionador, interruptor de carga,

89 acionamento elétrico (line ou chave de isolação de um circuito de potência de CA

switch)

ou CC.

90

Dispositivo de regulação

(regulating device)

Opera para regular uma ou mais grandezas, tais como

tensão, corrente, potência, velocidade, frequência,

temperatura e carga em máquinas, linhas de interligação

ou outros equipamentos.

Dispositivo que atua quando a tensão através de

Relé direcional de tensão

91 um disjuntor ou contatar aberto excede um valor

(voltage directional relay)

predeterminado em um dado sentido.

Relé direcional de tensão e

92 potência (voltage and power

directional relay)

Contatar de variação de

93 campo (field changing

contactar)

Relé de desligamento, ou de

94 disparo livre (tripping, or

trip-free, relay)

Usados para aplicações

95 ... 99 específicas, não cobertos -

pelos números anteriores

Dispositivo que permite ou causa a ligação de dois

circu itos, quando a diferença de tensão entre eles excede

um valor predeterminado em um dado sentido, e causa

desligamento desses dois circuitos quando o fluxo de

potência entra eles excede um valor predeterminado no

sentido oposto.

Dispositivo que opera para aumentar ou reduzir, de um

passo, o va lor da excitação do campo de uma máquina.

Atua para abrir um disjuntor, contatar, ou equipamento,

ou para permitir abertura imediata por outros dispositivos,

ou para impedir o religamento imediato de uma chave

caso ela deva abrir automaticamente.

Complementação da tabela ANSI

• 50 N - sob recorrente instantâneo de neutro

• 51 N - sobrecorrente temporizado de neutro (tempo definido ou

curvas inversas)

• 50 G - sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado

50 GS)

• 51 G - sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado

51 GS e com tempo definido ou curvas inversas)


• 50 BF - relé de proteção contra falha de disjuntor (também chamado

de 50/62 BF)

• 51 Q - relé de sobrecorrente temporizado de sequência negativa

com tempo definido ou curvas inversas

• 51 V - relé de sobrecorrente com restrição de tensão

• 51 C - relé de sobrecorrente com controle de torque

• 59 Q - relé de sobretensão de sequência negativa

• 59 N - relé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (também

chamado de 64 G)

• 64 - relé de proteção de terra, pode ser por corrente ou por tensão.

Os diagramas unifilares devem indicar se esse elemento é alimentado

por TC ou por TP, para que se possa definir corretamente.

Se for alimentado por TC, também pode ser utilizado como uma unidade

51 ou 61. Se for alimentado por TP, pode-se utilizar uma unidade

59 N ou 64 G.

A função 64 também pode ser encontrada como proteção de carcaça,

massa-cuba ou tanque, sendo aplicada em transformadores de força até

5 MVA.

• 67 N - relé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou

temporizado)

• 67 G - relé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou

temporizado)

• 67 Q - relé de sobrecorrente direcional de sequência negativa

Proteção diferencial - ANSI 87

O relé diferencial 87 pode ser de diversas maneiras:

• 87 T - diferencial de transformador (pode ter dois ou três enrolamentos)

• 87 G - diferencial de geradores

• 87 GT - proteção diferencial do grupo gerador-transformador

• 87 B - diferencial de barras, pode ser de alta, média ou baixa impedância

Pode-se encontrar em circuitos industriais elementos de sobrecorrente

ligados num esquema diferencial, onde os TCs de fases são somados e ligados

ao relé de sobrecorrente.


Também encontra-se um esquema de seletividade lógica para realizar

a função diferencial de barras.

• 87 M - diferencial de motores - neste caso pode ser do tipo percentual

ou do tipo autobalanceado

O percentual utiliza um circuito diferencial através de três TCs de fases

e três TCs no neutro do motor.

O tipo autobalanceado utiliza um jogo de três TCs nos terminais do

motor, conectados de forma a obter o somatório das correntes de cada fase

e neutro. Na realidade, trata-se de um elemento de sobrecorrente, em que o

esquema é diferencial e não o relé.


•

• •

,

OS MINISTROS DE ESTADO DO INTERIOR, DA INDUSTRIA E DO CO-

,

MERCIO E DAS MINAS E ENERGIA, no uso de suas atribuições, acolhendo

proposta da Secretaria Especial do Meio Ambiente - SEMA, e de acordo com

o que dispõe o Decreto Nº 73.030, de 30 de outubro de 1973, o Decreto-Lei

Nº 1.413, de 14 de agosto de 1975 e o Decreto Federal Nº 76.389, de 03

de outubro de 1975;

Considerando ser urgente e indispensável evitar a contaminação do

ambiente por bifenil policlorados - PCB's (comercialmente conhecidos como

Askarel, Aroclor, Clophen, Phenoclor, Kanechlor e outros), devido aos efeitos

nocivos que esses compostos causam ao homem e animais;

Considerando que os mencionados compostos provocam males, como

lesões dermatológicas acentuadas, alterações no fígado e rins, alterações

morfológicas nos dentes, alterações psíquicas, perda da libido, efeitos teratogênicos

e cancerígenos;

Considerando, ainda, os efeitos nefastos sobre o homem e animais,

de acordo com estudos realizados, por ocasião de contaminação acidental

de alimentos com PCB's em alguns países, resolvem baixar as seguintes

normas:

1. A partir da data da publicação desta Portaria, fica proibida, em

todo o Território Nacional, a implantação de processos que tenham

como finalidade principal a produção de bifenil policlorados

- PCB's.

11. Ficam proibidos, em todo o Território Naciona 1, o uso e a comercialização

de bifen i I pol iclorados - PCB's, em todo o estado, puro

ou em mistura, em qualquer concentração ou estado físico, nos

casos e prazos relacionados abaixo:

a) como fluido dielétrico nos transformadores novos, encomendados

depois de 06 (seis) meses da data da publicação da

presente Portaria;

b) como fluido dielétrico nos capacitadores novos, encomendados

depois de 20 (vinte) meses da data da publicação desta

Portaria;

c) como aditivo para tintas, plásticos, lubrificantes e óleo de

corte, fabricados a partir de 12 (doze) meses da data da publicação

desta Porta ria;

d) em outras aplicações, que não as acima citadas, a partir de

24 (vinte e quatro) meses da data da publicação da presente

Portaria.


111. Os equipamentos de sistema elétrico, em operação, que usam

bifenil policlorados - PCB's, como fluido dielétrico, poderão continuar

com este dielétrico, até que seja necessário o seu esvaziamento,

após o que somente poderão ser preenchidos com outro

que não contenha PCB's.

IV.

As empresas usuárias de equipamentos elétricos deverão considerar,

nas especificações de novos capacitadores de potências, a

aquisição de equipamentos que não utilizem PCB's.

V. Fica terminantemente proibido o despejo de bifenil policlorados

- PCB's, ou produtos que o contenham, quer direta ou indiretamente,

nos cursos e coleções d'água ou locais expostos às intem-

, .

per1es.

VI. Cabe aos órgãos estaduais do meio ambiente a vigilância e fiscalização

para o cumprimento das normas contidas nesta Portaria.

VI 1.

A SEMA poderá estabelecer, através de Instruções Normativas,

procedimentos e exigências referentes a esta Portaria.

VI 11. A não observância das normas baixadas por esta Portaria sujeitará

os infratores às cominações previstas na legislação pertinente.

IX.

Esta Portaria entrará em vigor na data de sua publicação.

MARIO DAVID ANDREAZZA

Ministro do Interior

-

JOAO CAMILO PENNA

Ministro da Indústria e do Comércio

CESAR CALS DE OLIVEIRA FILHO

Ministro das Minas e Energia


•

• •

- -

CABOS DE ALIMENTAÇAO - TESTES E VERIFICAÇOES

Local:

Endereço:

Data:

A

Teste de Resistência Ohmica de Isolação

lnstrum. Fabric.: Tipo: Tensão de ensaio:

Ponto de ensaios/Conexões

Valores (MO)

Linha Terra Guard 1 minuto 2 minutos 3 minutos

A- Vermelha Massa -

B- Branca Massa -

C- Marrom Massa -

Verificações Condições Providências tomadas e/ou recomendadas

Limpeza

Mufla

Conexões

Aterramento cordoalhas

Fixação

Observação:

Parecer técnico e condições do equipamento.

PARA-RAIO

Local:

Endereço:

Data:

Nº de identificação: Fabricante: Nº de série:

Tipo elemento p/ fase:

Tensão nominal:

A


lnstrum. Fabric.: Tipo: Tensão de ensaio:

Temperatura do óleo: Temperatura ambiente: Valor aceitável:

Ponto de ensaios/Conexões

Valores

Linha Terra Guard MO

A-Vermelha Massa -

B-Branca Massa -

C-Marrom Massa -


Limpeza

Isolador

Contador de operação

Aterramento

Conexões

Observacão:

Parecer técnico e condicões do equipamento.

Editora 'Erica - Cabine Primária - Subestações de Alfa-Tensão de Consumidor - Benjamim F. de Barros e Ricardo Luis Gedra - 4ª Edição

-

CHAVE SECCIONADORA - TESTES E VERIFICAÇOES

Loca l:

Endereço:

Data:

Identificação:

Fabric:

Nº de série: Tipo: Tensão de placa : Corrente nomina l:

Acionamento:

Tipo de abertura:

A

Teste de Resistência Ohmica de Contato

lnstrum. Fabric. :

Valores satisfatórios:

Tipo:

Observação:

Contatos (Polo) Barra Valores

1X2

3X4

5X6

Marrom

Branca

Vermelha

A


1 nstru m. Fa bric.: Tipo: Tensão de ensaio:

Va lor aceitável:

Seccionadora contato aberto

Seccionadora contato fechado

Ponto de ensaios/Conexões Valores Valores

Linha Terra Guard MO Linha Terra Guard MO

81 82 Massa Vermelha Massa -------

83 84 Massa Branca Massa -------

85 86 Massa Marrom Massa -------


Abertura e fechamento manua l

Abertura e fechamento elétrico

Mecanismo de acionamento

1 ntertravamento elétrico

lntertravamento mecânico

Isoladores

Conexões

Contatos

Motor

Fusíveis

Aterramento

Simu ltaneidade

Pintura, corrosão ...

Limpeza e lubrificação

Observação:



-

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL -TESTES E VERIFICAÇOES

Local :

Endereço:

Data:

Identificação:

Fabricante:

Nº de série: Tipo: Tipo de isolação:

Data de fabricação:

Tensão nominal AT:

Ligação secundária :

Tensão nominal BT:

A


lnstrum . Fabric.: Tipo: Tensão de ensaio:

Temperatura do óleo: Temperatura ambiente: Valor aceitável:

Ponto de ensaios/Conexões 1 minuto 2 minutos 1 minuto 2 minutos

Linha Terra Guard Bra/Mar Bra/Mar BraNer BraNer

Primário Massa Secundário

Primário Secundário Massa

Secundário Massa Primário

Teste de Relação de Transformação

j 1nstrum . Fabric.:

j Tipo:

1

Transformador/fase V. primária AT V. secundária BT Va lor ca lculado

Ensaios: Desvio admitido - 0,5%

Transformador/fase Ligação terminais (TP) Desvio% Condições


Limpeza

Vazamento

Pintura, corrosão

Aterramento

Conexões

Fiação secundária

Nível do óleo

Buchas

Fusível

Observação:



-

DISJUNTOR - TESTES E VERIFICAÇOES

Loca l:

Data:

Endereço:

Identificação: Fabricante: Nº de série:

Tipo: Meio de extinção: Volume do óleo:

Corrente nominal: Capac. inter: Data de fabricação:

Tensão nomina l: Volt mínimo ajustado bobina: Relé ajustado alta :

A


lnstrum. Fabric. : Tipo: Tensão de ensaio:

Temperatura do óleo: Temperatura ambiente: Va lar aceitável:

Disjuntor contato aberto

Disjuntor contato fechado

Ponto de ensaios/Conexões Valores Ponto de ensaios/Conexões Valor

Linha Terra Guard Linha Terra Guard

Mar - 81 Mar - 82 Massa Marrom Massa -------

Bra - 83 Bra - 84 Massa Branca Massa -------

Ver - 85 Ver - 86 Massa Vermelha Massa -------

A

Teste de Resistência Ohmica de Contato

1 nstru m. Fa bric.: Tipo:

Valores satisfatórios:

Observação:

Contatos (Polo) Barra Valores antes Valores depois

1X2

3X4

5X6

Marrom

Branca

Vermelha

Limpeza e lubrificação


Abertura e fechamento mecânicos

Abertura elétrica loca l/remota

Bobina

Carregamento manua l de mola

Indicador de nível de óleo

Indicador de posição

Câmara de extinção

Contato móvel e fixo

Isoladores

Cabo de controle

Lâmpadas de sinalização

Contatos auxi liares (rolete)

Condição geral do mecanismo

,

Oleo isolante

Relé de acionamento primário

Observação: Parecer técnico e condições do equipamento.


-

TRANSFORMADOR DE FORÇA -TESTES E VERIFICAÇOES

Local :

Endereço:

Data:

Identificação: Fabricante Nº de série:

Tipo: Tipo de isolação: Volume do óleo:

Potência: Data de fabricação: Tap. atual Nº:

Tipo de ligação primário:

Tipo de ligação secundário:

Tensão de placa: Tensão nom. AT: Tensão nom. BT:

Teste de Relação de Transformação

Ligação enrolamento prímário

Ligação enrolamento secundário

H2

X2

XO ..... ~·>-X~3~~~

X1

H1

H3

Instrumento: Fabricante

Tipo:

Tap Nº V. Primário AT V. Secundário BT Valor calculado

Ensaios Desvio admitido: 0,5%

Taps Nº Ligações dos terminais TR sobre ensaio Desvio% Condições

Hl-H3 / Xl-XO H2-H 1 / X2-XO H3-H2/ X3-XO


-

TRANSFORMADOR DE FORÇA -TESTES E VERIFICAÇOES

"


1 nstrum. Fabric: Tipo: Tensão de ensaio:

Temperatura do óleo: Temperatura ambiente: Valor aceitável :

Ponto de ensaios/Conexões 1 minuto 2 minutos 3 minutos 4 minutos

Linha Terra Guard

Primário Tanque Secundária

Primário Secundário Tanque

Secundário Tanque Primário

Vá lvula de alívio


Elemento secante sílica-gel

Juntas vedações vazamento

Indicador de nível de óleo

Venti ladores funcionamento

Registros, radiadores

Relé de gás alarme desliga

Corrosão, pintura, vibrações

Aterramento, tanque, neutro

Buchas primária e secundária

Termômetro

Conexões

Nível do óleo

Caixa de fiação

,

Oleo isolante

Observação:



•

• •

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a.

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LB SERVIÇOS E COMÉRCIO DE EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS L TOA

www.lbene rg ia.com.br

Rua Aragô iania, 153 sala 3 - Vila Barros - Guarulhos - SP - fone 2088-2072

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Assunto: DIAGRAMA UNI FILAR DE ALTA TENSÃO

Equipe Técnica: BENJAMIM BARROS - RICARDO GEDRA

Desenho: REINALDO BORELLI Escala: sem escala Folha: Única

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MEDIDOR

CONCESSIONÁRIA

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CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR DE ABERTURA SIMULTÂNEA

TRANSFORMADOR DE CORRENTE DA MEDIÇÃO

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL DA MEDIÇÃO

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL DA PROTEÇÃO - 800 VA

LEGENDA

RELÉ COMAS FUNÇÕES DA FALTA DE FASE, SUB TENSÃO, SOBRE TENSÃO E INVERSÃO DE FASE

TRANSFORMADOR DE CORRENTE DA PROTEÇÃO

RELÉ MICROPROCESSADO COM AS FUNÇÕES DE SOBRECORRENTE INSTANTÂNEA E TEMPORIZADA

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE AÇÃO OI RETA

DISJUNTOR DE MT À VÀCUO - 15KV

BASE DE FUSÍVEL TRIPOLAR TIPO HH

TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA

DISJUNTOR GERAL A SECO - BT

Equipe

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CHAVE MAGNÉTICA

CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR

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CHAVE SECCIONADORATRIPOLAR DOTADADE FUSÍVEL

AMPERÍMETRO

VOLTÍMETRO

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LB SERVIÇOS E COMÉRCIO DE EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS L TOA

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Rua Aragôiania, 107 - Vila Barros - Guarulhos - SP - fone 2088-2072

Assunlo:DIAGRAMA UNIFILAR DE MÉDIA TENSÃO

Té cnica: BENJAMIM BARROS - RICARDO GEDRA - REINALDO BORELLI

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Desenho: R8NALDO Escala: sem escala Revisão: 2 Folha: Única

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L8 SERVIÇOS E COMt;RCIO DE EQUIPAtJIENTOS ELt;TRICOS LTOA.

vNN1.lb~nê1gia com.br

Rua Aragoi â Ili a. 1 53 sala 3 - Vila Bafros . G uaru Ih os . S P - fone 2088. 207 2

A~$unto OIAGRAl\1A UNlt=IL.AR OE ALTA TENSAO

EQUIPE TÉCNICA

BENJA1',11M BARROS· RICARDO GEDRA

0 ~$e-nho: LUIZ A. PORCIANI FDlha : Ünic<t

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Ensaio com ponte potenciométrica H & B (ou TTR)

Grupo vetorial

conf. VOE

0532/18.69

A.T.

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Transformador

sob ensaio

B.T.

U2

Terminais dos transformadores

nos terminais

Hl H2 Xl X2

da ponte

Valor

medido

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H2 H3 X2 X3

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Bibliografia

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Estabelece os Procedimentos para Fixação do Encargo de Responsabilidade

da Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia

Elétrica, bem como para o Cálculo da Participação Financeira do Consumidor,

Referente ao Custo Necessário para Atendimento de Pedidos

de Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica que Não se Enquadrem

nos Termos dos Incisos I e li do art. 14 da Lei Nº 10.438, de 26

de abril de 2002. Brasília: AN EEL, 2007.


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Marcas registradas

Todos os nomes registrados, marcas registradas ou direitos de uso

citados neste livro pertencem a seus respectivos proprietários.


,

lndice remissivo

A

ABNT 30

AES Eletropaulo 32

Alta tensão 25, 103-104, 107, 111-113

Ampola 64

ANEEL 24,27,38,47-49

ANSI 170

Arco elétrico 60

ART (Anotação de Responsabilidade

Técnica) 131

As built 47

Aterramento 114, 115

temporário 124

B

Baixa tensão 47

Bastão de manobra 110

Blindagem 54

Bobinas 66, 71-74, 86

Boias 143-144

Borne 133

Buchas ou isoladores 86

e

Cabo(s)

de alimentação 159

de alta tensão 134, 159

de distribuição subterrânea 107

de ensaio EARTH 146

de ensaio GUARO 145

de ensaio LINE 145

nu 114

secundários 32

trifásico 52

Caixa de ligações 144

Câmara 64

de extinção 139

Capacete de segurança 110

Carcaça 137, 145-147, 157-158

Carta da CPFL 42

Centrifugação 153

Chave

fusível 69

seccionadora 67, 137

Choque elétrico 109

Circuito 94

denesergizado 112

Circuitos

altaebaixa 121

do sistema elétrico 93

Civis 30, 32

Comando

automático 66

elétrico 66

manual 66

Combustão interna 17

Combustível 18

Comunicação remota 100

Comutador 154

Condutor 52

Convencional 48

Conversão de frequência 22

Corrente

alternada 22

contínua 22

elétrica 20

CPFL 41-47, 49

Cubículos 160

Curto-circuito 54, 67, 69, 84, 85, 90,

96, 109

D

Decapagem 54-56

Desligamento do

disjuntor 110

transformador 113

Detector de tensão 114

Diagrama unifilar 184-186

Disjuntor(es) 28, 31-35, 59-67, 70, 82,

85, 94-98, 120-122, 139-143, 160

a ar comprimido 61

a gás 64

a óleo 59

a sopro magnético 62

a vácuo 63

de alta tensão 66

Dispositivos

de proteção 95

isolantes 111, 112

Distribuição 93

Dual blast 62

E

Edificação em alvenaria 32

Elemento

comparador 98

de atuação 98

sensor 98

Eletropaulo 11 O

Emergência 30

Energia

elétrica 16-26

eólica 18

Enrolamento 134, 142, 145-149, 151,

156-159

Ensaio

com ponte potenciométrica 188

do óleo 152

Entrada

aérea 52

subterrânea 52

EPCs 118,128, 131

EPls 118, 128, 131

EPR 53

Equipamentos 117-118, 126-133,

136, 144

de alta tensão 32

Estações Transformadoras de

Distribuição (ETD) 24

Transmissão (ETT) 22

ms 22

Extensão da rede elétrica 26

F

Filtragem 153

Fissão nuclear 18

Fitas semicondutoras 54

Fonte de alimentação 97

Fornos 94

Fusível 31-34, 95

G

Geotérmica 19

Geração da energia elétrica 17

GE série H 18

Grupo tarifário 42

H

Hidroelétricas 16

Hipot 133

Horossazonal 48

1

,

lndice de absorção e polarização 148

Inspeção 38, 46

lnstalação(ões) 57

desenergizada 127

elétricas 30, 32

elétricas de alta tensão 93

Instrumentos de

ensaios 132

de medição 88

Isolação

do cabo de alta tensão 54

elétrica 111

Isolado 112


L

Ligação

de uma subestação 38, 39

em alta tensão 47

Linha de

campo magnético 54

distribuição aérea 107

transmissão 22, 24, 26

Luva de borracha 110

M

Manga de borracha 110

Manutenção 107-108, 111-112,

117-118, 127-132, 136-137, 141,

143-154, 160

corretiva 129

de subestações 127, 129

preventiva 129

Máquina elétrica estática 70

Mecanismo do disjuntor 65

Medição da resistência de isolação

145-147

Medidor ligado 96

Megôhmetro 132

Meio ambiente 18

Microhmímetro 134

Mono blast 62

N

NBR 14039 30

Nível de óleo 80, 141

Nomenclatura para relé 164

NR-10 32,37, 103,117

Núcleo 74

o

Óleo isolante 54, 59, 75-78, 85, 139,

155, 155

Ondas costeiras 19

Operação

de emergência 117

e a manutenção de subestação 117

programada 117

p

Para-raios 28, 32-34, 57-58, 136-137

do tipo haste reta 58

do tipo válvula 58

Planejar 120

Plano de emergência 108

Polos 139

Pontos de conexão 26

Poste

de concreto 33

único 31

Potência dissipada 21

Processo de recondicionamento 153

Proteção 93-96, 98, 100

PVC 53

R

Ramal de ligação 52

Redução da corrente 21

Refrigeração 86

Relé 95-97, 100

Buchholz 84, 144

de controle seletivo 101

de gás 84

de pressão de líquido 100

de religamento automático 100

de sobrecorrente instantâneo 99

de sobretensão 100

de subtensão 99

diferencial 100

térmico do equipamento 100

térmico para máquina 100

Religamento 118, 126, 128

Reservatório 16

Resistência

de isolação 132 136-140, 144-148,

156,159,160

ôhmica dos enrolamentos 151

s

Secador de ar 80

Secagem por termovácuo 153

Secundário 120, 122, 135,142,145,

149,156,157

Segurança em instalações elétricas 103

Seletividade 93

Sequência de fase 99

Serviço de manutenção 32

Sinalizar 121

Sistema de

combustão 17

proteção 93-96

transmissão 22

Sistema elétrico de alta tensão 25

Sobreaquecimento 67, 83

Sobrecorrente 126

Solar fotovoltaica 19

Subestação 38-40,45-47, 93, 97-99,

104-105, 115, 107-109, 111-114

convencional 33-35

convencional blindada 35

da distribuidora 119

de consumidor 40, 107

primária 28, 30

simplificada blindada 33

simplificada de alvenaria 32

típica 30

T

Tanque de expansão 79

Tapete de borracha 11 O

TAPs 73

Tarifação 47

Tarifa

convencional 48

horossazonal 49

TCs 28,33-35, 96

Tensão 28-34

elétrica 22

Teor de PCB 77

Termoelétrica 18

Termômetro

de enrolamento 81, 142

do óleo 81, 139, 141-142

Testados 94

Teste(s)

da subestação 45

de rigidez dielétrica 136

TPs 28, 34-35

Trabalhador 105

Transformação da

corrente elétrica 71

energia elétrica 93

Transformador(es) 30-35, 70-90, 141

de corrente 88, 95

de corrente e medidor de energia 33

de instrumentos 156

de medição 96

de potencial 88, 95

de serviço 33

para instrumentos 95, 98

trifásicos 33

Transmissão

de energia elétrica 20

em corrente contínua 22

TIR 132,135,149

Tubulação 16

Turbina 17

a gás 18

u

Usina(s)

de ltaipu 20

nucleares 18

termoelétricas 17

V

Valores padronizados de tensão 21

Vapor 17

Via pública 36

X

XLPE 53


Cabine Primária - Subestações de Alta Tensão de Consumidor - 4ª Edição - Benjamim Ferreira de Barros - 2015

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