coletânea sobre dimensionamento de componentes de uma subestação e estudo de caso

Universidade Federal de Goiás - UFG

Escola de Engenharia Elétrica e de Computação

Especialização em Instalações Elétricas Prediais

Coletânea Sobre Dimensionamento de Componentes de uma

Subestação e Estudo de Caso

IGOR LOPES MOTA

Goiânia

2010

2

IGOR LOPES MOTA



Monografia apresentada à escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás para o preenchimento dos requisitos de obtenção do título de Especialista em Instalações Elétricas Prediais. Área de concentração: Sistema de Energia Elétrica Orientador: Prof. Dr. Euler Bueno dos Santos

Goiânia

2010

3

SÃO PERMITIDAS A REPRODUÇÃO E A DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL

DESTE TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO,

PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

MOTA, I. L., Coletânea Sobre Dimensionamento de Componentes de uma Subestação e

Estudo de Caso. Monografia de Final de Curso de Especialização – Escola de Engenharia

Elétrica e de Computação, Universidade Federal de Goiás, 2009.

Palavras Chave: Subestação Consumidora, Projeto de Subestação, Proteção de

Subestação, Custos de Subestação

4

IGOR LOPES MOTA



Monografia apresentada à escola de Engenharia Elétrica e de Computação da

Universidade Federal de Goiás para o preenchimento dos requisitos de obtenção do título de

especialista em Instalações Elétricas Prediais, aprovada em _____ de _____ de _____, pela

Banca Examinadora constituída pelos seguintes professores:

________________________________________________

Prof. Dr. Euler Bueno dos Santos - Orientador


Universidade Federal de Goiás

________________________________________________

Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves



________________________________________________

Prof. Dr. Sérgio Granato de Araújo



________________________________________________

Prof. Dr. Enes Gonçalves Marra



5

Dedico este trabalho aos meus pais, Hugo e Meire, pelo amor e dedicação de todos os dias, às minhas irmãs Ludmila e Raíssa e minha namorada Mariana, grandes mulheres que me deram força e incentivo moral e à minha querida Vozinha Ovídia pelo imenso amor. Pessoas fundamentais na minha vida que sempre estiveram ao meu lado.

Igor Lopes Mota

6

AGRADECIMENTOS

Ao Prof. Dr. Engenheiro Eletricista Euler Bueno dos Santos pela sua orientação e

constante preocupação em busca do conhecimento e desenvolvimento da Engenharia Elétrica

no Estado de Goiás.

Ao Engenheiro Eletricista Klênyo Lúcio da Silva pelo aprendizado, por ter aberto as

portas para o grande universo da prestação de serviços de engenharia e pelos investimentos

em minha carreira. Agradeço-o ainda pela importante contribuição com o empréstimo da

licença do software ETAP versão 7.1.0 para que as simulações pudessem ser realizadas.

A todos os professores e funcionários que trabalharam para a realização do curso de

Especialização em Instalações Elétricas Prediais.

E a todos aqueles que de forma direta ou indireta contribuíram para que pudesse

chegar aos resultados obtidos.

7

RESUMO

A energia elétrica gerada nas usinas hidrelétricas ou termoelétricas é controlada

através de um conjunto de equipamentos de proteção, controle e seccionamento que juntos

caracterizam uma subestação de energia, de forma a garantir confiabilidade, segurança e um

nível de qualidade satisfatório. Para atender a todos estes requisitos, vários critérios e normas

devem ser seguidos levando-se em conta a necessidade de cada instalação e o custo de

implantação do sistema. De toda forma, uma subestação sempre passa pelo campo da

necessidade do cliente, pelas características físicas destinadas ao seu fim, pela sua localização

em relação aos demais prédios da edificação, pela segurança dos equipamentos instalados e,

principalmente, pela segurança dos seus operadores. O correto dimensionamento físico do

abrigo ou da estrutura de sustentação da subestação, o correto cálculo de corrente de curto-

circuito da instalação e uma proteção elétrica bem coordenada e eficiente garantem um bom

nível de segurança de uma subestação, seja ela de média ou alta tensão. Nesta monografia será

desenvolvido um estudo básico sobre subestações de média tensão para cargas de até 5,0

MVA.

8

ABSTRACT

The electricity generated in hydroelectric and thermoelectric plants are controlled by a

set of protective equipment, control and switching that together characterize a power

substation to ensure the reliability, security and a satisfactory level of quality in the system.

To meet all these requirements, criteria and standards should be followed taking into account

the need for each installation and the cost of deploying the system. In every way, a substation

where the field is the need of the client, the physical characteristics for their purpose, by its

location in relation to other buildings of the building for safety equipment and, especially, for

the safety of their operators. The correct sizing of the physical structure of the shelter or

support of the substation, the correct calculation of current short-circuit protection of

electrical installation and a well coordinated and efficiently provide a good level of safety of a

substation, it is the medium or high voltage. This monograph will develop a basic study on

medium voltage for the substation loads of up to 5.0 MVA.

9

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Participação dos estados na geração de energia elétrica (ANEEL, 2009) ......................... 19

Figura 1.2 – Sistema simplificado de GTD de energia elétrica ............................................................. 20

Figura 3.1 - Componentes genéricos de uma entrada de energia .......................................................... 28

Figura 3.2 - Subestação abrigada em alvenaria – cubículos de medição, proteção e transformação .... 32

Figura 3.3 – Subestação blindada em cubículo metálico (Beghim, 2009) ............................................ 33

Figura 3.4 - Subestação ao tempo de 112,5 kVA instalada em poste ................................................... 35

Figura 3.5 - Subestação ao tempo de 300 kVA instalada em postes em estrutura H ............................ 35

Figura 3.6 - Localização da subestação em relação à edificação (MAMEDE, 2007) ........................... 37

Figura 4.1 - Chave fusível MT para distribuição – instalação externa (Balestro, 2009) ....................... 39

Figura 4.2 - Chave seccionadora com abertura sem carga (Beghim, 2009) .......................................... 40

Figura 4.3 - Chave seccionadora com abertura sob carga sem base fusível (Beghim, 2009) ............... 41

Figura 4.4 - Chave seccionadora com abertura sob carga com base fusível (Beghim, 2009) ............... 41

Figura 4.5 - Fusível de MT limitador de corrente HH (Dreyffus, 2009) ............................................... 43

Figura 4.6 - Curva tempo-corrente fusível HH de Média Tensão (Dreyffus, 2009) ............................. 43

Figura 4.7 - Elos fusíveis modelos H, K, T, EF e olhal (Delmar, 2009) ............................................... 46

Figura 4.8 - Disjuntor de MT com extinção a PVO (Beghim, 2009) .................................................... 49

Figura 4.9 - Disjuntor de MT com extinção a vácuo com manobra lateral (Beghim, 2009) ................. 49

Figura 4.10 - Disjuntor de MT com extinção a vácuo com manobra frontal (Beghim, 2009) .............. 50

Figura 4.12 - Pára-Raios de distribuição de MT (Balestro, 2009) ........................................................ 52

Figura 4.13 - Transformador de corrente MT (Seedel, 2009) ............................................................... 53

Figura 4.14 - Transformador de potencial MT (Seedel, 2009).............................................................. 53

Figura 4.15 – Esquema de ligação das bobinas em triângulo................................................................ 55

Figura 4.16 – Esquema de ligação das bobinas em estrela.................................................................... 56

Figura 4.17 - Transformador de potência com óleo isolante (Comtrafo, 2009) .................................... 57

Figura 4.18 - Transformador de potência com isolante a seco (Comtrafo, 2009) ................................. 58

Figura 5.1 - Proteção de sobrecorrentes – TC e Relés .......................................................................... 67

Figura 5.2 – Curvas tempo-corrente de disjuntor de baixa tensão (O Setor Elétrico, 2009) ................. 73

Figura 5.3 - Curvas típicas IEC NI, MI, EI, TD - simulado no ETAP 7.1.0 ......................................... 75

Figura 5.4 - Princípio da seletividade .................................................................................................... 77

Figura 5.5 - Seletividade fusível x fusível - simulado no ETAP 7.1.0 .................................................. 79

Figura 5.6 - Seletividade relé x fusível - simulado no ETAP 7.1.0 ....................................................... 80

Figura 5.7 - Seletividade relé x relé – simulado no ETAP 7.1.0 ........................................................... 81

10

Figura 5.8 - Proteção de transformador – pontos ANSI e INRUSH - simulado no ETAP 7.1.0 .......... 84

Figura 5.9 - Detalhe da instalação correta de cabos blindados em TC .................................................. 89

Figura 6.1 - Curva de Comportamento da Tensão e Corrente do Pára-Raio (Fonte: TARGET) .......... 95

Figura 6.2 - Malha de aterramento – configuração para subestações.................................................... 99

Figura 7.1 - Trajetória de circulação de ar refrigerante ....................................................................... 105

Figura 7.2 - Temperatura interna em relação à temperatura externa ................................................... 106

Figura 7.3 - Espaçamentos Mínimos Para Instalações Internas (TARGET, 2005). ............................ 110

Figura 7.4 - Dimensões de abertura de obstáculos (TARGET, 2005). ................................................ 114

Figura 7.5 - Dimensões do obstáculo (TARGET, 2005) ..................................................................... 115

Figura 9.1 - Diagrama unifilar............................................................................................................. 125

Figura 9.2 - Coordenadograma fase e neutro - simulado no ETAP 7.1.0 ........................................... 130

11

LISTA DE TABELAS

Tabela 1.1 - Capacidade de geração do Brasil (ANEEL, 2009) ............................................... 16

Tabela 1.2 - Empreendimentos em construção no Brasil (ANEEL, 2009) .............................. 17

Tabela 1.3 - Empreendimentos autorizados para construção no Brasil (ANEEL, 2009) ......... 17

Tabela 1.4 - Capacidade de geração do estado de Goiás (ANEEL, 2009) ............................... 18

Tabela 1.5 - Empreendimentos em construção em Goiás (ANEEL, 2009) .............................. 18

Tabela 1.6 - Empreendimentos autorizados para construção em Goiás (ANEEL, 2009) ........ 18

Tabela 4.1 - Corrente de fusão para os elos fusíveis tipo K (NBR 5359) ................................ 44

Tabela 4.2 - Corrente de fusão para os elos fusíveis tipo T (NBR 5359) ................................. 45

Tabela 4.3 - Corrente de fusão para os elos fusíveis tipo H (NBR 5359) ................................ 45

Tabela 5.1 – Corrente e tempo de atuação e não atuação ......................................................... 73

Tabela 5.3 – Índices das curvas tempo-corrente da norma ANSI C37.90................................ 76

Tabela 5.4 – Índice K de condutor (NBR 14039) .................................................................... 88

Tabela 5.5 – Energia liberada em arcos elétricos e seus danos (Eletropaulo, 1975) ................ 90

Tabela 5.6 – Relação corrente de arco e de curto franca (Kaufmann, 1975) ........................... 91

Tabela 6.1 – Dados para a especificação de pára-raios (NTD05/CELG) ................................. 95

Tabela 7.1 – Espaçamentos mínimos para instalações internas (NBR 14039) ...................... 111

Tabela 7.2 – Espaçamentos mínimos para instalações externas (NBR 14039) ...................... 112

Tabela 7.3 – Distâncias mínimas x tensão nominal (NBR 14039) ......................................... 112

Tabela 9.1 – Níveis de curto-circuito 3φ e 1φ ........................................................................ 125

Tabela 9.2 – Dados do transformador .................................................................................... 126

Tabela 9.3 – Resumo da parametrização do relé .................................................................... 129

12

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

A Ampère

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANSI American National Standards Institute

Art. Artigo

AT Alta Tensão

BT Baixa Tensão

CGH Central Geradora Hidrelétrica

CGU Central Geradora Undi-Elétrica

CH SEC Chave Seccionadora

DPS Dispositivo de Proteção Contra Surtos

DJ Disjuntor

EOL Central Geradora Eolielétrica

GTD Geração, Transmissão e Distribuição

Hz Hertz

IEC International Electrotechnical Commission

kA Kilo- Ampère (1000 x Ampère)

kVA Kilo-Volt Ampère

kW Kilo-Watt

MT Média Tensão

MVA Mega- Volt- Ampère (1.000.000 x Volt- Ampère)

MVAr Mega Volt- Ampère Reativo(1.000.000xVolt- Ampère Reativos)

MW Mega-Watts (1.000.000 x Watts)

NTD Norma Técnica de Distribuição

PCH Pequena Central Hidrelétrica

pu por unidade

PVO Pequeno Volume de Óleo

QGBT Quadro Geral de Baixa Tensão

RTC Relação de Transformação de Corrente

13

RTP Relação de Transformação de Potencial

SE Subestação

SEL Sistema Elétrico

SiC Carboneto de Silício

SOL Central Geradora Solar Fotovoltaica

SPSC Sistema de Proteção contra Sobrecorrentes

SPST Sistema de Proteção contra Sobretensões

TC Transformador de Corrente

TP Transformador de Potencial

UHE Usina Hidrelétrica de Energia

UTE Usina Termelétrica de Energia

UTN Usina Termonuclear

V Volts

VA Volt-Ampère

VAr Volt- Ampère Reativo

W Watts

ZnO Óxido de Zinco

Ω Ohm

14

SUMÁRIO

RESUMO ................................................................................................................................... 7

ABSTRACT ............................................................................................................................... 8

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................ 9

LISTA DE TABELAS ............................................................................................................. 11

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS .............................................................................. 12

SUMÁRIO ................................................................................................................................ 14

1. Introdução ...................................................................................................................... 16

2. Estudo da carga .............................................................................................................. 23

2.1. Demanda................................................................................................................. 23

2.2. Enquadramento Tarifário ....................................................................................... 24

3. Escolha do Tipo da Subestação ..................................................................................... 26

3.1. Partes Componentes de uma Subestação de Consumidor ...................................... 26

3.2. Tipos de Subestação ............................................................................................... 29

4. Principais Equipamentos de Subestações ...................................................................... 39

4.1. Chaves Seccionadoras ............................................................................................ 39

4.2. Fusíveis Limitadores Primários .............................................................................. 41

4.3. Disjuntor de Média Tensão .................................................................................... 46

4.4. Pára-Raios a Resistor Não-Linear .......................................................................... 50

4.5. Transformador de Corrente .................................................................................... 52

4.6. Transformador de Potencial ................................................................................... 53

4.7. Transformador de Potência .................................................................................... 54

5. Proteção contra Sobrecorrentes ..................................................................................... 61

5.1. Conceitos Filosóficos de Proteção ......................................................................... 62

5.2. Tipos de sistemas de Proteção ................................................................................ 63

5.3. Princípios Básicos da Proteção .............................................................................. 64

5.4. Dispositivos de Proteção Contra Sobrecorrentes ................................................... 66

5.5. Curva Tempo-Corrente .......................................................................................... 74

5.6. Coordenação e Seletividade ................................................................................... 77

5.7. Proteção de Transformador .................................................................................... 82

15

5.8. Proteção de Cabos .................................................................................................. 86

5.9. Proteção de Painéis................................................................................................. 90

6. Proteção Contra Sobretensões ....................................................................................... 93

6.1. Dispositivos de Proteção Contra Sobretensões ...................................................... 93

6.2. Aterramento ............................................................................................................ 98

6.3. Comentário Sobre o Tipo de Aterramento do Neutro ............................................ 99

7. Arquitetura ................................................................................................................... 102

7.1. Iluminação ............................................................................................................ 102

7.2. Infra-Estrutura e Outros ....................................................................................... 103

7.3. Ventilação e Controle de Temperatura................................................................. 104

7.4. Acessibilidade e Segurança .................................................................................. 106

7.5. Construção Civil ................................................................................................... 107

7.6. Instalações Auxiliares .......................................................................................... 107

7.7. Dimensionamento Físico das Subestações ........................................................... 108

8. Influência dos Custos no Projeto de uma Subestação .................................................. 116

8.1. Comparação de Custos de uma Subestação de 500 KVA .................................... 116

8.2. Custos de Implantação ......................................................................................... 122

9. Estudo de Caso: Projeto de uma Subestação de 1.000 kVA ........................................ 124

9.1. Dados da Unidade Consumidora .......................................................................... 124

9.2. Elementos e Seus Ajustes de Proteção ................................................................. 126

9.3. Especificação dos Equipamentos: ........................................................................ 131

9.4. Orçamento e Relação de Materiais da Subestação: .............................................. 138

10. Conclusões e Proposta para Trabalhos Futuros ........................................................... 140

Bibliografia ............................................................................................................................. 143

Anexos .................................................................................................................................... 146

A.1. Nomenclatura de relés da American Standard Association (ASA) ........................... 146

A.2. Layout da Subestação Abrigada 1,0 MVA 13,8/0,38 kV – Estudo de Caso ............. 149

16

CAPÍTULO

1

1. Introdução

Um país desenvolvido não pode ser imaginado sem energia elétrica ou com problemas

em seu fornecimento. Energia da qual dependem muitos investimentos nacionais e

internacionais que movimentam a economia e garantem o progresso e a geração de empregos.

Tamanha a importância do sistema elétrico de um país, que alguns institutos de pesquisa

de desenvolvimento econômico apontam no consumo de energia elétrica um dado importante

na classificação do nível de participação na economia mundial do país.

Essa consciência do tamanho da importância da energia elétrica já foi reconhecida no

Brasil. Após alguns apagões devidos a falta de investimentos no setor, o Brasil está correndo

atrás do prejuízo.

Hoje, o Brasil possui no total 2.063 empreendimentos em operação, gerando

103.619.806 kW de potência. Está prevista para os próximos anos uma adição de 39.242.875

kW na capacidade de geração do País, proveniente dos 129 empreendimentos atualmente em

construção e mais 474 outorgadas, o que representa cerca de 37,8% da potência disponível

atualmente, comprovando as informações anteriores (ANEEL, 2009).

Dados importantes são expostos nas tabelas que seguem.

Tabela 1.1 - Capacidade de geração do Brasil (ANEEL, 2009)

Empreendimentos em Operação no Brasil

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) Potência Especializada (kW) %

CGH 289 162.594 161.993 0,16

EOL 33 414.480 414.480 0,40

PCH 338 2.683.309 2.637.247 2,55

SOL 1 20 20 0

UHE 159 74.700.627 74.922.779 72,31

UTE 1.241 26.385.985 23.476.287 22,66

UTN 2 2.007.000 2.007.000 1,94

Total 2.063 106.354.015 103.619.806 100

17

Tabela 1.2 - Empreendimentos em construção no Brasil (ANEEL, 2009)

Empreendimentos em Construção no Brasil

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 1 848 0,01

EOL 7 339.500 2,67

PCH 65 1.084.017 8,52

UHE 23 7.781.400 62,14

UTE 33 3.520.623 27,66

Total 129 12.726.388 100

Tabela 1.3 - Empreendimentos autorizados para construção no Brasil (ANEEL, 2009)

Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2009 no Brasil

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) %

CGH 73 49.613 0,19

CGU 1 50 0

EOL 50 2.388.173 9,01

PCH 163 2.220.741 8,37

SOL 1 5.000 0,02

UHE 13 8.790.000 33,15

UTE 173 13.062.910 49,26

Total 474 26.516.487 100

O Estado de Goiás não poderia ser diferente, onde possui no total 57 empreendimentos

em operação, gerando 8.725.859 kW de potência, o que representa 8,42% da energia elétrica

gerada no Brasil. Está prevista para os próximos anos uma adição de 2.023.318 kW na

capacidade de geração do Estado, proveniente dos 13 empreendimentos atualmente em

construção e mais 26 com sua outorga assinada, o que representa 23,18% da energia

disponível no estado.

18

Tabela 1.4 - Capacidade de geração do estado de Goiás (ANEEL, 2009)

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência (kW) %

CGH 10 5.069 0,06

PCH 12 166.502 1,91

UHR 11 8.019.146 91,90

UTE 24 535.142 6,13

Total 57 8.725.859 100

Tabela 1.5 - Empreendimentos em construção em Goiás (ANEEL, 2009)



PCH 5 107.300 12,09

UHE 8 780.500 87,91

Total 13 887.800 100

Tabela 1.6 - Empreendimentos autorizados para construção em Goiás (ANEEL, 2009)



CGH 4 3.001 0,26

PCH 8 146.997 12,95

UHE 3 233.000 20,52

UTE 11 752.520 66,27

Total 26 1.135.518 100

Seguem gráficos de barras indicando a participação dos diversos estados da federação

na geração de energia elétrica.

19

Figura 1.1 - Participação dos estados na geração de energia elétrica (ANEEL, 2009)

Toda a energia elétrica gerada em usinas hidrelétricas, termoelétricas, nucleares, solares

ou eólicas é transmitida em alta tensão (AT) de forma a reduzir perdas de energia no processo.

Geralmente, a energia gerada é em baixa tensão por causa das características da maioria dos

geradores de energia comumente utilizados. Para se realizar a elevação da tensão para um

nível de transmissão adequado utiliza-se de subestações elevadoras. Esse nível de tensão de

transmissão em alta tensão (AT) não é compatível com o nível de tensão de distribuição

(dentro das cidades) e muito menos com o nível de tensão dos consumidores finais. Por isso,

em pontos próximos aos centros de cargas das cidades, subestações rebaixadoras são

construídas para transformar o nível de tensão de transmissão (AT geralmente) para o nível de

tensão de distribuição (MT geralmente).

As redes de distribuição de cidades são construídas e operadas em média tensão (MT)

de forma a reduzir perdas de energia no processo. Esse é o nível de tensão que atende aos

consumidores que se enquadram nas exigências do Art. 6º - II da Resolução 456 da ANEEL

de 29 de Novembro de 2000. Os consumidores que se enquadram no Art.6° - II da Resolução

da ANEEL são atendidos pelas concessionárias em MT, tornando-se necessário uma

subestação rebaixadora de MT para BT para adequar aos níveis de tensão dos equipamentos

usuais em indústrias, prédios comerciais e residenciais e conjuntos de residências.

Todas estas subestações têm nos transformadores seu elemento principal, o que quer

dizer que para o sistema funcionar bastaria somente ele. Mas aspectos de segurança, operação

e proteção do próprio transformador, das linhas de transmissão, dos consumidores e dos

operadores do sistema elétrico, vários outros equipamentos são necessários para manter o

20

sistema em um funcionamento seguro, de bom nível e confiável. Assim sendo, pode-se citar

as chaves seccionadoras, os disjuntores, os transformadores de corrente e potencial entre

outros.

Como já mencionado, uma subestação de energia tem a finalidade de modificar algumas

grandezas elétricas, como tensão e corrente, permitindo a sua distribuição aos pontos de

consumo em níveis adequados de utilização. Elas podem ser classificadas de acordo com sua

função dentro de um sistema elétrico:

• Subestação Central de Transmissão:

Normalmente construídas ao lado de usinas geradoras de energia elétrica com a

finalidade de elevar a tensão da energia gerada para níveis econômicos em se tratando

de transmissão de energia para os grandes centros consumidores.

• Subestação Receptora de Transmissão:

Construídas próximas aos centros consumidores e alimentadas por linhas de

transmissão que partem das subestações centrais de transmissão.

• Subestação de Subtransmissão:

São construídas no centro de um bloco de carga e alimentadas por uma

subestação receptora de transmissão. É de onde partem os alimentadores primários que

alimentam os transformadores de distribuição ou as subestações de consumidores.

• Subestação de Consumidor:

São construídas em propriedades particulares supridas através de alimentadores

primários originados de subestações de subtransmissão.

Figura 1.2 – Sistema simplificado de GTD de energia elétrica

21

A resolução 456 da ANEEL de 29 de Novembro de 2000 estabelece níveis de tensão

para consumidores de acordo com a potência instalada ou demandada, classificando em níveis

de fornecimento conforme Art. 6º - II – Tensão primária de distribuição inferior a 69 kV:

quando a carga instalada na unidade consumidora for igual a 75kW e a demanda contratada

ou estimada pelo interessado, para o fornecimento, for igual ou inferior a 2.500 kW.

Entretanto, a concessionária de energia é quem definirá a tensão primária de fornecimento ao

consumidor em questão.

As concessionárias de energia elétrica devem atender em tensão primária de distribuição

nos casos que se encaixem neste item da resolução 456 da ANEEL. O nível de tensão deverá

ser indicado pela concessionária, obedecendo, é claro, aos níveis estabelecidos pela ANEEL.

Para elaboração de projetos de subestação para uma determinada concessionária,

devem-se tomar como orientação as normas técnicas que cada empresa possui. Estas normas

estabelecem padrões de construção, critérios de análise e comparação de projetos, condições

gerais, proteção, aterramento, etc. compatíveis com as Normas Brasileiras de Instalações

Elétricas de Alta Tensão – NBR 14039/05.

Esta monografia tratará somente das Subestações de Consumidor alimentadas em Média

Tensão. De acordo com a NBR 14039/2005, média tensão corresponde às tensões entre 1,0kV

e 36,2kV.

Pelo exposto, este trabalho tem como objetivo reunir informações e apresentar um

estudo de caso sobre subestações de consumidores atendidos em média tensão, de forma a

contribuir para a pesquisa e estudos de engenheiros eletricistas que atuem nesta área da

engenharia elétrica. Objetiva-se envolver assuntos como equipamentos utilizados na

construção de uma subestação, dispositivos e conceitos de proteção de sobrecorrente e

sobretensão, arquiteturas, orçamentos dos tipos de subestações e um estudo de caso real

aplicando o tema desenvolvido.

Informações a respeito de todos os assuntos aqui desenvolvidos são encontradas em

livros e trabalhos existentes, mas em diversas obras diferentes. Tal situação torna a pesquisa

de um engenheiro projetista que atua na área de subestações mais difícil, pois necessitaria

adquirir vários livros e trabalhos científicos. Por estes motivos, este trabalho se justifica por

agrupar informações diversas em um só trabalho.

22

No capítulo 2 deste trabalho, serão desenvolvidas e apresentadas noções e conceitos

sobre estudo de carga de uma instalação e enquadramento tarifário de acordo com a resolução

456 da ANEEL e a norma NTD-05 da Companhia Energética de Goiás – CELG.

O capítulo 3 apresenta os principais tipos de subestações, como o tipo abrigado, ao

tempo ou cubículo blindado. As justificativas para a escolha de cada tipo de subestação são

discutidas de forma a contribuir na tomada de decisão do engenheiro eletricista responsável

pelo projeto.

Já no capítulo 4, os principais equipamentos utilizados em subestações são

apresentados. Princípios de funcionamento, tipos e figuras de cada equipamento podem ser

observados de maneira a contribuir para um melhor entendimento sobre o equipamento.

Conceitos, filosofias e métodos de cálculo sobre proteções de sobrecorrente podem ser

encontrados no capítulo 5 desta monografia.

No capítulo 6, a proteção de subestações contra sobretensões são discutidas de maneira

a apresentar formas de controle e limitação de riscos, tanto para o operador da subestação

quanto para a instalação.

Como iluminar uma subestação? Como garantir a ventilação? Como mitigar a existência

de riscos de acidentes por contato ou choque? Tais perguntas poderão ser respondidas no

capítulo 7, onde o assunto arquitetura de subestações é discutido.

Os custos de implantação de uma subestação são discutidos no capítulo 8, onde são

apresentados orçamentos de 3 tipos de subestações de 500 kVA, sendo analisado o impacto da

escolha do tipo de subestação, bem como dos equipamentos que farão parte da construção.

Como proposto, no capítulo 9, um estudo de caso real é desenvolvido desde as

primeiras definições até a apresentação de uma planta baixa com cortes e detalhes de uma

subestação consumidora atendida em tensão 13,8 kV de potência 1.000 kVA.

23

CAPÍTULO

2

2. Estudo da carga

Uma instalação elétrica é a união de todos os componentes e sistemas necessários para

se disponibilizar a energia elétrica de forma segura e conforme padrões técnicos exigidos

pelas normas nacionais e das concessionárias de energia que suprem o respectivo consumidor.

Cada equipamento a ser energizado solicita (ou demanda) uma determinada quantidade de

energia da rede, e essa demanda possui suas características.

Numa instalação completa, os equipamentos podem estar ligados simultaneamente ou

não, ou alguns ligados e outros não, ou ainda, estão ligados a plena carga enquanto que outros

não o estão. Enfim, toda instalação demanda certa quantidade de energia elétrica dependendo

do uso dos equipamentos nela instalados.

As concessionárias de energia já possuem estudo da demanda média de cada tipo de

instalação, seja ela residencial, comercial, hospitalar, industrial, etc., onde para cada tipo de

equipamento se prevê um consumo padrão. Quando não se tem este padrão de consumo, a

demanda deve ser calculada pelo responsável técnico da instalação.

A demanda total de uma instalação é o valor que determina as características do

fornecimento de energia a este consumidor, obedecendo aos limites de fornecimento da

concessionária e às determinações da ANEEL. A partir destes limites se determina o

dimensionamento de equipamentos e cabos para entrada de energia. Alguns aspectos sobre

demanda serão abordados.

2.1. Demanda

Um aspecto da carga instalada a ser considerado é a solicitação das instalações ao longo

do dia, semana, mês e ano. Percebe-se que somente uma parte da carga instalada é solicitada à

concessionária, tendo uma média de consumo de energia elétrica. É definido pela ANEEL

como fator de demanda, que nada mais é que a média das potências elétricas ativas ou

24

reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na

unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado.

Porém, a unidade consumidora não consome esta demanda em tempo integral ao longo

do dia, mês e ano. Possui uma sazonalidade de consumo alternando em função do horário do

dia. Por este motivo, contrata-se uma demanda com tarifa horosazonal de forma a pagar

somente por aquilo que se consome. Essa demanda contratada é a potência que a

concessionária de energia deverá disponibilizar ao consumidor. Por outro lado, o consumidor

deverá pagar integralmente o valor da tarifa multiplicado pela demanda contratada, seja ou

não utilizada a energia disponibilizada.

O valor da demanda contratada e o enquadramento horosazonal deve ser muito bem

escolhido em função do comportamento de consumo de energia elétrica afim de se ter um

menor custo de energia, pois estão previstos multas e sobretaxas em cima do que se consome

em relação ao que se contrata junto à concessionária. Por exemplo, a demanda de

ultrapassagem é a parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada,

expressa em quilowatts (kW).

Os equipamentos de medição de energia colhem os valores de maior demanda de

potência ativa integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o período de

faturamento, expressa em quilowatts (kW). Este valor é o que é considerado na composição

da fatura de energia elétrica.

2.2. Enquadramento Tarifário

Em instalações onde a demanda é superior a 75 kW e que é necessária uma subestação,

uma demanda deverá ser contratada. A resolução 456 da ANEEL define as estruturas

tarifárias disponíveis no mercado de energia elétrica brasileiro, que é definido de acordo com

a tensão de fornecimento e a demanda de energia da unidade consumidora.

Nesta resolução são definidos os principais termos que afetam ao valores tarifários: o

horário do dia e a época do ano:

• Horário de Ponta (P): período de 3 horas consecutivas que vai das 18h às 21h,

exceto sábados, domingos e feriados nacionais.

• Horário Fora de Ponta (F): horas complementares ao horário de ponta.

25

• Período Úmido (U): Período de 5 meses consecutivos, compreendendo os meses

de dezembro a abril.

• Período Seco (S): Período de 7 meses consecutivos, compreendendo os meses

maio a novembro.

De acordo com o Art. 2º, item XVI da resolução 456, a estrutura tarifária convencional

é caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de

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

tarifa é permitido para as unidades consumidoras atendidas por tensão de fornecimento

inferior a 69 kV e sempre que for contratada demanda inferior a 300 kW.

Já no item XVII do mesmo Art. 2°, a estrutura tarifária horo-sazonal é definida como

um conjunto de tarifas diferenciadas de consumo de acordo com as horas de utilização do dia

e época do ano. A tarifação horo-sazonal é classificada em dois tipos:

• Tarifa horo-sazonal azul: modalidade estruturada para aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização

do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de

potência de acordo com as horas de utilização do dia;

• Tarifa horo-sazonal verde: modalidade estruturada para aplicação de tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização

do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de

potência.

A tarifação horo-sazonal é permitida para as unidades consumidoras atendidas pelo

sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kV. Se

houver opção do consumidor, poderão ser enquadrado unidades consumidoras atendidas pelo

sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 kV, quando a demanda

contratada for igual ou superior a 300 kW em qualquer segmento horo-sazonal. Ainda,

quando a unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional houver

apresentado, nos últimos 11 ciclos de faturamento, 3 registros consecutivos ou 6 alternados de

demandas medidas iguais ou superiores a 300 kW.

Não será desenvolvido um estudo aprofundado sobre demanda e tarifação de energia

elétrica por não serem estes o tema proposto nesta monografia.

26

CAPÍTULO 3

3. Escolha do Tipo da Subestação

Uma subestação de energia, como já apresentado nos capítulos anteriores, possui

algumas funções dentro de uma instalação elétrica, tais como medição do consumo de energia

elétrica para faturamento, proteção das instalações e equipamentos e transformação do nível

de tensão da rede para o nível de tensão aplicável ao uso determinado. Estas funções podem

ser atingidas através de alguns tipos consagrados de subestações.

A escolha do tipo de uma subestação deve atender as características e exigências de

cada instalação, seguindo padrões e normas nacionais e internacionais de segurança e

qualidade, além de um fator de grande importância na engenharia: os custos de implantação.

Esta escolha influencia em vários itens das instalações, tais como a proteção do sistema

elétrico, a entrada de energia do empreendimento, o dimensionamento dos cabos

alimentadores dos painéis de BT, etc..

Este capítulo apresentará os tipos mais usados de subestações e seus componentes.

3.1. Partes Componentes de uma Subestação de Consumidor

As subestações de consumidor apresentam os seguintes componentes:

• Entrada de Serviço composta pelo ponto de ligação, ramal de entrada, ponto de

entrega e o ramal de entrada;

• Cabine de medição, proteção, seccionamento e transformação.

3.1.1. Entrada de Serviço

A entrada de serviço de uma subestação compreende os dispositivos localizados entre o

ponto de derivação da rede de distribuição da concessionária de energia e os terminais da

medição do consumidor. Neste percurso alguns itens compõem a entrada de energia:

27

• Ponto de ligação:

Ponto onde é derivado da rede da concessionária um ramal de ligação para

atender a respectiva subestação, conforme figura 3.1, ponto A.

• Ramal de Ligação:

É o trecho entre o ponto de ligação e o ponto de entrega, percurso que deve ser

aéreo, conforme figura 3.1, ponto B. Normalmente, como o ramal de ligação é uma

extensão do sistema de suprimento de energia, a responsabilidade do projeto,

construção e manutenção caberá a concessionária local.

• Ponto de Entrega

Ponto onde a concessionária se obriga a fornecer a energia elétrica, sendo

responsável tecnicamente, pela construção, operação e manutenção. Não corresponde

necessariamente ao ponto de medição do consumidor. O ponto de entrega pode variar

conforme o tipo da subestação, sendo entrada aérea ou subterrânea.

• Ramal de Entrada

É a interligação do ponto de entrega da concessionária aos terminais de

medição. Assim como o ponto de entrega, varia de acordo com o tipo de subestação,

sendo aéreo ou subterrâneo. O ramal de entrada aéreo é constituído de condutores ao

tempo e suspensos em estruturas adequadas para instalações aéreas. O ramal de

entrada subterrâneo é constituído de condutores com isolação apropriada para a

aplicação e instalados em condutos enterrados no solo. Neste tipo de instalação é

importante observar a necessidade de se utilizar caixas de passagem no percurso

enterrado deixando um “chicote” dentro, sendo que as caixas devem ter dimensões

aproximadas de 80x80x80cm (chicote é uma sobra de cabo enrolado). Além disto, em

locais de trânsito pesado de veículos, é necessário instalar junto aos condutos

envelopamentos de concreto e/ou camas de areia no fundo da vala onde serão lançados

para proteção contra esforços mecânicos.

Segundo a norma NBR 14039/05, o engenheiro projetista deve prever no

dimensionamento dos cabos alimentadores uma queda de tensão de no máximo 5% do ponto

de ligação com a rede da concessionária até o ponto de conexão com a unidade de

transformação (ponto de utilização).

28

Figura 3.1 - Componentes genéricos de uma entrada de energia

3.1.2. Cabine de Medição, Proteção e Seccionamento

A parte da subestação destinada à instalação dos equipamentos de medição, proteção, e

seccionamento, a cabine de medição e proteção deve constituir-se por dois compartimentos

contíguos, delimitados por parede de alvenaria até o teto, com os seguintes usos:

• O primeiro compartimento, chamado de recinto de medição, destina-se a receber o

ramal de entrada, a chave seletora de entrada e a instalação dos transformadores de

corrente (TC) e de potencial (TP) da medição fornecidos pela concessionária local;

• Em outro compartimento devem ser instalados os equipamentos de proteção,

delimitados entre si por muretas de alvenaria e providos na parte frontal de grade

de proteção que irá servir de anteparo para os operadores. Esses cubículos

destinam-se apenas à instalação de equipamentos e dispositivos de média tensão,

tais como disjuntores de MT, TC e TP de proteção, etc.

No cubículo de medição deve-se instalar uma janela para iluminação natural, sempre

que possível. Assuntos relacionados com arquitetura de subestações serão abordados também

no capítulo 7.

29

3.1.3. Cabine de Transformação

A cabine de transformação deve ser instalada preferencialmente no centro de cargas,

com o transformador rebaixador instalado com as características adequadas quanto ao seu

tipo, sendo com isolante óleo ou a seco.

Todas as cabines devem apresentar de forma visível a qualquer operador ou visitante

uma placa com a inscrição: “PERIGO DE VIDA – ALTA TENSÃO” e os símbolos

característicos desse perigo.

3.2. Tipos de Subestação

Ao projetar uma subestação, vários aspectos influenciam nas tomadas de decisões,

alguns técnicos e outros econômicos. Em geral as subestações são classificadas em 3 tipos:

• Subestação em alvenaria;

• Subestação blindada em cubículo metálico;

• Subestação instalada ao tempo.

3.2.1. Subestação em Alvenaria

São as subestações onde os equipamentos são instalados em dependências abrigadas. É

o tipo de subestação mais comum no ambiente industrial. Apresenta um custo reduzido além

de ser de fácil montagem e manutenção. No entanto, uma área relativamente grande é

demandada para a instalação. Sua aplicação é mais notável em instalações industriais que

disponham de espaço próximo aos centros de carga.

Podem ser classificadas em compartimentos de acordo a função desempenhada:

medição, proteção e transformação.

30

3.2.1.1. Posto de Medição

É aquele destinado à localização dos equipamentos auxiliares de medição, tais como os

transformadores de corrente e potencial. Normalmente, são postos de exclusividade da

concessionária, sendo todos os seus acessos lacrados de modo a não permitir a entrada de

pessoas que não sejam autorizados pela concessionária.

A construção do posto de medição é obrigatória, para a maioria das concessionárias, nos

seguintes casos:

• Quando a potência de transformação for superior a 500 kVA;

• Quando existir mais de um transformador na subestação;

• Quando a tensão secundária do transformador for diferente da tensão

padronizada pela concessionária.

Quando a potência de transformação for menor ou igual a 500 kVA a medição deverá

ser feita em tensão secundária, sendo dispensada a construção do posto de medição. Acima de

500 kVA de potência de transformação, a medição deverá ser feita em tensão primária, em um

posto de medição específico, quando determinado pela concessionária.

Na maioria das concessionárias, os transformadores de corrente e de tensão (TC e TP)

de medição são fornecidos e instalados pela concessionária, cabendo ao consumidor apenas a

montagem e disponibilização do cavalete ou estrutura de sustentação destes equipamentos, de

acordo com as normas da respectiva concessionária.

3.2.1.2. Posto de Proteção

É aquele destinado à instalação de chaves seccionadoras, fusíveis e/ou disjuntores

responsáveis pela proteção geral e seccionamento da instalação.

De acordo com a NBR 14039/05, em subestações de potência de transformação de até

300 kVA, a proteção poderá ser realizada por disjuntor acionado por um relé de sobrecorrente

(50/51 e 50N/51N) ou através de chaves seccionadoras e fusíveis limitadores de corrente,

sendo que neste caso obrigatoriamente a proteção na baixa tensão deverá ser feita por

disjuntor. Acima desta potência de transformação, a proteção em média tensão deverá ser

realizada pelo menos por disjuntor acionado por um relé de sobrecorrente (50/51 e 50N/51N).

31

3.2.1.3. Posto de Transformação

É aquele destinado à instalação de transformadores de força. Os principais tipos de

transformadores são classificados de acordo com o tipo de isolamento: à óleo ou a seco. Os

transformadores a seco não requerem instalações auxiliares, já os de isolamento à óleo

requerem algumas precauções, segunda a NBR 14039/05:

• Construção de barreiras incombustíveis entre os transformadores e demais

aparelhos;

• Construção de dispositivos adequados para drenar ou conter o líquido

proveniente de um eventual rompimento do tanque.

Essas precauções têm o objetivo de conter o óleo num possível vazamento do tanque do

transformador. As principais partes componentes de um sistema coletor de óleo com barreiras

corta-chamas são:

• Recipiente de coleta de óleo;

• Sistemas corta-chamas;

• Tanque acumulador.

O recipiente de coleta de óleo pode ser construído com uma área plana igual à seção

transversal do transformador, incluindo os radiadores. Também pode ser construído com área

plana de dimensões reduzidas, prevendo-se, no entanto, um declive mínimo no piso de 10%

no sentido do recipiente, a fim de coletar o óleo que por ventura vaze.

O sistema corta-chama funciona como barreira de proteção impedindo que a chama, no

caso de incêndio, atinja o tanque acumulador. Deve ser construído de material incombustível

e resistente a temperaturas elevadas. Os dutos de escoamento devem ter diâmetros de 75 mm.

O tanque acumulador deve ter capacidade de armazenar todo o volume de óleo contido

no transformador. Para transformadores de potência nominal superior a 1.500 kVA e inferior

a 3.000 kVA, a capacidade útil mínima do tanque acumulador é de 2m³.

Nos casos onde houver mais de um transformador, pode-se construir apenas um tanque

acumulador com capacidade útil mínima igual a capacidade do maior transformador da

instalação.

32

Figura 3.2 - Subestação abrigada em alvenaria – cubículos de medição, proteção e transformação

3.2.2. Subestação Blindada em Cubículo Metálico

Tipo e tecnologia escolhida por consumidores que não dispõem de espaço para alocação

de uma subestação em alvenaria. Neste caso, os custos são maiores em relação à subestação

em alvenaria devido aos equipamentos serem compactos e construídos com materiais de

maiores resistências e capacidade de isolação elétrica. Em termos de funcionalidades, nada

muda de um tipo para outro, porém, a manutenção e a montagem são mais complexas.

33

Figura 3.3 – Subestação blindada em cubículo metálico (Beghim, 2009)

3.2.3. Subestação Instalada ao Tempo

As subestações instaladas ao tempo são aquelas em que os equipamentos são instalados

ao tempo e os aparelhos abrigados.

Podem ser classificadas segundo a montagem dos equipamentos:

• Subestação aérea em plano elevado;

• Subestação de instalação no nível do solo.

34

3.2.3.1. Subestação aérea em plano elevado

São assim consideradas as subestações cujo transformador está fixado em torre ou

plataforma, geralmente são fabricadas em concreto armado, aço ou madeira. Observa-se que

postes de concreto são muito utilizados neste tipo de subestação.

Todas as partes vivas não protegidas devem estar situadas, no mínimo, a 5 metros do

piso. Quando não for possível observar a altura mínima de 5m para as partes vivas, pode ser

tolerado o limite de 3,5 metros, desde que o local seja provido de um sistema de proteção de

tela metálica ou equivalente, devidamente ligado à terra. Essa exceção deve atender as

seguintes características:

• Afastamento mínimo de 30 cm das partes vivas;

• Malha de tela com 50 mm de abertura, no máximo;

• Fios de aço zincado ou material equivalente de 3 mm de diâmetro, no mínimo.

Os equipamentos podem ser instalados da seguinte forma:

• Em postes ou torres de aço, concreto ou madeira adequada;

• Em plataformas elevadas sobre estrutura do concreto, aço ou madeira

adequada;

• Em áreas sobre cobertura de edifícios, inacessíveis a pessoas não qualificadas

ou providas do necessário sistema de proteção externa. Em nenhum

equipamento, neste caso, não deve ser empregado líquido isolante inflamável.

As concessionárias, CELG D, por exemplo, determinam um limite de potência do

transformador instalado em um único poste em 225 kVA. Acima de 225 kVA, podendo

chegar até 500 kVA dependendo da concessionária, a instalação deverá ser feita em dois

postes numa estrutura conhecida como estrutura “H”, onde o transformador é instalado em

uma base aérea fixada nos postes.

As figuras que seguem (3.4 e 3.5) estão conforme a NTD-05 revisão 01 da CELG D.

35

Figura 3.4 - Subestação ao tempo de 112,5 kVA instalada em poste

Figura 3.5 - Subestação ao tempo de 300 kVA instalada em postes em estrutura H

36

3.2.3.2. Subestação Instalada ao nível do solo

É o tipo de subestação em que os equipamentos, tais como disjuntores e

transformadores, são instalados em bases de concreto construídas ao nível do solo e os demais

equipamentos, tais como pára-raios, chaves fusíveis e seccionadoras, são montadas em

estruturas aéreas.

Esse tipo de subestação não costuma ser montada em áreas urbanas por causa do

elevado custo do terreno e dos equipamentos, em virtude de serem apropriados para instalação

ao tempo. Pode-se tornar mais econômica em instalações em locais rurais por ser um terreno

mais barato. Para níveis de média tensão têm-se uma pequena utilização desse tipo de

subestação. Muito utilizada, porém, para níveis de tensão maior ou igual a 69 kV.

3.2.4. Localização da Subestação x Tipo de Transformador

A norma brasileira NBR 14039/2005 sugere a localização do transformador de acordo

com o seu tipo de isolamento: à óleo mineral ou a seco. Isso por causa do fator segurança dos

operadores desta subestação e dos operários adjacentes.

O tipo de isolamento do transformador é importante nesta determinação quando se

prevê uma possível “falha” no sistema elétrico local ou adjacente que possa provocar uma

perturbação no transformador capaz de danificá-lo. Quando se trata de um transformador à

óleo, uma explosão pode provocar uma grande “bolha” de fogo e causar sérios danos às

instalações próximas além de incêndios e por em risco a vida de pessoas que estejam

próximas ao local. No caso dos transformadores a seco isso não acontece. O comportamento

deste tipo de transformador devido a grande perturbação é de quebra ou rompimento do seu

corpo gerando falhas no seu funcionamento.

A norma NBR 14039/05 determina que quando uma subestação de transformação fizer

parte integrante da edificação, somente é permitido o emprego de transformadores de líquidos

isolantes não inflamáveis ou transformadores a seco.

No caso da edificação para uso industrial, local onde a norma subentende que há pessoal

de manutenção trabalhando, pode-se concluir que a subestação não é parte integrante da

edificação, para efeito da aplicação de transformadores, nas seguintes situações:

37

• Quando a subestação está fora da edificação, mesmo que esteja no interior da

propriedade, conforme figura 3.6 item 1;

• Quando a subestação está no interior da edificação, mas as portas abrem para fora da

edificação, e a subestação é separada do interior da edificação por paredes de

alvenaria, não havendo nenhuma abertura para dentro, por exemplo, para ventilação,

conforme figura 3.6 item 2;

• Quando a subestação está no interior da edificação, e as portas abrem para dentro da

edificação, e se são portas corta-fogo e a subestação é separada do interior da

edificação por paredes de alvenaria, não havendo outra abertura para dentro, por

exemplo, para ventilação, conforme figura 3.6 item 3;

• Quando a subestação está totalmente no interior da edificação, e as portas abrem para

dentro da edificação, e a subestação é separada do interior da edificação por paredes

de alvenaria, mas não há nenhuma abertura para dentro, por exemplo, para

ventilação, conforme figura 3.6 item 4;

Figura 3.6 - Localização da subestação em relação à edificação (MAMEDE, 2007)

No caso da edificação para uso residencial ou comercial, local onde a norma subentende

que não há pessoal de manutenção trabalhando, pode-se concluir que a subestação não é parte

integrante da edificação, para efeito da aplicação de transformadores, somente quando a

38

mesma está fora da edificação, mesmo que esteja no interior da propriedade, conforme figura

3.6 item 1. Em todas as outras situações, onde a subestação está no interior da edificação, a

subestação é parte integrante da edificação.

39

CAPÍTULO

4

4. Principais Equipamentos de Subestações

Nas subestações normalmente existem dispositivos que possuem a função de medição

da energia consumida para faturamento ou controle interno, de proteção e seccionamento das

instalações e coordenação com o sistema elétrico e de transformação do nível de tensão de

fornecimento para os níveis desejáveis. Para isto, cada função é feita por um equipamento

específico dimensionado para o seu correto uso. Como exemplos, podem ser citadas as chaves

seccionadoras, disjuntores, pára-raios, transformadores de corrente, de potencial e de

potência, fusíveis que serão apresentados neste capítulo.

4.1. Chaves Seccionadoras

Elemento de seccionamento que pode ter função de proteção de sobrecorrentes.

A chave fusível com isolador de corpo único, também conhecida como chave

seccionadora de distribuição com base tipo C, é empregada normalmente em sistemas de

distribuição para corrente nominal não superior a 200A. Sua função de proteção é feita pelo

elemento elo fusível instalado na parte móvel do equipamento, assunto que será melhor

apresentado no item 4.2.

Figura 4.1 - Chave fusível MT para distribuição – instalação externa (Balestro, 2009)

40

A chave seccionadora com isolador tipo pedestal é empregada nas chaves fusíveis e são

apoiados numa base metálica que também tem a função de fixar a chave em estrutura da rede

de distribuição ou na subestação. São normalmente empregadas na proteção de subestação de

força de até 69 kV.

Estas chaves fusíveis são equipamentos adequados para aberturas do circuito sem carga.

No caso da proteção de transformadores individuais é permitida a abertura dos seus terminais

primários circulando apenas a corrente de magnetização. Mesmo assim, verifica-se a

existência de arco elétrico durante a operação da chave cuja magnitude depende da velocidade

da manobra que o operador imprime na vara de manobra.

Figura 4.2 - Chave seccionadora com abertura sem carga (Beghim, 2009)

Existem chaves fusíveis que permitem a abertura do circuito circulando corrente no

valor da corrente nominal da chave, sem necessidade de ferramentas especiais. Na operação

em carga, a chave fusível dotada de câmara de extinção, a corrente é desviada do contato

superior da chave para o contato auxiliar que está instalado dentro da câmara por meio de um

braço de aço inoxidável. Na abertura desse contato o arco formado ficará no interior da

câmara onde será gerado um gás deionizante. O gás expelido, o alongamento do arco e a

velocidade de abertura do braço de aço inoxidável proporcionarão a interrupção do arco. Esse

tipo de chave tem um custo mais elevado em relação às chaves sem abertura sob carga.

41

Figura 4.3 - Chave seccionadora com abertura sob carga sem base fusível (Beghim, 2009)

O cartucho ou porta-fusível é a parte principal e ativa da chave fusível. É o componente

da chave que aloja o elo fusível, responsável pelas características de proteção da chave, e

ainda é a parte móvel da chave, elemento que quando esta é manobrada, se move para

desconectar as pontas. Apresenta uma função secundária, porém de grande importância, pois,

após a operação da chave, o cartucho fica suspenso na extremidade inferior desta, servindo

como elemento indicador de atuação da chave fusível, permitindo às equipes de manutenção

fácil identificação do local onde ocorreu a interrupção do sistema.

Figura 4.4 - Chave seccionadora com abertura sob carga com base fusível (Beghim, 2009)

4.2. Fusíveis Limitadores Primários

O fusível é um dispositivo de proteção que opera pela fusão do seu elemento interno (elo

fusível) na passagem de corrente. Trata-se de um dispositivo de proteção simples e de baixo

42

custo se comparado com os outros dispositivos de proteção. Podem ser usados tanto na média

tensão quanto na baixa tensão. O seu baixo custo, sua eficiência em limitação de corrente e

sua alta capacidade de interrupção justifica sua utilização.

A característica fundamental do fusível é que ele usa um elemento metálico que será

fundido para obter a interrupção da corrente e possui uma curva de tempo-corrente fixa não

ajustável. É importante observar que o gráfico de tempo-corrente do fusível é formado de

duas curvas:

• Curva de tempo mínimo de fusão;

• Curva de tempo máximo de interrupção.

Na escolha do fusível, deve ser levada em conta a energização e partida de

equipamentos a serem protegidos, tais como transformadores e motores. Isso significa que o

elo fusível não deve romper neste tipo de operação.

4.2.1.1. Fusíveis de Média Tensão

Os fusíveis de média tensão do tipo limitadores de corrente são destinados ao uso interno

ou externo em sistemas de corrente alternada de 60 Hz para tensões acima de 1,0 kV. São

largamente usados na proteção de transformadores, motores, alimentadores e banco de

capacitores.

Quando uma corrente de falta de alta intensidade atravessa o fusível, sua fusão ocorre

antes que a corrente de falta atinja seu valor máximo.

A característica de limitação ocorre quando o tempo de interrupção do fusível, que é

igual a soma do tempo de fusão (ts) e o tempo de extinção do arco (tL), for menor que o

tempo da corrente presumida atingir o seu valor máximo, normalmente em um quarto (¼) de

ciclo.

Estes fusíveis não são fabricados para proteção de sobrecarga e sim para proteção de

curto-circuito.

O fusível de MT mais comumente usado em instalações industriais é o tipo HH. Deve

ser escolhido com corrente de carga máxima do circuito.

43

Figura 4.5 - Fusível de MT limitador de corrente HH (Dreyffus, 2009)

Figura 4.6 - Curva tempo-corrente fusível HH de Média Tensão (Dreyffus, 2009)

44

4.2.1.2. Elo Fusível de Distribuição

Os elos fusíveis são utilizados em chaves fusíveis nos sistemas de distribuição primária

das concessionárias. São normatizados pela norma NBR 5359 onde são classificados nos

tipos: H, K e T:

• Tipo K: é largamente utilizado na proteção de redes aéreas de distribuição

urbanas e rurais. São considerados elos fusíveis de atuação rápida;

• Tipo T: é considerado fusível de atuação lenta. Sua aplicação é na proteção de

ramais primários de redes aéreas de distribuição;

• Tipo H: é utilizado na proteção de transformador de distribuição e fabricado

para correntes de até 5A. São considerados elos fusíveis de alto surto, isto é,

apresentam um tempo de atuação lento para altas correntes.

Esta relação de rapidez mencionada na classificação dos tipos de elos fusíveis é definida

como a relação entre o valor da corrente mínima de fusão a 0,1 segundo e a corrente mínima

de fusão a 300 segundos para elos fusíveis de corrente nominal de até 100 A ou 600 segundos

para elos fusíveis de corrente nominal acima de 100 A. A NBR 5359 estabelece que os elos

fusíveis devem estar de acordo com os valores apresentados nas tabelas abaixo.

Tabela 4.1 - Corrente de fusão para os elos fusíveis tipo K (NBR 5359)

Corrente Nominal (A) Corrente de Fusão (A) Relação

de

Rapidez

300 ou 600 seg (*) 10 seg 0,1 seg Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.

Preferências

6 12,0 14,4 13,5 16,2 72 86,4 6,0

10 19,5 23,4 22,5 27,0 128 153,6 6,6

15 31,0 37,2 37,0 44,4 215 258,0 6,9

25 50,0 60,0 60,0 72,0 350 420,0 7,0

40 80,0 96,0 98,0 117,6 565 678,0 7,1

65 128,0 153,6 159,0 190,8 918 1.101.5 7,2

100 200,0 240,0 258,0 309,6 1.520 1.824,0 7,6

140 310,0 372,0 430,0 516,0 2.470 2.964,0 8,0

200 480,0 576,0 760,0 912,0 3.880 4.656,0 8,1

Não Preferenciais

8 15,0 18,0 18,0 21,6 97 116,4 6,5

12 25,0 30,0 29,5 35,4 166 199,2 6,0

20 39,0 47,0 48,0 57,6 273 327,6 7,0

30 63,0 76,0 77,5 93,0 447 536,4 7,1

50 101,0 121,0 126,0 151,2 719 867,8 7,1

80 160,0 192,0 205,0 246,0 1.180 1.416,0 7,4

(*) 300 segundos para elos fusíveis até 100 A, 600 segundos para elos fusíveis de 140 e 200 A.

45

Tabela 4.2 - Corrente de fusão para os elos fusíveis tipo T (NBR 5359)

Corrente Nominal (A) Corrente de Fusão (A) Relação

de

Rapidez

300 ou 600 seg (*) 10 seg 0,1 seg Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.

Preferências

6 12,0 14,4 15,3 18,4 120 144,0 10,0

10 19,5 23,4 26,5 31,8 224 268,8 11,5

15 31,0 37,2 44,5 53,4 388 465,6 12,5

25 50,0 60,0 73,5 88,2 635 762,0 12,7

40 80,0 96,0 120,0 144,0 1.040 1.248,0 13,0

65 128,0 153,6 195,0 234,0 1.650 1.980,0 12,9

100 200,0 240,0 319,0 382,8 2.620 3.144,0 13,1

140 310,0 372,0 520,0 624,0 4.000 4.800,0 12,9

200 480,0 576,0 850,0 1.020,0 6.250 7.500,0 13,0

Não Preferenciais

8 15,0 18,0 20,5 24,6 166 199,2 11,1

12 25,0 30,0 34,5 41,4 296 355,2 11,8

20 39,0 47,0 57,0 68,4 496 395,2 12,7

30 63,0 76,0 93,0 111,6 812 974,4 12,9

50 101,0 121,0 152,0 182,4 1.310 1.572,0 13,0

80 160,0 192,0 248,0 297,6 2.080 2.496,0 13,0

(*) 300 segundos para elos fusíveis até 100 A, 600 segundos para elos fusíveis de 140 e 200 A.

Tabela 4.3 - Corrente de fusão para os elos fusíveis tipo H (NBR 5359)

Corrente

Nominal (A)

Corrente de Fusão (A) 300 seg 10 seg 0,1 seg

Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo 1 2,5 3,3 6,8 8,6 53 80

2 3,5 4,3 9,2 12,0 89 130

3 4,7 5,9 11,3 14,5 89 130

5 7,4 9,2 15,3 18,5 89 130

Quando o elo fusível é usado na proteção de um alimentador, sua corrente nominal (IE)

deverá ser maior ou igual a corrente de carga máxima (IC) do alimentador, considerando uma

eventual previsão de aumento de carga. Por outro lado, corrente nominal do elo (IE) deverá

ser menor ou igual que um quarto da mínima corrente de curto-circuito (ICC_mín) no trecho a

ser protegido, conforme expressão 4.1:

I ≤ I ≤

I_Í (4.1)

A corrente do elo fusível não deve exceder a corrente da chave fusível que geralmente

encontra-se em série com o fusível.

46

Figura 4.7 - Elos fusíveis modelos H, K, T, EF e olhal (Delmar, 2009)

4.3. Disjuntor de Média Tensão

Os disjuntores são equipamentos destinados ao chaveamento e a interrupção de corrente

elétricas de uma instalação. Estes equipamentos necessitam de um acionador para operarem,

que pode ser um relé ou botões de controle instalados no painél de proteção. O relé é o

elemento que processa as informações obtidas através de sensores de corrente ou tensão (TC e

TP) e as analisam determinando assim se deve ou não interromper o circuito.

Por ter a capacidade de interromper o circuito sob carga ou em falta (defeito), o disjuntor

tem como sua principal função a interrupção das correntes de falta de um circuito durante o

menor tempo possível, determinado pelo seu respectivo relé. Neste tipo de manobra um

fenômeno físico muito prejudicial aos equipamentos surge e precisa ser eliminado: o arco

elétrico.

4.3.1. Arco Elétrico

O arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de um

circuito que conduz determinada corrente de carga, de sobrecarga ou defeito. Pode ser

definido também como um canal condutor formado num meio fortemente ionizado,

provocando um intenso brilho e elevando, consideravelmente, a temperatura natura do meio

em que se desenvolve (MAMEDE, 2007).

47

No instante inicial do movimento do contato móvel, a pressão entre os contatos diminui,

aumentando-se, consequentemente, a resistência elétrica entre eles e conduzindo a corrente a

circular apenas por algumas saliências existentes nas superfícies dos contatos. Isso acarreta

grandes perdas ôhmicas, elevando consideravelmente a temperatura das superfícies

condutoras. Imediatamente após a separação dos contatos, a corrente continua passando

através do meio fortemente ionizado. Ao se proceder o afastamento total dos contatos,

observa-se a formação do arco que precisa ser extinto o mais rapidamente possível, para a

evitar a fusão dos contatos.

O arco pode atingir cerca de 4.000K (3.726ºC) na sua periferia, podendo chegar

aproximadamente a 15.000K (14.726ºC) no seu núcleo. Os valores dessas temperaturas

podem variar em função do meio extintor (SILVA, 2009).

No chaveamento sob carga, ou seja, sob passagem de uma corrente elétrica de carga, o

aparecimento do arco elétrico é inevitável, o qual precisa ser prontamente eliminado. O arco

formado desta forma torna-se o meio de continuidade do circuito mencionado até que a

corrente atinja seu ponto zero durante o ciclo senoidal.

Como princípio básico para a extinção de um arco elétrico qualquer, é necessário que se

provoque o seu alongamento por meios artificiais, reduza a sua temperatura e substitua o meio

ionizado entre os contatos por um meio isolante eficiente que pode ser o ar, óleo ou gás, o que

permite, assim, classificar o tipo de meio extintor, consequentemente, as características

construtivas do disjuntor (MAMEDE, 2007).

Interrupção no ar sob condição de pressão atmosférica é característica de seccionadores

tripolares que operam em carga e de disjuntores de baixa tensão. Utilizam processos de

interrupção como alongamento e resfriamento do arco, alta velocidade de manobra e

fracionamento do arco.

Interrupção no óleo consiste no processo do interruptor no interior de um recipiente que

contém óleo mineral. Na separação dos contatos, há a formação de um arco entre eles. Como

o arco elétrico apresenta uma temperatura elevada, as primeiras camadas de óleo que tocam o

arco são decompostas e gaseificadas, resultando na liberação de certa quantidade de gases,

compostos na sua maioria por hidrogênio, associado a uma porcentagem de acetileno e

metano. Os gases deslocam-se para a superfície do óleo e, nesta trajetória, levam consigo o

próprio arco, que se alonga e resfria ainda nas imediações dos contatos, extinguindo-se, em

geral, logo na sua primeira passagem da corrente pelo zero natural.

48

Interrupção no gás hexafluoreto de enxofre (SF6) consiste na abertura do interruptor no

interior do recipiente contendo este gás. O princípio básico de interrupção em SF6 se

fundamenta em sua capacidade de levar rapidamente a zero a condutibilidade elétrica do arco,

absorvendo os elétrons livres na região do mesmo, e de restabelecer com extrema velocidade

a sua rigidez dielétrica após cessados os fenômenos que motivaram a formação do arco.

Interrupção no vácuo consiste na abertura dos contatos no interior de uma ampola onde

se fez um elemento nível de vácuo. Mediante a separação dos contatos, surge um arco entre

eles de grande intensidade, acompanhado de certa quantidade de vapor metálico resultante de

uma pequena decomposição dos contatos formando um plasma. Após a extinção do arco, é

restabelecida a rigidez dielétrica entre os contatos do disjuntor. A intensidade com que se

forma o vapor metálico durante a disrupção do arco é diretamente proporcional à intensidade

da corrente que é interrompida. O arco não sofre nenhum processo de resfriamento durante a

sua extinção, o que diferencia substancialmente esse tipo de disjuntor de muitos outros

(MAMEDE, 2007).

A forma com que o disjuntor elimina o arco elétrico é quem o qualifica e diferencia em

três tipos:

• Disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO);

• Disjuntores a vácuo;

• Disjuntores a SF6.

4.3.2. Disjuntores a Pequeno Volume de Óleo

Disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO) têm os contatos instalados no interior de

câmaras de extinção, individualmente separadas e montadas juntamente com a caixa do

mecanismo de comando numa estrutura de cantoneiras de ferro. Os pólos que contêm a

câmara de extinção, os contatos fixos e móveis de abertura/fechamento e o líquido de extinção

do arco são os principais elementos do disjuntor. O óleo utilizado nos disjuntores pode ser o

parafínico ou naftênico. São disjuntores muito utilizados no mercado atual, sendo

recomendados para instalações onde a frequência de chaveamento não seja intensa, sendo

reservada somente às paralisações temporárias para manutenção, por exemplo, e em atuações

de proteção contra falhas (MAMEDE, 2007).

49

Figura 4.8 - Disjuntor de MT com extinção a PVO (Beghim, 2009)

4.3.3. Disjuntores a Vácuo

Disjuntores a vácuo são os que utilizam a câmara de vácuo como elemento de extinção

do arco. São especialmente utilizados em instalações onde a frequência de manobra é

relativamente intensa e também nas situações onde é aconselhável o uso de disjuntores a óleo.

Para exemplificar, o seu uso é bastante acentuado no circuito de transformadores de fornos a

arco em virtude da grande frequência de manobras, que pode chegar a 300 operações mensais.

Figura 4.9 - Disjuntor de MT com extinção a vácuo com manobra lateral (Beghim, 2009)

50

Figura 4.10 - Disjuntor de MT com extinção a vácuo com manobra frontal (Beghim, 2009)

4.4. Pára-Raios a Resistor Não-Linear

As linhas de transmissão e redes aéreas de distribuição urbanas e rurais são vulneráveis

às descargas atmosféricas que, em determinadas condições, podem provocar sobretensões

elevadas no sistema (sobretensões de origem externa), ocasionando a queima de

equipamentos, tanto os da companhia concessionária de energia elétrica como os do

consumidor.

Para que se protejam os sistemas elétricos dos surtos de tensão, que também podem ter

origem durante manobras de chaves seccionadoras e disjuntores (sobretensões de origem

interna) são instalados equipamentos apropriados que reduzem o nível de sobretensão a

valores compatíveis com a suportabilidade desses sistemas. Esses equipamentos protetores

contra sobretensões são denominados pára-raios.

Os pára-raios são utilizados para proteger os diversos equipamentos que compõem uma

subestação de potência ou simplesmente um único transformador de distribuição instalado em

poste. Os pára-raios limitam as sobretensões a um valor máximo. Este valor é tomado como o

nível de proteção que o pára-raios oferece ao sistema.

A proteção dos equipamentos elétricos contra as descargas atmosféricas é obtida através

de pára-raios que utilizam as propriedades na não-linearidade dos elementos de que são

fabricados para conduzir as correntes de descarga associadas às tensões induzidas nas redes e

51

em seguida interrompem as correntes subsequentes, isto é, aquelas que sucedem às correntes

de descarga após a sua condução à terra.

Atualmente existem dois elementos de características não-lineares capazes de

desempenhar as funções anteriormente mencionadas a partir dos quais são constituídos os

pára-raios: carbonato de silício e óxido de zinco.

Os pára-raios de carboneto de silício são aqueles que utilizam como resistor não-linear o

carboneto de silício (SiC) e têm em série com este um centelhador formado por vários espaços

vazios (gaps).

O carboneto de silício é um material capaz de conduzir alta corrente de descarga com

baixas tensões residuais, no entanto oferece uma alta impedância à corrente subsequente

fornecida pelo sistema. Esse tipo de pára-raios só pode funcionar com a presença do

centelhador série, devido a sua característica tensão x corrente.

O referido pára-raio possui corpo de porcelana vitrificada de alta resistência mecânica e

dielétrica, dentro do qual estão alojados os principais elementos ativos do pára-raios.

Seu centelhador série é constituído de um ou mais espaçadores entre eletrodos, dispostos

em série com os resistores não-lineares, e cuja finalidade é assegurar, sob quaisquer

condições, uma característica de disrupção regular com uma rápida extinção da corrente

subsequente, fornecida pelo sistema.

O desligador automático é constituído de um elemento resistivo em série com uma

cápsula explosiva protegida por um corpo de baquilete. Sua principal utilidade é desligar o

pára-raios defeituoso da rede através da sua auto-explosão. Adicionalmente, serve como

indicador visual de defeito do próprio pára-raios.

Os pára-raios de óxido de zinco são aqueles que utilizam o óxido de zinco (ZnO) e, ao

contrário dos pára-raios de silício, não possuem centelhadores série.

Assim como o SiC, o óxido de zinco apresenta uma elevada capacidade de condução de

corrente de surto que resulta em baixas tensões durante a passagem da corrente de descarga,

ao mesmo tempo que impede a passagem da corrente subsequente, fornecida pelo sistema.

São construídos com corpo de porcelana ou polimérico. Este último é o que vem sendo

mais utilizado por apresentar algumas vantagens, como, por exemplo, a sua aplicação em

áreas de elevada poluição e em casos de falha por excesso de energia, os blocos de ZnO de

porcelana entram em decomposição liberando gases que elevam a pressão interna até o

52

rompimento do corpo, expelindo fragmentos, ao contrário do polimérico cujo risco de

liberação de fragmentos para o ambiente é remota (MAMEDE, 2007).

Os pára-raios de óxido de zinco apresentam uma série de vantagens que justificam a sua

maior utilização em instalações elétricas. Entre estas vantagens, as principais são:

• Não existência de corrente subsequente nos pára-raios a óxido de zinco;

• Apresentam maior capacidade de absorção de energia;

• São dotados de um nível de proteção melhor definido, o que resulta da margem

de segurança do isolamento dos equipamentos;

• Por não possuírem centelhadores, a curva de atuação dos pára-raios de ZnO

não apresentam transitórios.

Figura 4.12 - Pára-Raios de distribuição de MT (Balestro, 2009)

4.5. Transformador de Corrente

Os transformadores de corrente (TC) são equipamentos que permitem aos instrumentos

de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem

correntes nominais de acordo com a corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. Eles

convertem eletromagneticamente correntes elevadas que circulam no seu primário em

pequenas correntes secundárias, obedecendo a sua relação de transformação de corrente

(RTC).

Os transformadores de corrente devem ser especificados de acordo com a carga que será

ligada no seu secundário.

53

Figura 4.13 - Transformador de corrente MT (Seedel, 2009)

4.6. Transformador de Potencial

Os transformadores de potencial (TP) são equipamentos que permitem aos instrumentos

de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem tensão

de isolamento de acordo com a rede à qual estão ligados. São empregados indistintamente nos

sistemas de proteção e medição de energia elétrica. Em geral, são instalados junto aos

transformadores de corrente.

Figura 4.14 - Transformador de potencial MT (Seedel, 2009)

54

4.7. Transformador de Potência

Transformador é um equipamento de operação que por meio de indução eletromagnética

transfere energia de um circuito primário, para um ou mais circuitos denominados,

respectivamente, secundário e terciário, sendo, no entanto, mantida a mesma frequência,

porém com tensões e correntes diferentes.

Na sua concepção mais simples, um transformador é constituído de duas modalidades de

enrolamentos: o enrolamento primário, que recebe a energia do sistema supridor, e o

enrolamento secundário, que transfere esta energia para o sistema de distribuição,

descontando as perdas internas referentes a esta transformação.

Os transformadores são construídos com as mais diversas características que dependem

do tipo de carga que se quer alimentar ou mesmo do ambiente onde se pretende instalá-los.

Os transformadores trifásicos, objeto deste estudo, podem ter seus enrolamentos ligados

de três diferentes maneiras, dependendo da conveniência do sistema em que serão aplicados.

4.7.1. Ligação Triângulo

É aquela em que os terminais das bobinas são ligados entre si (um fim de uma bobina ao

início da outra) seguindo uma determinada lógica, permitindo a alimentação em cada ponto de

ligação. A tensão aplicada entre dois quaisquer destes pontos é chamada de tensão de linha, e

a corrente que entra em quaisquer desses pontos é chamada similarmente de corrente de linha.

A corrente que circula em quaisquer das bobinas é denominada corrente de fase. Nesse tipo de

ligação tem-se:

= (4.2)

= √3 × (4.3)

Onde V é a tensão de linha, I é a corrente de linha, V é a tensão de fase e I é a corrente

de fase.

55

Figura 4.15 – Esquema de ligação das bobinas em triângulo

4.7.2. Ligação Estrela

É aquela em que os terminais das bobinas são ligados a um ponto comum, podendo

resultar esta ligação em três ou quatro fios. A tensão aplicada entre dois quaisquer dos fios é

chamada de tensão de linha, e a corrente que circula em quaisquer destes fios é chamada de

corrente de linha. Já a tensão medida entre o ponto comum e quaisquer dos fios é denominada

tensão de fase. Nesse tipo de ligação tem-se:

= √3 × (4.4)

= (4.5)

Onde:

é a tensão de linha;

é a corrente de linha;

é a tensão de fase;

é a corrente de fase.

A ligação estrela é comumente utilizada no secundário dos transformadores de força e

distribuição, podendo, também, ser utilizada no primário.

56

Figura 4.16 – Esquema de ligação das bobinas em estrela

Os transformadores são classificados quanto ao meio isolante em dois grandes grupos:

Transformadores em líquido isolante e transformadores a seco.

4.7.3. Transformadores em Líquido Isolante

São utilizados em sistemas de distribuição e força e em plantas industriais comuns.

Existem três tipos de líquidos que são usados em transformadores: óleo mineral, silicone

e ascarel. A utilização do ascarel está proibida em território nacional por lei.

57

Figura 4.17 - Transformador de potência com óleo isolante (Comtrafo, 2009)

4.7.4. Transformadores a Seco

São de emprego mais específico por tratar-se de um equipamento de custo mais elevado,

comparativamente aos transformadores em líquido isolante.

São empregados mais especificamente em instalações onde os perigos de incêndio são

iminentes, tais como refinarias de petróleo, indústrias petroquímicas, grandes centros

comerciais, em que a norma da concessionária local proíbe o uso de transformadores à óleo

mineral, além de outras instalações que requeiram um nível de segurança elevado contra

explosões de inflamáveis.

58

Figura 4.18 - Transformador de potência com isolante a seco (Comtrafo, 2009)

4.7.5. Aspectos Relevantes dos Transformadores

4.7.5.1. Impedância Percentual

A impedância percentual representa numericamente a impedância do transformador em

porcentagem da tensão de ensaio de curto-circuito, em relação à tensão nominal. É medida

provocando-se um curto-circuito nos terminais secundários e aplicando-se uma tensão nos

terminais primários que faça circular nesse enrolamento a corrente nominal.

=

× 100 (%) (4.6)

59

Onde:

é a tensão nominal de curto-circuito aplicada aos terminais do enrolamento

primário;

é a tensão nominal primária do transformador;

é a impedância percentual ou tensão nominal de curto-circuito, em % da tensão

nominal do transformador.

Quando se diz que um transformador trifásico de 300 kVA – 13,8 kV tem uma

impedância percentual de 4,5%, quer-se dizer que, provocando-se um curto-circuito nos seus

terminais secundários e aplicando nos terminais primários uma tensão de 621 V, faz-se

circular nos enrolamentos primários e secundários as respectivas correntes nominais que são

de 12,5 A e 455,8 A. Logo, 4,5 é a porcentagem da tensão primária de curto-circuito, V ! ,

em relação a nominal, ou seja:

=621

13.800× 100 (%) = 4,50 % (4.7)

4.7.5.2. Corrente de Energização

Quando os terminais primários de um transformador são ligados, surge no sistema uma

elevada corrente circulante que pode ser igual à própria corrente de curto-circuito nos

terminais primários do equipamento. Em outras palavras, esta corrente, em média, é cerca de

oito vezes a corrente nominal do transformador em consideração (varia entre 5 e 20 vezes

dependendo das características construtivas). O tempo de circulação desta corrente é muito

curto, porém deve ser levado em consideração na calibração dos dispositivos de proteção, que

devem sofrer um retardo no seu tempo de disparo para esta condição particular, que será

abordado no item 5.7.1.

4.7.5.3. Geração de Harmônicos

Nos transformadores, os harmônicos são conseqüência da relação não-linear entre o

fluxo de magnetização e a corrente de excitação correspondente. Nestas condições são

gerados a onda fundamental de frequência industrial (60 Hz) e os vários componentes

60

harmônicos de ordem ímpar (3ª, 5ª, 7ª, etc.) destacando-se, pela importância, o harmônico de

terceira ordem, devido à sua magnitude que é cerca de 40% da onda fundamental.

Os transformadores ligados em triângulo no primário geram harmônicos de terceira

ordem e seus múltiplos, independentemente de estarem operando em carga ou em vazio. As

correntes harmônicas de terceira ordem estão em fase cuja soma nos pontos de conexão do

triângulo com os terminais da rede é nula e, portanto, não circulam nos condutores de

alimentação do transformador. Neste caso, as correntes harmônicas circulam somente no

interior do circuito em triângulo.

Os transformadores ligados em estrela não aterrada no primário não contribuem com

tensões harmônicas, entre fases, de terceira ordem.

Os transformadores com ligação em triângulo no primário e estrela não aterrada no

secundário proporcionam, entre cada fase e neutro, uma pequena tensão harmônica de terceira

ordem. No entanto, as tensões de terceira harmônica entre as fases secundárias são nulas.

Os transformadores ligados em triângulo no primário e estrela não aterrada no

secundário, tendo acoplado aos seus terminais uma carga conectada em triângulo, não

permitem a circulação de correntes harmônicas no circuito compreendido entre o

transformador e a carga.

Os transformadores ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário,

tendo acoplada aos seus terminais uma carga conectada em estrela, também aterrada,

permitem a circulação de correntes harmônicas de terceira ordem. As correntes harmônicas

nas três fases são iguais e estão em fase.

Os transformadores ligados em triângulo no primário e triângulo no secundário

proporcionam a circulação de correntes harmônicas de terceira ordem no interior dos

respectivos enrolamentos, não circulando nos circuitos primários e nem nos secundários.

Os transformadores monofásicos ligados em banco na configuração de triângulo aberto

podem sofrer uma elevação de tensão nos dois terminais não conectados, cujo valor é igual à

soma dos harmônicos de terceira ordem correspondentes.

61

CAPÍTULO

5

5. Proteção contra Sobrecorrentes

Um sistema elétrico (SEL) está sujeito a faltas e variações indesejadas durante sua

operação normal. Esta anormalidade pode ter sua origem tanto dentro quanto fora do SEL em

questão e, geralmente, se manifesta na forma de sobrecorrentes e ou sobretensões. Estas

sobrecorrentes e sobretensões podem colocar em risco vidas e provocar danos aos

equipamentos levando a paralisação total ou parcial do SEL. Dependendo da importância e da

potência do SEL, o custo de interrupção de fornecimento de energia elétrica pode ser bastante

elevado. Portanto, sempre deve existir um sistema de proteção operando em conjunto com o

sistema elétrico principal.

Em se tratando de equipamentos, a tecnologia vem evoluindo e produzindo

equipamentos de melhor qualidade garantindo melhor desempenho aos esforços térmicos e

dinâmicos que as sobrecorrentes e sobretensões impõem aos equipamentos. Contudo,

desenvolver equipamentos totalmente imunes a estas anormalidades bem como duplicar

equipamento para minimizar as interrupções eleva o custo ou até inviabiliza o investimento no

SEL.

Um sistema de proteção tem a função básica de isolar o mais rápido possível um

equipamento do sistema elétrico quando este tem um comportamento operacional anormal

que pode colocar em risco vidas, prejudicar outros equipamentos ou, ainda, interferir na

operação efetiva do resto do SEL. Outra função do sistema de proteção é possibilitar a

localização e identificação dos tipos de falha que ocorreu no sistema elétrico ajudando a

reduzir o tempo de reparo do SEL.

Este capítulo tratará de conceitos e estratégias de como realizar a proteção de sistemas

elétricos de potência para consumidores finais que possuem uma subestação de até 5 MVA.

62

5.1. Conceitos Filosóficos de Proteção

A filosofia de proteção nada mais é que dividir o SEL em regiões (zonas) de modo a

minimizar a quantidade de equipamentos desligados por uma falta, de forma confiável e de

baixo custo financeiro.

Alguns conceitos serão expostos a seguir:

• Confiabilidade;

• Velocidade;

• Seletividade;

• Economia.

5.1.1. Aspecto da Confiabilidade

Um sistema de proteção deve ser o mais confiável possível, o que quer dizer que ele não

pode falhar na ocorrência de sobrecorrentes e sobretensões. Para tal, é necessário conhecer em

detalhes as características elétricas da instalação além de realizar testes detalhados de

funcionamento do sistema de proteção na sua implantação.

Conhecer as condições e acompanhar o desempenho dos equipamentos são itens

importantes e devem estar listados no guia de manutenções periódicas da instalação

correspondente, pois todo e qualquer equipamento de proteção é passivo de defeito, seja de

fabricação ou de funcionamento.

Da observação de que todo equipamento é passivo de defeito é que surgiu o conceito de

proteção retaguarda (backup). Este conceito será apresentado no item 5.3.3.

5.1.2. Aspecto de Velocidade

A proteção de um SEL deve interromper a corrente de falta o mais rápido possível, de

forma a garantir que todos os componentes da instalação, operadores e pessoas próximas

fiquem expostos as sobrecorrentes e sobretensões o mínimo de tempo possível.

Devem ser levados em conta os níveis de suportabilidade dos equipamentos protegidos.

63

5.1.3. Aspecto de Seletividade

O sistema de proteção de um SEL em falta deve isolar os equipamentos ou circuitos

defeituosos operando o menor número de equipamentos de proteção possível, garantindo

assim um menor número de equipamentos fora de serviço. Os circuitos ou equipamentos que

não estiverem com problema devem permanecer energizados.

Para tanto, é comumente utilizado retardos nos tempos de atuação de determinados

equipamentos de proteção, garantindo assim a seletividade. Outra maneira é a seletividade

lógica, que somente é possível realizar em dispositivos digitais através de funções ou

equações lógicas.

5.1.4. Aspecto Econômico

Para se projetar um sistema de proteção que garanta a máxima eficácia, que seja

confiável e com o menor custo possível é necessário conhecer bem o SEL específico. Em

engenharia, o conceito de custo é sempre relevante nas tomadas de decisão. Por isso, para

cada SEL a ser instalado, a relação custo-benefício deve ser bem analisada, pois, quanto maior

o número de dispositivos utilizados na proteção e mais sofisticados estes o forem, maior será

o custo de implantação.

5.2. Tipos de sistemas de Proteção

Uma falta no SEL pode levar ao aparecimento de sobrecorrentes e sobretensões. Muitas

vezes, a falta começa com uma sobrecorrente e gera uma sobretensão como é o caso clássico

de uma falta fase a terra que gera sobretensões nas fases sãs de um sistema trifásico. Ou ainda,

a falta começa com uma sobretensão e gera uma sobrecorrente como é o caso de um surto

atmosférico que pode levar ao rompimento da isolação do equipamento causando um curto-

circuito (SILVA, 2009).

De modo geral, um equipamento é fabricado para suportar certo valor de corrente e de

tensão em operação. Esses valores são garantidos pelos fabricantes para um certo tempo, que,

se ultrapassados, seja pelo valor ou seja pelo tempo estipulado podem levar a falha do

equipamento. Por tudo, os dispositivos de proteção instalados devem evitar que o

64

equipamento fique sujeito a correntes e tensões que ultrapassem os valores máximos

admitidos pelo fabricante.

A função do dispositivo de proteção de sobrecorrente é evitar que o equipamento seja

alimentado por uma corrente superior a corrente máxima permitida e o dispositivo de proteção

de sobretensão é evitar que o equipamento seja submetido a uma tensão superior a tensão

máxima admissível.

5.3. Princípios Básicos da Proteção

Os princípios da proteção de sistemas elétricos são critérios que orientam engenheiros na

elaboração dos estudos de proteção. Vale lembrar que tais princípios servem como orientação,

deixando a decisão a cargo do engenheiro numa análise final. Os princípios são:

• Princípio da Quantidade;

• Princípio da Localidade;

• Princípio da Retaguarda;

• Princípio da Sensibilidade;

• Princípio da Suportabilidade;

• Princípio da Seletividade.

5.3.1. Princípio da Quantidade

Esse princípio afirma que todo equipamento deve ter pelo menos um dispositivo de

proteção destinado a realizar sua proteção contra sobrecorrente e pelo menos um contra

sobretensões, denominando-se como dispositivos de proteção principal.

A decisão a respeito da quantidade de dispositivos de proteção passa pela análise de

custos de implantação. Em se tratando de mercado, é muito comum utilizar 2 dispositivos de

proteção contra sobrecorrentes, normalmente um fusível limitador de corrente de média

tensão (MT) e um disjuntor de MT acionado por relé ou um fusível e um disjuntor de baixa

tensão (BT). Para sobretensões é comum utilizar 1 dispositivo de proteção contra

sobretensões, que geralmente são os pára-raios.

65

5.3.2. Princípio da Localidade

Este princípio diz que o dispositivo de proteção deve ser locado o mais próximo possível

do equipamento a ser protegido. Isso permite uma facilidade na localização da falta e de

efetuar a restauração do SEL e menor quantidade de equipamentos desligados.

Num SEL com somente uma fonte de energia em MT, é designado um dispositivo de

proteção na entrada de cada alimentador. Em um SEL com mais de uma fonte de energia, são

designados dois dispositivos de proteção, um em cada lado do alimentador que tem

possibilidade de receber fluxo de energia dos dois lados.

5.3.3. Princípio da Retaguarda

Todo dispositivo de proteção deve ter pelo menos um outro dispositivo de proteção

operando em sua retaguarda, de modo que garanta a proteção caso o dispositivo de proteção

principal venha a falhar. Este princípio é denominado de princípio da retaguarda (SILVA,

2009).

Por ser uma “garantia” do sistema de proteção, este princípio está diretamente

relacionado com a confiabilidade do SEL em questão e, como não podia ser diferente, com os

custos de implantação.

Uma análise de custos poderia ser elaborada para a tomada de decisão da quantidade de

dispositivos de proteção a ser utilizada, levando-se em consideração o custo da interrupção de

energia, seja ela para uma concessionária ou um consumidor final que tem sua produção

paralisada.

5.3.4. Princípio da Sensibilidade

A proteção deve sempre estar muito bem regulada de acordo com as características do

elemento a ser protegido, considerando-se os níveis de curto-circuito, operação normal, etc.

Isso levaria ao sistema de proteção a um funcionamento perfeito que seria sensível o

suficiente para perceber ao menor valor de uma anormalidade e robusto o suficiente para não

66

operar em determinadas ocasiões, até certo ponto, normais tais como operação em condições

nominal, emergencial, transitórios esperados e especificados (SILVA, 2009).

5.3.5. Princípio da Suportabilidade

Os dispositivos de proteção devem ser dimensionados e regulados para atuar o mais

rápido possível sempre que o equipamento a ser protegido for submetido a condições

anormais, de modo a não permitir que os limites de suportabilidade do equipamento protegido

sejam atingidos.

Os limites de suportabilidade de cada equipamento é uma informação a ser obtida junto

ao fabricante, e devem ser conhecidos em detalhes antes da elaboração do projeto de proteção

do sistema.

5.3.6. Princípio da Seletividade

O princípio da seletividade relata que todos os dispositivos de proteção mais próximos

do local de falta e por ela sensibilizados devem atuar o mais rápido possível de modo a isolar

a falta. Assim, garante a retirada de operação da menor quantidade de equipamentos e garante

uma possível continuidade da operação do restante do SEL.

É necessária uma visão global do SEL a ser protegido e não só ter uma visão pontual.

5.4. Dispositivos de Proteção Contra Sobrecorrentes

Um dispositivo de proteção de sobrecorrentes é um equipamento destinado a operar

numa eventual sobrecorrente no circuito, de modo a eliminar esta sobrecorrente, evitando que

os equipamentos protegidos possam ser danificados ou pessoas possam sofrer as

consequências de um choque elétrico. Estes dispositivos de proteção são: fusíveis, relés e

disjuntores.

Não é o foco desta monografia, mas os principais dispositivos de proteção serão

discutidos neste item.

67

5.4.1. Relés de Sobrecorrente

O relé de sobrecorrente é um dispositivo de proteção inteligente que interpreta os níveis

de corrente enviados pelos TC e através de um sinal de comando para a bobina de abertura do

disjuntor, opera o mesmo.

Figura 5.1 - Proteção de sobrecorrentes – TC e Relés

Os relés disponíveis no mercado atualmente são todos micro-processados, e os

parâmetros de operação e proteção são ajustados ou parametrizados. Ajustar ou parametrizar

um relé é definir o melhor conjunto de valores de seus parâmetros dentro de uma faixa pré-

existente (valores default) do relé para que este opere adequadamente dentro dos princípios da

coordenação de proteção.

A elaboração dos ajustes requer experiência e conhecimento do engenheiro de proteção.

A determinação destes valores passa pela análise de cada elemento da instalação a ser

protegida. Basicamente, o relé tem quatro ou cinco ajustes a serem definidos: tipo de curva

tempo-corrente (temporização), TAPE, dial de tempo e unidade instantânea independente se é

relé de fase ou de neutro.

Os relés modernos do tipo microprocessados possuem um conjunto de curvas para

função 50/51 (fase) e um conjunto de curvas para função 50N/51N (neutro) que podem ser

ajustadas independentemente. Assim, para cada função do relé, existem os seguintes

parâmetros para ajustar:

68

• Função 51 (Fase Temporizada):

Tipo de curva tempo-corrente;

Ajuste de corrente temporizado (TAPE);

Temporização (DIAL).

• Função 50 (Fase Instantânea):

Ajuste de corrente do instantâneo (TAPE);


• Função 51N (Neutro Temporizado):

Tipo de curva tempo-corrente;

Ajuste de corrente temporizado (TAPE);


• Função 50N (Neutro Instantânea):

Ajuste de corrente do instantâneo do neutro;


Ajustar o tipo de curva é escolher a curva tempo-corrente a ser usada. A característica

deve ser definida de tal forma que seja compatível com outras proteções do sistema, de acordo

com o princípio da seletividade.

O TAPE também chamado de pick-up ou corrente de partida é a corrente mínima de

disparo do relé que causará o fechamento ou abertura de algum contato auxiliar do relé que

compõe o comando de desligamento do disjuntor.

A ajuste do TAPE para fase é função de corrente máxima de carga do circuito e da

corrente de curto-circuito mínima no final da zona de proteção. Geralmente, a corrente de

curto-circuito mínima é a corrente de curto-circuito dupla fase.

Ajustar o dial de tempo, também chamado de temporizador, corresponde em definir o

tempo de disparo da função temporizada (51 ou 51N) ou da função instantânea (50 e 50N) de

alguns relés. Isto significa que, quando a corrente injetada no relé ultrapassa o valor do tape, o

relé temporiza seu disparo, ou seja, acontece o fechamento do contato de saída não permitindo

sua atuação instantânea.

69

5.4.1.1. Ajuste do TAPE do Relé Temporizado de Fase

Para calcular o TAPE de fase do relé do cliente, deve-se escolher o fator que

representará a sobrecarga admissível na instalação do consumidor, o fator de segurança (FS).

Normalmente, escolhe-se este valor entre 1,1 e 1,3. A corrente nominal do consumidor deve

ser multiplicada por este valor, para determinar a corrente máxima de sobrecarga entre as

fases. Considerando que o relé irá enxergar a corrente que passa pelo secundário dos TC´s, o

valor deste TAPE será:

)*+,(-) </0 1 2(3456)

7)8 (5.1)

Onde:

FS é o fator de segurança (1,1 a 1,3);

RTC é a relação de transformação de corrente.

5.4.1.2. Ajuste do TAPE do Relé Temporizado de Neutro

Para calcular o TAPE de neutro do relé do consumidor, deve-se escolher o fator que

representará a segurança na instalação do consumidor, em relação à corrente que passa pelo

condutor neutro, que num circuito equilibrado deveria ser nula. Porém, dificilmente uma

instalação terá circuitos perfeitamente equilibrados. Normalmente, escolhe-se este valor entre

0,1 e 0,3, fator de desequilíbrio (FDs). A corrente nominal do cliente deve ser multiplicada

por este valor, para determinar a corrente máxima de desequilíbrio entre as fases.

Considerando que o relé irá enxergar a corrente que passa pelo secundário dos TC´s, o valor

deste TAPE será:

)*+,(2) </9: 1 2(3456)

7)8 (5.2)

Onde:

FDs: é o fator de desequilíbrio presumido (0,1 a 0,3).

70

5.4.1.3. Ajuste do TAPE do Relé Instantâneo de Fase

As unidades instantâneas recebem esse nome porque não obedecem às curvas inversas

tempo-corrente, ou seja, atuam instantaneamente a partir dos valores de suas respectivas

correntes de trip. São utilizadas, principalmente, para interromper correntes de valores

elevados imediatamente, de forma que não provoquem danos às instalações elétricas ou ao

sistema de distribuição. Para o cálculo da corrente de ajuste da unidade instantânea de fase,

são levados em conta dois valores de correntes:

• ;;<- – Corrente de curto-circuito bifásico;

• 6=> – Corrente de magnetização dos transformadores.

O valor de 6=> para transformadores até 2.500 kVA é dado por:

6=> = 8 × ?@_AB@áAB? (5.3)

Esta corrente de magnetização circula durante sua energização nos enrolamentos do

mesmo (IINRUSH). Portanto, apesar de ser bem maior que a corrente nominal, não

caracteriza sobrecarga ou curto-circuito. Logo, o relé não deve atuar para este valor de

corrente, e sim, para os valores de corrente de curto-circuito bifásico e trifásico. Como o

curto-circuito bifásico é sempre menor que o trifásico, ele será usado para o cálculo da

corrente de ajuste instantânea, pois se o relé atua para o curto-circuito bifásico, é claro que,

conseqüentemente, atuará também para o curto-circuito trifásico. Nessas condições:

6=> < D453_52ED(-) < ;;<- (5.4)

Considerando a corrente no secundário dos TC:

6=>

7)8< D453_52ED(-) <

;;<-

7)8 (5.5)

Sendo:

D453_52ED(-) = =FGEDH_52ED 1 7)8 (5.6)

Desta forma, é possível especificar um valor coerente para a corrente de ajuste da

unidade instantânea de fase.

Para subestações compostas por mais de um transformador e caso os mesmos possam

ser energizados um a cada vez, a corrente de magnetização é dada pela soma da corrente de

magnetização do maior transformador, acrescida das correntes nominais dos demais

71

transformadores. Caso contrário (ou seja, os transformadores sejam energizados todos ao

mesmo tempo), esta condição não vale.

5.4.1.4. Ajuste do TAPE do Relé Instantâneo de Neutro

Estas unidades obedecem aos mesmos princípios dos relés instantâneos de fase. Para o

cálculo da corrente de ajuste da unidade instantânea de neutro, é levado em conta apenas o

valor da corrente de curto-circuito monofásico mínimo, já que este é sempre menor que o

valor da corrente de curto-circuito monofásico franco. Logo, se o relé atua para a corrente de

curto-circuito monofásico mínimo, atuará também para o curto – circuito monofásico franco.

Desta forma:

D453_52ED(2) < ;;-I6Í2 (5.7)

Considerando a corrente no secundário dos TC:

D453_52ED(2) < ;;-I6Í27)8 (5.8)

Sendo:

D453_52ED(2) = =FGEDH_52ED 1 7)8 (5.9)

Desta forma, é possível especificar um valor coerente para a corrente de ajuste da

unidade instantânea de neutro.

5.4.1.5. Determinação do Tempo de Atuação do Relé Temporizado de Fase

O tempo de operação para proteção de sobrecorrente de fase, do relé de um consumidor,

depende do valor do múltiplo, do dial de tempo e do tipo de temporização, através das

expressões das curvas tempo-corrente (ver item 5.5).

Apesar dos relés digitais possuírem uma tolerância maior em relação ao valor máximo

do múltiplo, em comparação aos relés eletromecânicos, recomenda-se configurar o relé de

forma que o valor do múltiplo de corrente não ultrapasse 100. Após calcular o tempo de

atuação do relé do consumidor, o próximo passo é fazer a comparação com o tempo de

atuação do relé da Concessionária. Para haver condições eficientes de coordenação e

72

seletividade, é necessário que, em caso de uma falta, o relé do consumidor atue antes do relé

da Concessionária. Portanto:

J;K2;HEE5K2Á45= > J;K2EG65NK4 (5.10)

Caso J;K2;HEE5K2Á45= < J;K2EG65NK4, deve-se refazer os cálculos, de forma a encontrar

valores adequados aos parâmetros para haver coordenação.

A comparação entre concessionária e consumidor pode-se estender para a análise de

proteção principal e retaguarda, ou ainda, dispositivo protetor e protegido.

5.4.1.6. Determinação do Tempo de Atuação do Relé Temporizado de Neutro

O tempo de operação para proteção de sobrecorrente de neutro, do relé de um

consumidor, depende do valor do múltiplo, do dial de tempo e do tipo de temporização,

através das expressões das curvas tempo-corrente (item 5.5).

A mesma análise do tempo de atuação do relé temporizado de fase vale para o relé de

neutro.

5.4.2. Disjuntor de Baixa Tensão

Os disjuntores são dispositivos de proteção de sobrecorrentes de curva definida

(termomagnéticos) ou à relés eletrônicos ou microprocessados.

Os disjuntores termomagnéticos possuem proteção contra sobrecarga temporizada fixa

(curva térmica) e proteção contra curto-circuito com disparo magnético sem temporização

intencional (curva magnética). Já os disjuntores estáticos ou microprocessados possuem

dispositivos eletrônicos, que nada mais são do que relés que fazem as proteções contra

sobrecarga e curto-circuito de forma ajustável.

Para os disjuntores microprocessados há o recurso de temporização de suas curvas de

atuação e, portanto, a seletividade pode ser garantida. Neste caso, como tais disjuntores

possuem um relé de sobrecorrente, vale o que foi dito no item 5.4.1.

73

Figura 5.2 – Curvas tempo-corrente de disjuntor de baixa tensão (O Setor Elétrico, 2009)

O formato de uma curva de tempo-corrente de um disjuntor de BT é ilustrado na figura

5.2. Pode-se perceber claramente os dois tipos de curva de um mesmo disjuntor, sendo um

para sobrecarga (térmica) e outra para curto-circuito (magnética).

A normalização dos disjuntores de baixa tensão é feita basicamente pelas normas IEC

60947, IEC 60898 e as equivalentes NBR da ABNT.

As IEC 60947-2 e IEC 60898 definem corrente convencional da não atuação (Int) como

a máxima corrente de não atuação e, corrente convencional de atuação (I2) como mínima

corrente de atuação em função da corrente nominal (IEC 60898) ou em função da corrente de

ajuste (IEC 60947), conforme tabela 5.1.

Tabela 5.1 – Corrente e tempo de atuação e não atuação

Corrente Nominal

ou de Ajuste (A)

IEC 60947-2 IEC 60898 Tempo

Convencional (h) Int I2 Int I2

≤63 1,05 1,30 1,13 1,45 1

>63 1,05 1,30 1,13 1,45 2

74

A IEC 60898 define, para o disparo instantâneo, geralmente magnético, as faixas de

atuação B, C e D, como segue, em função da corrente nominal do disjuntor:

• Faixa B: de 3In a 5In;

• Faixa C: de 5In a 10In;

• Faixa D: de 10In a 20In;

Já a IEC 60947-2 prescreve uma precisão de 20% da corrente de disparo instantâneo

ajustada.

5.5. Curva Tempo-Corrente

Os dispositivos de proteção de sobrecorrente têm sua característica de atuação expressa

através de uma curva denominada Curva Tempo-Corrente. Esta curva é a base da técnica de

coordenação da proteção com seletividade temporal.

Esta curva é representada num sistema de eixos cartesianos com o eixo das abscissas

graduado em corrente e o eixo das ordenadas, graduado em tempo, ambos em escala

logarítmica. Um ponto genérico da referida curva (I,t) expressa que para uma corrente “I”

submetida ao dispositivo de proteção este atua num tempo “t”.

A figura 5.3 apresenta as curvas típicas de tempo-corrente: normal inversa (NI), muito

inversa (MI), extremamente inversa (EI) e tempo definido (TD). Como pode ser observado, o

eixo das abscissas está graduado em múltiplo do ajuste do relé.

Com o advento dos relés estáticos e digitais, as curvas de tempo-corrente foram

padronizadas em expressões matemáticas pela IEC 60225-4 e a norma britânica BS-142 e

depois pela norma americana ANSI C37.90 e são atualmente utilizadas pela maioria dos relés.

75

Figura 5.3 - Curvas típicas IEC NI, MI, EI, TD - simulado no ETAP 7.1.0

5.5.1. Curvas da Norma IEC 60255-4

A expressão 5.11 permite a obtenção do tempo de atuação em função da corrente de

entrada no relé, segundo a norma IEC 60255-4:

t = αQ I

IpST

− 1 x M

(5.11)

76

Onde:

t é o tempo de atuação em segundos;

I é a corrente de entrada no relé em àmperes;

Ip é a corrente de partida (TAPE, pick-up) em àmperes;

M é o multiplicador do tempo (DIAL);

X e β são parâmetros da função cujos valores são mostrados na tabela 9;

I/Ip é o múltiplo de fase.

Tabela 5.2 – Índices das curvas tempo-corrente da norma IEC 60255-4

Tipo de Curva – IEC X β Normal Inversa (A) 0,14 0,02 Muito Inversa (B) 13,50 1,00 Extremamente Inversa (C) 80,00 2,00 Curto Inverso (D) 0,05 0,04

5.5.2. Curvas da Norma ANSI C37.90

A expressão 5.12 permite a obtenção do tempo de atuação em função da corrente de

entrada no relé, segundo a norma ANSI C37.90:

t = Z[[\A + B

Q` IIp` − CS+ D

Q` IIp` − CS< + E

Q` IIp` − CSd

effg

x M (5.12)

Onde:

t é o tempo de atuação em segundos;

I é a corrente de entrada no relé em àmperes;

Ip é a corrente de partida (TAPE, pick-up) em àmperes;

M é o multiplicador do tempo (DIAL);

A, B, C, D e E são parâmetros da função cujos valores são mostrados na tabela 9.

Tabela 5.3 – Índices das curvas tempo-corrente da norma ANSI C37.90

Tipo de Curva – ANSI AAAA B C D E Inverso 0,2074 2,2614 0,3000 -4,1899 9,1272 Muito Inverso 0,0615 0,7989 0,3400 -0,2840 4,0505 Extremamente Inversa 0,0399 0,2294 0,5000 3,0094 0,7222 Curto Inverso 0,1735 0,6791 0,8000 -0,080 0,1271

77

5.6. Coordenação e Seletividade

Seletividade é a propriedade de dois dispositivos de proteção não atuarem ao mesmo

tempo para uma mesma falta dentro da interseção de suas zonas de proteção sendo que o

dispositivo mais próximo de falta deve atuar primeiro. A seletividade permite que os

dispositivos de proteção isolem o menor trecho do sistema submetido a qualquer tipo de falta

sem interromper o fornecimento de energia a outras cargas. A figura 5.4 ilustra uma

determinada situação.

Figura 5.4 - Princípio da seletividade

Considerando uma falta na zona de proteção do dispositivo de proteção D2 da figura

5.4, este tem condição de perceber e eliminar esta falta num tempo igual a T2 + TE, onde T2 é

o tempo necessário para D2 perceber a falta e fechar seu contato de disparo e TE é o tempo de

eliminação da falta após o disparo de D2.

Simultaneamente o dispositivo de proteção D1 também perceberá a falta. Suponha que o

dispositivo D1 leve um tempo T1 para processar esta informação e fechar seu contato de

disparo. Para que haja seletividade é necessário que:

T1 > T2 + TE (5.13)

T1 - T2 > TE (5.14)

Define-se, intervalo de seletividade (∆T) como:

∆T = T1 - T2 > TE (5.15)

Os valores de T1 e T2 são obtidos das curvas de tempo-corrente dos respectivos

dispositivos de proteção e que o intervalo de seletividade deve ser superior ao tempo de

eliminação da falta pelo dispositivo de proteção D2.

78

O tempo de eliminação (TE) da falta após o disparo do D2 depende do tipo de

dispositivo de proteção. Se D2 for um fusível, o tempo de eliminação (TE) será igual ao tempo

de fusão do elo fusível mais o tempo de extinção completa da corrente. Se D2 for um relé que

dispara um disjuntor o tempo de eliminação (TE) será o tempo de abertura dos contatos do

disjuntor mais o tempo total de extinção do arco formado pela corrente na câmara de extinção

do disjuntor que garante que a corrente de falta seja nula.

5.6.1. Seletividade entre Dispositivos de Proteção

5.6.1.1. Fusível x Fusível

A seletividade entre dois fusíveis é satisfatória quando o tempo de interrupção do

fusível protetor F2 não exceda a 75% do tempo mínimo de fusão do protegido F1 (SILVA,

2009). A figura 5.5 ilustra as curvas tempo-corrente de dois fusíveis.

)6áh-< ≤ 0,75 1 )6áh- (5.16)

Na indústria é muito comum a utilização de fusível tipo NH. Geralmente recomenda-se

para fusíveis a relação entre as correntes nominais do fusível protegido (F1) e do fusível

protetor (F2) conforme a expressão 5.17 (SILVA, 2009):

InF1InF2 = 1,6

1 (5.17)

Isto geralmente garante que o tempo de início de fusão F1 não foi atingido e o tempo de

fusão mais a extinção da corrente já ocorreu no fusível F2.

79

Figura 5.5 - Seletividade fusível x fusível - simulado no ETAP 7.1.0

5.6.1.2. Relé x Fusível

A seletividade entre relé e fusível é garantida para todos valores de corrente de curto-

circuito dentro da zona de proteção quando o tempo máximo de interrupção do fusível é igual

ou menor que o tempo mínimo de operação do relé. Geralmente, adota-se o intervalo de

seletividade (∆T) maior do que 100 a 150 ms de segurança, pois a curva do fusível é pouco

precisa (SILVA, 2009).

80

Recomenda-se compatibilizar a característica tempo-corrente do relé com a do tipo de

fusível em uso, para se obter menor tempo de eliminação de falta. Geralmente, os relés de

curva muito inversa e extremamente inversa são melhores para esse tipo de seletividade

(SILVA, 2009). A figura 5.6 mostra as curvas de um determinado relé e de um fusível, onde o

relé e o fusível representam os elementos protetor e protegido, respectivamente.

Figura 5.6 - Seletividade relé x fusível - simulado no ETAP 7.1.0

81

5.6.1.3. Relé x Relé

Quando os relés de sobrecorrente são do tipo microprocessados, a seletividade entre

relés será garantida se a diferença de tempo da curva do relé R1 e do R2 for maior ou igual a

0,2 s para todos valores de corrente de curto-circuito encontrado na zona de proteção, como

mostra a figura 5.7, onde os relés R2 e R1 representam os elementos protetor e protegido,

respectivamente. Para o caso de relés eletromecânicos, o ∆T deverá ser de 0,3 s. (SILVA,

2009).

• ∆T > 0,2 segundos => Relés Microprocessados (Digitais);

• ∆T > 0,3 segundos => Relés Eletromecânicos.

Figura 5.7 - Seletividade relé x relé – simulado no ETAP 7.1.0

82

5.7. Proteção de Transformador

Proteger um transformador exige do engenheiro de proteção um bom conhecimento do

seu funcionamento e características operativas deste equipamento. Sabe-se que os principais

inimigos de um transformador são a temperatura, umidade e contaminação da isolação.

Os transformadores, geralmente, possuem proteções intrínsecas para mitigações destes

problemas como: relés de pressão, relés de gás e sensor de temperatura. Os relés de pressão

respondem rapidamente a um aumento anormal da pressão do óleo isolante oriunda de um

arco voltaico numa eventual falta interna servindo de proteção de retaguarda aos relés de

sobrecorrente e diferenciais disparando o disjuntor. O relé detector de gás responde a

formação de gás (oriundo de curtos-circuitos internos) no óleo isolante disparando um alarme.

O relé de Buchholz é uma combinação entre o relé de pressão e o relé de gás, localizado entre

o tanque do transformador e tanque de expansão de óleo, complementando a proteção e

alarme contra gás.

Basicamente, o sistema de proteção para transformador está focado para a proteção

contra sobreaquecimento, curto-circuito e circuito aberto, sendo este último mais raro e não

muito danoso ao transformador. A quantidade de dispositivos de proteção envolvida na

proteção do transformador está relacionada à sua potência, tipo e importância na instalação

onde uma parada ou queima levaria a prejuízos econômicos significativos.

As faltas internas no transformador são aquelas entre as espiras dos enrolamentos que se

caracterizam por correntes de faltas baixas e inferiores a corrente nominal do transformador.

Geralmente, há necessidade de 10% das espiras entrarem em curto-circuito para causar uma

corrente da ordem da corrente nominal nos terminais do transformador. Este tipo de falha

requer, normalmente, a função de proteção diferencial (87T), visto que as correntes geradas

não sensibilizam os relés de sobrecorrente.

As faltas externas são faltas fora do transformador ou fora da zona de proteção dos relés

diferenciais. Normalmente, as proteções para esta falta são proteção de retaguarda coordenada

com outras proteções do sistema.

83

5.7.1. Corrente de Inrush

Quando um transformador é energizado ocorre um transitório de corrente devido à

presença da alta indutância presente nos enrolamentos primário e secundário do

transformador. Esta corrente transitória de energização, também denominada de corrente

inrush, pode chegar de 5 a 20 vezes (geralmente este intervalo se reduz de 8 a 12 vezes) ao

valor nominal do transformador, dependendo de suas características (SILVA, 2009).

Tratar matematicamente ou fisicamente a respeito do fenômeno da energização do

transformador não é o foco deste trabalho e não será detalhado.

A corrente de energização parte de um valor zero de corrente, atinge um valor de pico e

estabiliza na corrente de carga. O pico desta curva é chamado de Ponto de Inrush, o qual é

definido pelas coordenadas 0,1 s e 8 a 12 x In, onde In é a corrente nominal do transformador.

O valor do ponto de Inrush pode ser conhecido através de ensaios de fábrica.

A corrente de energização é uma característica operativa do transformador e não é

considerada uma condição anormal ou falta. Por isso, os dispositivos de proteção não devem

atuar, permitindo a passagem da corrente de energização. Desta forma, a curva de Inrush

delimita o coordenadograma, de modo que as curvas tempo-corrente dos dispostivos de

proteção não devem cruzá-la e ficar posicionada a sua direita. Isso garante que os dispositivos

de proteção não atuem intempestivamente durante a energização do transformador.

5.7.2. Suportabilidade do Transformador

Como já discutido no item 5.3.5, a corrente de curto-circuito provoca efeitos térmicos e

dinâmicos que levam os equipamentos a estes esforços, devendo ser levados em conta no

projeto do transformador e da proteção deste.

Em proteção, a característica que informa as condições limite que um transformador

pode operar (suportabilidade) é dada pelo ponto ANSI da norma ANSI/IEEE, o qual é

definido pela coordenada 2 s para In/Zt, onde Zt é a impedância do transformador.

Como é um ponto que não deve ser alcançado, visto que operação em limite provocaria

danos físicos e operacionais ao equipamento, as curvas de tempo-corrente dos dispositivos de

proteção devem ficar a esquerda do ponto ANSI, de forma a garantir que estes dispositivos

84

atuem antes que as condições de operação alcancem ou ultrapassem este ponto, como mostra

a figura 5.8.

Figura 5.8 - Proteção de transformador – pontos ANSI e INRUSH - simulado no ETAP 7.1.0

85

5.7.3. Sobrecarga

A elevação de temperatura anormal do transformador é causada principalmente por:

• Sobrecarga;

• Sobreexcitação;

• Desequilíbrio de tensão e corrente;

• Deficiência na troca de calor com o meio ambiente.

Na proteção contra sobrecarga, recomenda-se a utilização de relés de imagem térmica

ou relé térmico atuando em alarmes ou disparando a proteção (SILVA, 2009).

O relé térmico responde à temperatura do topo através de sensores imersos no óleo e

também pela corrente de carga.

O relé de imagem térmica ou réplica mede a temperatura dos enrolamentos do

transformador indiretamente pela corrente de fase do transformador.

Termômetros mergulhados no topo do óleo e equipados com contatores, que se fecham

para uma determinada temperatura, podem ser usados para alarmar condições de elevação de

temperatura em sobrecarga lenta. Estes relés podem ter de um a três contatores que se fecham

em níveis de temperatura sucessivos. O primeiro contato liga os ventiladores da ventilação

forçada, o segundo liga um alarme sonoro ou luminoso e o terceiro contato desliga o disjuntor

secundário de carga e/ou desliga o transformador (primário).

Quando a elevação de temperatura é resultante de excesso de carga (sobrecarga) a

melhor opção é desligar a carga.

5.7.4. Curto-Circuito

Na proteção de transformadores contra curtos-circuitos recomenda-se, no mínimo, a

utilização de relés de proteção de sobrecorrente 50/51 e 50/51N ou fusíveis localizados no

primário. De acordo com a ABNT NBR14039, a proteção de transformadores de 300 KVA

acima deverá ser feita no primário através de disjuntor comandado por relés de sobrecorrente

50/51.

A unidade temporizada de fase (função ANSI 51) deve ser ajustada acima da corrente

de inrush do transformador e abaixo da curva de suportabilidade do transformador. Já a

86

unidade instantânea (função ANSI 50) deve ser ajustada com pickup acima da unidade 51 e

abaixo da curva de suportabilidade do transformador.

As funções 51N e 50N do relé de sobrecorrente instalado no primário de um

transformador ligado em delta-estrela aterrada não são sensibilizadas por uma eventual

corrente de curto-circuito fase a terra no secundário. Por isso, não há necessidade de se manter

seletiva a curva de tempo-corrente destas funções com eventuais curvas tempo-corrente de

dispositivos de proteção instalado no secundário do transformador.

As funções 50/51 e 50/51N não garantem a proteção caso haja faltas internas no

transformador, em virtude das correntes geradas nestes casos serem baixas ao ponto de não

sensibilizarem os relés de sobrecorrente. Por este fato, recomenda-se utilizar relés diferenciais

para esta proteção, entretanto, é comum realizar a proteção diferencial somente para

transformadores a partir de 5MVA.

5.8. Proteção de Cabos

A proteção de cabos e condutores elétricos basicamente é fazer com que o condutor não

opere acima de sua capacidade de condução definida em projeto. Entende-se por capacidade

de condução como a máxima corrente que o condutor é capaz de conduzir sem colocar em

risco sua integridade física. Em termos de coordenadograma, a curva tempo-corrente do

dispositivo de proteção deve ficar a esquerda e abaixo da curva de suportabilidade do

condutor.

5.8.1. Sobrecarga em Cabos

É importante conhecer que para um determinado alimentador (condutor elétrico) numa

certa condição de instalação, a sua capacidade de condução está definida e, também, que o

fator de carga é igual a 100%, que é o pior caso de esforço térmico.

A proteção de sobrecarga tem duas funções:

• Permitir uma corrente passante no mínimo igual a corrente nominal de projeto

a uma temperatura igual a nominal do cabo ;

• Não permitir que a temperatura do cabo ultrapasse a temperatura limite numa

condição de sobrecarga.

87

A primeira função acima permite determinar que:

Ip ≤ Id ≤ Ic (5.18)

Onde:

Ip é a corrente máxima prevista pelo projeto no condutor;

Id é a corrente de disparo da proteção;

Ic é a capacidade de condução do condutor.

O tempo que um condutor elétrico pode ficar submetido a uma sobrecarga é definido

pelas normas NBR e IEC que afirmam: “Na operação em regime de sobrecarga é

recomendado que o condutor não deva superar 100 horas, durante 12 meses consecutivos e

nem 500 horas durante toda a vida útil do condutor”. Tal afirmação normativa impõe que o

dispositivo de proteção faça um monitoramento de tempo cumulativo toda vez que o condutor

entre em sobrecarga. Atualmente isto está fora da realidade para os dispositivos de proteção

de condutores hoje disponíveis no mercado, uma vez que tais dispositivos só monitoram a

corrente passante do condutor, ou seja, proteção momentânea, podendo ser temporizada ou

instantânea conforme já abordado anteriormente.

5.8.2. Curto-Circuito em Cabos

A proteção de curto-circuito é mais simples quando comparada com a proteção de

sobrecarga, pois a corrente num eventual curto-circuito que poderá passar pelo condutor pode

ser determinada pelos parâmetros dos sistemas elétricos e a curva de suportabilidade do

condutor para a corrente de curto-circuito fornecida pelo seu fabricante. Em termos de

coordenadograma, a curva tempo-corrente do dispositivo de proteção deve ficar a esquerda da

curva de suportabilidade do condutor.

A curva de suportabilidade dos cabos elétricos é expressa na forma de:

. √J = l. 0 (5.19)

Onde:

I é a corrente de curto-circuito (A);

t é o tempo máximo que o cabo pode ficar submetido e limitado a 5 s;

K é uma constante que depende da isolação do alimentador e do condutor;

S é a seção transversal do cabo (mm²).

88

Os valores de K estão mostrados na tabela abaixo extraída da NBR14039/05 em função

do material do condutor e tipo de material isolante. Os valores de K também são função da

temperatura inicial e final do condutor.

Tabela 5.4 – Índice K de condutor (NBR 14039)

Material do

condutor

Cabos Isolados Cabos Nus Singelos Multipolar Visível em

áreas restritas

Condições Normais

Risco de Incêndio PVC

EPR/ XLPE

PVC EPR/ XLPE

Cobre 143 176 115 143 228 (500ºC) 159

(200°C) 138

(150°C)

Alumínio 95 116 76 94 125 (300°C) 105

(200°C) 91 (150°C)

Aço 52 76 --- --- 82 (500°C) 58

(200°C) 50 (150°C)

Notas: 1) Temperatura inicial do condutor igual a 70°C para PVC e 90°C para EPR/XLPE. 2) Temperatura final dp condutor igual a 160°C para PVC e 250°C para EPR/XLPE. 3) Temperatura inicial igual a 30°C para cabos nus e temperatura final indicado entre parênteses.

É importante lembrar que a proteção contra curto-circuito deve ser garantida para todos

os tipos de faltas no sistema trifásico. Como os dispositivos de proteção têm características de

curva tempo-corrente do tipo inversa ou tempo definido basta garantir que o dispositivo de

proteção atue para a corrente de curto-circuito mínima. Desta forma, garante-se a atuação da

proteção para o curto-circuito máximo.

Para os dispositivos de proteção de fase tipo relé (50/51) ou fusível geralmente o curto-

circuito mínimo será aquele oriundo de uma falta dupla fase.

Para os dispositivos de proteção de neutro tipo relé (50/51N) ou fusível geralmente o

curto-circuito mínimo será aquele oriundo de uma falta fase a terra.

5.8.3. Proteção da Blindagem de Cabos

Nos cabos isolados que fazem uso da blindagem metálica aterrada em suas

extremidades, a proteção de sobrecorrente deve garantir a integridade da blindagem quando

ocorrer um curto-circuito fase a terra. Neste caso, a corrente de curto-circuito tende a retornar

para a fonte quase que integralmente pela blindagem do alimentador justificada pela presença

89

da indutância mútua entre o condutor e a blindagem ou pela tensão induzida na blindagem

pela corrente de curto-circuito.

O aterramento numa única extremidade da blindagem elimina a corrente de curto-

circuito circulando pela blindagem, mas a tensão induzida na blindagem ainda está presente e

deve ser avaliada para evitar perigo de contato direto. De qualquer forma, recomenda-se o

aterramento de blindagens em uma única ponta.

Outra preocupação que se deve ter com a blindagem de cabos isolados em média tensão

é com a instalação de transformador de corrente (TC) do tipo janela para alimentar um relé de

neutro (50/51N). Na figura 5.9 pode ser notado a correta instalação do TC. Quando ocorre

uma falta fase a terra no lado da carga, a corrente de falta flui pelo condutor faltoso e retorna

pela blindagem anulando praticamente o fluxo magnético no TC não gerando corrente de falta

no secundário do TC. Para que o TC gere a referida corrente é necessário voltar com a

blindagem pelo TC antes de aterrá-la na malha de terra. Outra solução para o problema seria a

utilização de outro tipo de TC (tipo barra, por exemplo) ou ainda, usar funções internas dos

relés microprocessados que somam as correntes de fase e o resultado é a corrente de neutro.

Figura 5.9 - Detalhe da instalação correta de cabos blindados em TC

90

5.9. Proteção de Painéis

Quando ocorre uma falta entre fases ou entre uma fase a terra dentro de um painél de

MT ou BT, a falta pode vir acompanhada de um arco elétrico, também chamado de arco

voltaico.

Esta corrente de falta é chamada de corrente de falta com arco para diferenciar da

corrente de falta franca sem arco. Este fenômeno ocorre quando há um rompimento da rigidez

dielétrica do ar dentro do painél que é o meio isolante que envolve os barramentos e a

chaparia do painél. Prever o comportamento do arco elétrico é muito complexo e difícil, pois

envolve fatores aleatórios como tipo e forma dos barramentos, pressão do ar, contaminação do

ar, temperatura do ar, etc.

As faltas com arco voltaico caracterizam-se pelo baixo valor de corrente e alta energia

liberada que leva a danificação de equipamentos. De modo aproximado, a energia liberada por

falta a terra com arco é medida em kW ciclos (SILVA, JOSÉ ERNANI). De forma empírica, a

energia liberada por um arco pode ser avaliada pela expressão:

, = 1 1 J 1 601000 = 6 1 1 J

(5.20)

Onde:

E é a energia liberada em kW ciclos;

I é a corrente de falta a terra (A);

t é o tempo de duração do arco (s);

V é a queda de tensão do arco. Aproximadamente 100 V para painél de 480 V.

A tabela 5.5 apresenta faixas de valores de energia liberada em um arco e seus

possíveis danos.

Tabela 5.5 – Energia liberada em arcos elétricos e seus danos (Eletropaulo, 1975)

kW Ciclos Danos 100 Ocorrerão marcas e enegrecimento das partes metálicas envolvidas 2000 Marcas mais profundas sem nenhum dano à estrutura. As partes afetadas 10000 Séria danificação, início de calcinação dos materiais 20000 Calcinação no ponto de defeito e parcial das outras seções >20000 Destruição de ponto de defeito e princípio de incêndio

91

A norma americana NEC propõe um ponto de suportabilidade (Ponto NEC) definido

pelas coordenadas (3000 A, 1 s) e propõe também que toda proteção de terra não seja ajustada

acima de 1200 A.

A tabela 5.6 apresenta valores mínimos de faltas com arco em pu (por unidade) da

corrente de curto-circuito franco em função do tipo de falta e tensão nominal do painél. Por

exemplo, num painél de 480 V que numa falta fase a terra franca a corrente atinge um valor

de 10 kA, se ocorrer um arco nesta falta a corrente de arco pode atingir um valor de 3,8 kA

(0,38 x 10 kA).

Tabela 5.6 – Relação corrente de arco e de curto franca (Kaufmann, 1975)

Tipos de Falta 575 V 480 V 208 V Fase a terra 0,40 0,38 0,00 Dupla fase 0,85 0,74 0,02 Trifásico 0,94 0,89 0,12

5.9.1. Proteção Contra Arco Elétrico em Painéis Elétricos

Considerando como exemplo o caso de um painél de 460 V alimentado por um

transformador de 1500 kVA 13,8 kV/0,46 kV com um dispositivo de proteção geral de

2.000A.

Se o dispositivo de proteção for do tipo fusível provavelmente ele irá romper com

corrente de falta superior a 3600 A (1,6 x 2000 A) e, se for um disjuntor, ele irá disparar no

pior caso em 2400 A (1,2 x 2000 A). Se ocorrer uma falta à terra ou entre fases seguida de um

arco elétrico com intensidade inferior aos valores acima mencionados, o painél estará sem

proteção contra falta com arco. Por isso, quando a corrente de falta com arco elétrico fase a

terra é inferior a corrente de disparo do dispositivo de proteção geral do painél, há a

necessidade de utilizar uma proteção específica para perceber esta corrente.

A proteção contra arco elétrico pode ser feita com disjuntores eletrônicos que possuem a

função “Ground Sensor” ou, ainda, instalar um relé 51GS alimentado por um TC que mede a

corrente entre o centro estrela do transformador e a barra ou malha de terra.

A função Ground Sensor do disjuntor (G) monitora a corrente IG:

IG = IA + IB + IC + IN (5.21)

Em condições normais, IG = 0. Na presença de falta a terra com ou sem arco, a corrente

IG ≠ 0, disparando o disjuntor. A corrente IG é uma corrente residual que mostra a existência

92

de corrente retornando para o transformador através do condutor PE ou pela terra

propriamente dita, o que não deveria acontecer.

Em casos de sistemas que fazem uso de cargas monofásicas ligadas entre fase e neutro,

circulam correntes tanto na fase quanto no neutro. Estas correntes devem ser computadas na

avaliação da corrente IG.

Mesmo considerando as correntes de neutro provenientes de cargas monofásicas, a

corrente IG em condição normal pode ser diferente de zero por causa da existência de cargas

trifásicas não lineares que geram correntes de 3ª harmonia e seus múltiplos ímpares no neutro

ou por indução em circuitos longos.

Para a proteção, o que se faz é ajustar a corrente de disparo da função G para:

IG ≥ 10% IN (5.22)

A temporização desta função depende das proteções a jusante de forma a haver

coordenação. Geralmente, ela é temporizada em torno de 0,5 s para dar tempo de atuação dos

dispositivos a jusante.

O ajuste de disparo do relé 51GS recomendado será superior a eventuais correntes

desequilibradas e correntes harmônicas de sequência zero que podem fluir no condutor neutro

e inferior a 1200 A conforme recomendação do NEC e com temporização superior a 0,3 s e

inferior a 1 s para ser seletivo com os dispositivos de proteção instalados na saída dos

circuitos do painél.

No mercado atual, existem dispositivos cada vez mais modernos e de melhor

confiabilidade para a proteção contra arcos elétricos. Muitos fabricantes já possuem relés

multifuncionais com esta função de proteção. Seu funcionamento é baseado numa fibra óptica

como sensor de luz instalada ao redor de todo o painél, internamente e conectada ao relé. Este

é configurado para permitir luminosidade normal, como porta do painél aberta, acionamento

da luz do cômodo onde o painél é instalado, etc. Em termos de lógica, é programada uma

porta AND tendo como entradas o resultado da verificação desta função de proteção contra

arcos elétricos e uma função de sobrecorrente, que normalmente deverá ter um disparo menor

do que a ajustada para curto-circuito franco. Esta solução não é a mais barata, mas vem sendo

utilizada.

93

CAPÍTULO

6

6. Proteção Contra Sobretensões

Os sistemas elétricos em geral estão sujeitos as sobretensões de origens diversas, desde

as descargas atmosféricas, manobras do sistema até as faltas ou curtos-circuitos. A

preocupação com as sobretensões é para garantir a integridade do sistema elétrico em questão

quando uma anomalia está presente no sistema.

O assunto sobretensões também deve ser observado com importância no que diz

respeito à proteção. Assim, deve-se conhecer, avaliar e quantificar as eventuais sobretensões e

seus possíveis efeitos em todos os pontos do sistema.

Similarmente aos estudos das sobrecorrentes, formula-se o conceito da Suportabilidade

da Isolação dos equipamentos e cabos isolados, que podem ser levados a ruptura da rigidez

dielétrica de suas isolações.

Neste capítulo, serão apresentados os principais equipamentos de proteção contra

sobretensões, os efeitos do aterramento do neutro e da instalação.

6.1. Dispositivos de Proteção Contra Sobretensões

A proteção contra sobretensões depende da sua origem, do conhecimento do sistema

elétrico em questão e da correta especificação dos equipamentos instalados.

Sobretensões temporárias e/ou provocadas por manobras no sistema são resolvidas com

o conhecimento total do sistema elétrico em questão e da correta especificação dos

equipamentos instalados. Já as sobretensões decorrentes de descargas atmosféricas, são

necessários dispositivos específicos de proteção, por exemplo, os pára-raios.

Da necessidade da proteção do sistema elétrico contra sobretensões de maneira a

assegurar que os equipamentos não fiquem submetidos a sobretensões superiores ao seu nível

de isolamento, surge a necessidade dos dispositivos de proteção contra sobretensões.

94

No caso das subestações abrigadas, incluem, além dos dispositivos de atuação, os

materiais auxiliares de proteção dos operadores, tais como tapetes e luvas que devem possuir

isolação maior ou igual a tensão nominal da instalação.

6.1.1. Pára-Raios

Os pára-raios são os dispositivos de proteção contra sobretensões mais utilizados para

instalações de média tensão. As principais características dos pára-raios a serem especificadas

para proteção são:

• Tensão Nominal: É a máxima tensão eficaz que o pára-raio pode ficar submetido

permanentemente na frequência nominal para qual foi projetado e tem condição de

operar satisfatoriamente.

• Frequência Nominal: É a frequência para a qual o pára-raio foi projetado.

• Corrente de Descarga Nominal: É a corrente máxima de crista com forma de onda

8/20 µs. Esta corrente é usada para classificar os pára-raios.

• Corrente Subsequente Nominal: É a corrente que atravessa o pára-raio logo após

cessada a corrente de descarga. Esta corrente deve ser eliminada pelo centelhador no

caso de pára-raio de SiC na sua primeira passagem por zero. Se isto não acontecer

poderá haver a reignição e provocar perda excessiva por efeito joule levando o pára-

raio a falha.

• Tensão Residual Nominal: É a tensão de crista que aparece nos terminais do pára-raio

durante a passagem da corrente de descarga. O equipamento, protegido pelo pára-raio,

e o pára-raio estão conectados próximos e devem suportar a tensão residual.

• Tensão Disruptiva a Impulso Atmosférico: É a menor tensão de impulso para o qual o

pára-raio dispara.

• Tensão Disruptiva de Manobra: É a menor tensão de impulso de manobra para qual o

pára-raio dispara.

• Tensão disruptiva à Frequência Industrial: É o maior valor de tensão eficaz na

frequência industrial de 60 Hz na qual o pára-raio não dispare.

95

A figura 6.1 ilustra o comportamento da tensão e corrente do pára-raio em atuação.

Figura 6.1 - Curva de Comportamento da Tensão e Corrente do Pára-Raio (Fonte: TARGET)

A tabela 6.1 apresenta as características para especificação de pára-raios para classes 15

e 36,2 kV de óxido de zinco, que são comumente utilizados em instalações de subestações de

média tensão (MT).

Tabela 6.1 – Dados para a especificação de pára-raios (NTD05/CELG)

Classe de tensão (kV)

Tensão nominal

(kV)

Corrente nominal de descarga

(kA)

Máxima tensão de operação contínua

MCOV (kV)

Tensão suportável de impulso atmosférico no invólucro (kV)

15 12 10

10,2 95 36,2 30 24,4 150

Característica comum: Óxido de zinco, invólucro polimérico, sem centelhador, com desligador automático

96

6.1.2. Dispositivo de Proteção Contra Surtos de Tensão

O dispositivo de proteção contra surtos (DPS) é o dispositivo de proteção mais utilizado

em instalações de baixa tensão. É destinado a proteção de equipamentos ligados à rede de

alimentação elétrica contra surtos elétricos provocados por descargas atmosféricas e/ou

manobras no sistema elétrico.

Utilizado para limitar as sobretensões e descarregar os surtos de corrente originários de

descargas atmosféricas nas redes de energia para a terra, os dispositivos são aplicados na

proteção de equipamentos conectados à redes de energia, informática, telecomunicações etc.

Para o seu coreto dimensionamento, é preciso os seguintes dados:

• Tensão nominal do DPS;

• Sobretensões temporárias suportáveis TOV;

• Nível de proteção de tensão;

• Capacidade de descarga:

DPS classe I;

DPS classe II;

DPS classe III;

• Capacidade de descarga da corrente subsequente Ifi (classe I);

• Proteção de back-up.

De acordo com a NTD-05 da CELG, os DPS deverão ter as seguintes características:

poliméricos, ZnO, sem centelhadores, equipados com desligador automático, corrente

nominal de descarga mínima de 40 kA, tensões nominais 280 V para sistemas 380/220 V e

175 V para sistemas 220/127 V.

Estes DPS deverão ser instalados antes do dispositivo principal de proteção em baixa

tensão.

6.1.3. Relés de Sobretensão

Da mesma forma que os relés de sobrecorrente, os relés de sobretensão atuam no

dispositivo de proteção principal, quando existir, o disjuntor de MT ou BT. Alimentados pelos

97

TP, a proteção é ajustada de forma a garantir os níveis de tensão suportáveis pelos

equipamentos a serem protegidos.

Os ajustes desta função (ANSI 59T e 59I), seja temporizada ou instantânea, são,

normalmente, feitos na configuração tempo-corrente TD (Tempo Definido) determinando-se

uma faixa tolerável de operação da tensão do sistema.

Os seguintes valores de corrente são geralmente recomendados, em função da corrente

nominal de operação:

• Entre 1,10 e 1,20 vezes 2 para a unidade temporizada;

• A partir de 1,30 vezes 2 para unidade instantânea.

Quanto à temporização, define-se:

• Temporizado: 100 a 200 ms;

• Instantâneo: 0 a 50 ms.

No mercado, existem inúmeros relés de diversos fabricantes que possuem as funções de

proteção contra sobretensões. Podem ser encontrados relés exclusivos para estas funções ou

relés multifuncionais que incorporam funções de corrente e tensão, além de outras proteções

como frequência, potência, etc.

6.1.4. Tapetes, Luvas, etc.

Para aumentar a segurança de quem opera uma subestação ou equipamentos de manobra

em média tensão, são normalmente usados em quase todas as concessionárias de energia,

materiais de segurança, tais como tapetes e luvas. Estes são os mais comuns e adotados em

100% das concessionárias brasileiras em instalações de subestações abrigadas.

A norma NTD-05 da CELG, exige que em cada subestação de energia de média tensão

devem existir tapetes isolantes de borracha e luvas isolantes. Os tapetes devem ser instalados

no acesso ao cubículo que possa ser manobrado ou operado. As luvas devem ser sempre

usadas em qualquer manutenção ou manobra.

As características dos materiais são:

• Tapetes isolantes de borracha de dimensões mínimas de 1.000 x 1.000 x 6 mm;

• Luvas isolantes acima da tensão nominal da subestação. Para tensões de 13,8 kV,

recomenda-se tensão suportável da luva de 20 kV.

98

6.2. Aterramento

Para que um sistema elétrico opere corretamente, com uma adequada continuidade de

serviço, com um desempenho seguro de proteção e, mais ainda, para garantir os limites (dos

níveis) de segurança pessoal, é fundamental que o quesito aterramento mereça um cuidado

especial (KINDERMANN, 2002).

Os objetivos principais do aterramento neste trabalho são:

• Obter uma resistência mais baixa possível, para correntes de falta à terra;

• Manter os potenciais produzidos pelas correntes de falta dentro de limites de

segurança de modo a não causar fibrilação do coração humano;

• Fazer com que equipamentos de proteção sejam mais sensibilizados e isolem

rapidamente as falhas à terra;

• Proporcionar um caminho de escoamento para terra de descargas atmosféricas;

• Usar a terra como retorno de corrente no sistema MRT;

• Escoar as cargas estáticas geradas nas carcaças dos equipamentos.

Existem várias maneiras para aterrar um sistema elétrico, que vão desde uma simples

haste, passando por placas de formas e tamanhos diversos, chegando às mais complicadas

configurações de cabos enterrados no solo, conhecidas como malhas de aterramento.

Preferencialmente, o sistema de aterramento deve constituir um anel circundando o

perímetro da edificação. A eficiência de qualquer sistema de aterramento depende das

condições locais do solo. As características e a eficácia dos aterramentos devem satisfazer às

prescrições de segurança das pessoas e funcionais da instalação, tais como tensão de passo e

toque, tensão na periferia da malha, etc.

A equipotencialização, o arranjo e as dimensões do sistema de aterramento são mais

importantes que o próprio valor da resistência de aterramento. Entretanto, recomenda-se uma

resistência da ordem de 10 Ω em qualquer época do ano, como forma de reduzir os gradientes

de potencial do solo. (CUNHA, 2002).

O valor de resistência de aterramento deve satisfazer às condições de proteção e de

funcionamento da instalação elétrica, de acordo com o esquema de aterramento utilizado,

conforme item 6.3.

99

Em subestações, de acordo com a NTD-05 da CELG, é exigida a configuração de malha

de aterramento para subestações com todas as partes metálicas não energizadas interligadas a

esta malha.

A figura 6.2 apresenta uma configuração típica de uma malha de aterramento

comumente usada para subestações. Os espaçamentos da malha deve ser determinado através

de um estudo mais aprofundado do sistema em questão levando-se em conta os níveis de

curto-circuito fase - terra e o tipo do solo.

Figura 6.2 - Malha de aterramento – configuração para subestações

6.3. Comentário Sobre o Tipo de Aterramento do Neutro

Um sistema elétrico pode ser aterrado ou não através do neutro de ligação. Um sistema

não aterrado ou aterrado com alta impedância é chamado de isolado, enquanto que o sistema

aterrado é chamado de diretamente aterrado. Os tipos de aterramento comumente adotados

são:

• Solidamente aterrado: aterrado diretamente sem auxilio de nenhum dispositivo;

• Com resistência: aterrado através de um resistor;

• Com indutância: aterrado através de um indutor ou reator;

100

• Com capacitância: aterrado através de um capacitor.

Geralmente, a classificação dos sistemas elétricos aterrador ou isolados é feita da

seguinte forma (KINDERMANN, 2002):

• O sistema é considerado aterrado quando mn ≤ 3m e 7n < m, sendo que nesta

condição a tensão fase-terra não ultrapassa a 38,5% de sobretensão em relação à

sua tensão nominal durante o defeito fase-terra;

• O sistema é considerado isolado quando mn > 3m e 7n ≥ m, sendo que nesta

condição a tensão fase-terra ultrapassa a 38,5% de sobretensão em relação à sua

tensão nominal durante o defeito fase-terra.

Onde:

m é a reatância de sequência positiva do sistema elétrico equivalente até o ponto de

defeito;

mn é a reatância de sequência zero do sistema elétrico equivalente até o ponto de

defeito já considerando a resistência de neutro ou contato á terra;

7n é a resistência de sequência zero do sistema elétrico equivalente até o ponto de

defeito já considerando a resistência de neutro ou contato á terra.

6.3.1. Sistema Aterrado

Neste tipo de sistema as correntes de curto-circuito são elevadas e podem comprometer

a integridade dos componentes da instalação. Já as sobretensões são limitadas em 38,5% em

relação à tensão nominal.

Em resumo, as sobretensões são reduzidas e sobrecorrentes são elevadas.

6.3.2. Sistema Isolado

O sistema de aterramento pode ter seu aterramento efetuado por uma alta impedância.

Um dos problemas dos sistemas fortemente isolados é o transitório elevado de tensão

que surgem devido à (KINDERMANN, 2002):

• Abertura e fechamento de disjuntores;

• Disrupção de arcos elétricos;

• Atuação de pára-raios;

101

• Defeitos no sistema;

• Abertura de fases;

• Ferro-ressonância;

• Descargas Parciais.

Os transitórios podem provocar danos à isolação dos equipamentos e cabos de uma

instalação. Geralmente quando ocorrem esses danos, arcos elétricos podem surgir gerando

novos transitórios de tensão com valores ainda mais elevados, intensificando os danos a

isolação e podendo causar o desligamento do sistema elétrico em questão (KINDERMANN,

2002).

Neste sistema de aterramento, qualquer arco elétrico gerado cria transitórios elevados de

tensão que provoca a reignição do próprio arco sucessivamente até danificar a isolação,

podendo concluir que o sistema fortemente aterrado não “segura” a tensão (KINDERMANN,

2002).

6.3.3. Qual Sistema Adotar em Subestações de até 5,0 MVA

Em subestações consumidoras, o tipo de aterramento mais encontrado é o diretamente

aterrado, com o neutro do transformador conectado direto à terra no enrolamento de baixa

tensão.

Esse sistema é o mais utilizado porque impede o surgimento de sobretensões nas

instalações. O problema de corrente elevada de falta fase-terra acaba sendo minimizado em

instalações em que o nível de curto-circuito deste tipo de falta é reduzido. Caso contrário,

onde o nível de curto-circuito fase-terra seja elevado, o sistema de aterramento através de

impedâncias ou resistências é o mais indicado, pois permite uma combinação do sistema

isolado com o sistema aterrado, controlando tanto as sobretensões quanto as sobrecorrentes,

ou seja, um ponto de equilíbrio.

102

CAPÍTULO

7

7. Arquitetura

Como toda e qualquer obra para qualquer finalidade, o projeto de arquitetura visa

determinar aspectos construtivos que possam prover e beneficiar a aplicação. Em subestações

de energia, esta etapa de projeto pode proporcionar aspectos vantajosos para os equipamentos

tais como aproveitamento de ventilação e iluminação natural. Também pode evitar acidentes

não operacionais ou oriundos de sistemas elétricos ou até mesmo de sua operação, tais como

entrada de enxurradas em épocas de chuva, entradas de animais diversos, etc.

Além dos benefícios citados, um bom dimensionamento e elaboração da arquitetura da

subestação ainda podem trazer economias na instalação, tais como distanciamentos entre

equipamentos, sequenciamento dos equipamentos, etc. Todas as determinações da arquitetura

de uma subestação devem seguir as normas brasileiras, como NBR 14039, 5410, 5413, NR-10

e normas da concessionária local CELG D como a NTD-05.

A arquitetura de uma subestação abrange o dimensionamento de cubículos, corredores,

espaçamentos entre partes vivas e demais instalações, temperatura e iluminação entre outros.

Este capítulo apresentará alguns aspectos e exigências da norma NBR 14039/05 para o

dimensionamento e projeto da arquitetura de uma subestação.

7.1. Iluminação

A iluminação artificial deve ser suficiente para permitir uma utilização segura e fácil. A

instalação de alimentação desta iluminação é efetuada em baixa tensão, conforme a norma

NBR 5410. Quando existe uma possibilidade de alimentação por uma fonte de substituição, a

iluminação elétrica do local deve ser alimentada por esta fonte. Iluminação artificial deverá

seguir as orientações da NBR 5413.

Luminárias não devem ser instaladas no teto de subestações abrigadas, de forma e evitar

possíveis acidentes no caso de manutenção destes equipamentos. O mais indicado é a

instalação das luminárias nas paredes dos corredores.

103

O local e o modo de fixação das luminárias devem ser tais que a troca de lâmpadas

possa ser realizada sem nenhuma interferência com a instalação de média tensão, e sem risco

para os operadores, respeitando todas as medidas de proteção adotadas na subestação.

Os interruptores devem ser colocados na proximidade da porta de acesso, e é

conveniente se prever um aparelho de iluminação portátil munido de uma bateria no interior

da subestação (lanterna, por exemplo).

A subestação deve ser provida de iluminação de emergência com autonomia de 2 horas

do tipo aclaramento e balizamento.

As subestações devem aproveitar a iluminação natural sempre que possível. A

iluminação natural é realizada através de janelas, que devem ser protegidas por uma grade de

modo que impeça o contato direto com as partes sob tensão. Na medida do possível, a parte

inferior das janelas não deve estar a menos de dois metros do solo. Entretanto, essa altura

pode ser diminuída se forem tomadas disposições construtivas para evitar os riscos de

acidente ou de avaria dos componentes.

Os focos luminosos devem ser dispostos de forma que os equipamentos de

seccionamento não fiquem em uma zona de sombra, e que permita a leitura correta dos

aparelhos de medição.

As janelas e vidraças devem ser fixas e protegidas por meio de telas metálicas

resistentes com malha máxima de 13 mm e mínima de 5 mm. Se usar vidro aramado

dispensa-se a tela de proteção.

7.2. Infra-Estrutura e Outros

Nas entradas subterrâneas, do lado externo, o cabo deve ser protegido por eletroduto

metálico classe pesada no trecho exposto até 3 metros acima do solo, isto para evitar possíveis

acidentes.

Todas as entradas e saídas de eletrodutos devem ser de maneira a assegurar a

estanqueidade das tubulações ou dutos da subestação, para tal é comumente usada massa de

calafetar.

104

7.3. Ventilação e Controle de Temperatura

Devido a dissipação de calor, dadas as perdas por efeito Joule dos equipamentos da

subestação, é necessário prover os diferentes pontos que compõem a subestação de aberturas

adequadas para circulação do ar de refrigeração, de forma natural ou forçada. A ventilação

natural deverá ser aproveitada sempre que possível.

As aberturas para ventilação natural devem ser dispostas para promover a circulação de

ar. Para isso, elas devem ser colocadas sempre que possível em paredes opostas de modo a

facilitar, na trajetória de circulação de ar, a dissipação do calor contido na carcaça dos

equipamentos.

Uma maneira simplista de determinar as dimensões das aberturas de ventilação, entrada

e saída, é atribuir 0,30 m² de área para cada 100 KVA de potência instalada de transformação.

Tomando como exemplo, uma subestação com um transformador de 750KVA, a abertura de

ventilação deve ter as seguintes dimensões: qrnnn x 0,30 = 2,25 m<.

Quanto maior a for a diferença entre a distância da abertura de saída de ar para o

exterior e o centro do tanque do equipamento, melhores serão as condições de dissipação de

calor, em virtude de uma melhor circulação do ar. As aberturas devem ser construídas em

forma de chicana e protegidas externamente por tela resistente.

Resumindo, para evitar possíveis entradas de água através de enxurradas de chuvas ou

corpos estranhos no interior da subestação, as entradas de ventilação devem ter algumas

características como:

• A entrada de ar natural deve estar no mínimo 20 cm acima do piso exterior;

• Construída em forma de chicana;

• Protegida externamente por tela metálica resistente com malha de abertura mínimo

de 5 mm e máximo de 13 mm.

A figura 7.1 apresenta um esquema de como as entradas de ventilação devem estar

dispostas sempre que possível.

105

Figura 7.1 - Trajetória de circulação de ar refrigerante

De acordo com a NBR14039/05, a temperatura não deve ultrapassar 15ºC entre a

temperatura externa e a temperatura a um metro de um equipamento a plena carga dentro da

subestação, ilustrado na figura 7.2. A temperatura interna não deve ser superior a 35ºC

quando houver operadores permanentes. Se a temperatura externa for superior a 35ºC, a

temperatura interna poderá igualar a este valor.

Quando a disposição do local ou a potência térmica a evacuar não permitir a utilização

da ventilação natural, é necessário recorrer a uma ventilação forçada. A quantidade de ar na

ventilação deve ser determinada a partir da quantidade de ar a evacuar e da diferença

admissível entre temperaturas do local e do ar exterior no verão.

106

Figura 7.2 - Temperatura interna em relação à temperatura externa

7.4. Acessibilidade e Segurança

Os corredores de controle e manobra e locais de acesso a subestação devem ter no

mínimo 70 cm para circulação considerando-se as portas abertas, na pior condição, ou com

equipamentos extraídos para manutenção. Havendo equipamento de manobra, deve ser

mantido o espaço livre na frente aos volantes e alavancas de manobra dos equipamentos.

Todas as partes vivas acessíveis do lado normal de operação devem ser providas de

anteparos suficientemente rígidos e incombustíveis com proteção contra contatos acidentais.

As subestações devem ser providas de portas metálicas com dimensões 0,80x2,10m

abrindo para fora.

107

7.5. Construção Civil

Uma subestação deve ser dimensionada para suportar os esforços exigidos pelos

equipamentos nela instalados. Por exemplo, o piso deve suportar os esforços mecânicos

provocados pelo peso do transformador.

A cobertura deve ser feita através de uma laje impermeabilizada totalmente contra

infiltrações.

As subestações devem possuir abertura para serviço ou emergência com diâmetro

mínimo 0,8x2,10m quando laterais e dimensões suficientes para inscrição de círculo de aro

mínimo de 0,60m. Os acessos podem ser tipo chaminés.

7.6. Instalações Auxiliares

Denominam-se instalações auxiliares como sendo as instalações que complementam o

funcionamento dos equipamentos ativos da subestação. Por exemplo, o sistema de contenção

de óleo para possíveis vazamentos ou manutenções dos equipamentos que utilizam deste

líquido para isolamento, como é o caso de alguns disjuntores e transformadores.

Nas instalações de equipamentos que contenham líquido isolante inflamável com

volume superior a 100 Litros devem ser observadas as seguintes precauções:

• Construção de barreiras incombustíveis entre os equipamentos ou outros meios

adequados para evitar a propagação de incêndio;

• Construção de dispositivo adequado para drenar ou conter o líquido proveniente de

eventual vazamento.

O sistema de proteção contra fuga de líquido isolante, denominado passivo, consiste em

um recipiente de coleta de óleo, um sistema corta-chama e um tanque acumulador. Além

disso, é exigido que a edificação seja resistente ao fogo (teto e paredes), e que as portas,

aberturas de ventilação, etc., sejam todas de material metálico (normalmente aço). Esta última

precaução adota-se também habitualmente em subestações com transformadores a seco.

A norma prescreve a utilização de dispositivos que possam drenar e conter o óleo

proveniente do transformador. Tais dispositivos devem ser construídos nas subestações de

transformação.

108

Os depósitos e tanques de contenção podem ser projetados utilizando-se uma das

opções dadas a seguir:

• Depósito com tanque de contenção integrado para todo o fluído;

• Depósito com tanque de contenção separado. Onde existem vários depósitos, os

canos de drenagem podem conduzir para um tanque de contenção comum, que

deverá ser capaz de conter o fluído do maior transformador;

• Depósito com tanque de contenção comum para vários transformadores. Deverá se

capaz de reter o fluído do maior transformador;

• Piso impermeável com soleira apropriada.

No caso de instalações desabrigadas, recomenda-se que o comprimento e largura do

depósito seja igual ao comprimento e largura dos transformadores, mais 20% da altura de

cada lado do transformador. Esta recomendação foi apresentada no relatório 23/07 do CIGRE

da sessão de 1972.

7.7. Dimensionamento Físico das Subestações

No dimensionamento físico de subestações, que determina os espaçamentos entre

equipamentos e estruturas, considerando áreas de circulação de pessoas, prevê a proteção

contra contatos involuntários de partes vivas da instalação através de alguns modos de

isolação, conforme NBR 14039/05:

• Proteção contra choques elétricos: inclui isolação das partes vivas, proteção por

meio de barreiras ou invólucros, proteção por meio de obstáculos e proteção por

colocação fora de alcance;

• Proteção contra contatos diretos: inclui o sistema de aterramento em relação ao

neutro, ligações equipotenciais.

Levando-se em conta estas proteções e isolações, as dimensões da subestação viram

variáveis das necessidades da instalação em si, visto que as distâncias e medidas de segurança

foram todas admitidas. A seguir, serão detalhadas estas medidas de segurança que devem ser

consideradas.

109

7.7.1. Proteção Contra Choques Elétricos

A proteção contra choque visa impedir que uma pessoa ou animal estabeleça contato

com alguma parte da instalação elétrica que esteja em potencial e que seja perigosa para a sua

integridade física (TARGET, 2005).

A proteção contra choques elétricos deve considerar os seguintes elementos da

instalação elétrica: partes vivas, massas e elementos condutores estranhos à instalação.

A proteção contra choques elétricos que visa impedir o acesso às partes vivas da

instalação é chamada de proteção contra choque por contato direto. A proteção que visa

impedir o choque elétrico a partir da parte condutora da instalação, que se torna energizada

com um potencial perigoso – normalmente devido a um defeito na isolação básica de um

componente - é conhecida como proteção contra choque por contato indireto.

A proteção parcial por colocação fora de alcance é destinada somente ao impedimento

dos contatos involuntários com as partes vivas, não impedindo o contato direto por ação

deliberada.

Dado que esta medida é parcial, ou seja, para a sua eficácia é necessário que as pessoas

a serem protegidas tenham conhecimento ou informação suficientes dos perigos que a

eletricidade em média tensão podem oferecer, ela só pode ser utilizada em locais com acesso

exclusivo de pessoas BA4 (advertidas) e BA5 (qualificadas). Considerando também a NR-10,

além de BA4 e BA5, as pessoas devem ser ainda autorizadas formalmente pela empresa.

A proteção por colocação fora de alcance pode ser aplicada como medida de proteção

total no exterior de edificações, como linhas aéreas utilizando condutores nus ou protegidos.

Nesta situação, ela pode ser aplicada em locais de acesso de pessoas comuns BA1.

Especificações de linhas aéreas não estão na NBR14039, mas na NBR 5433 - Redes de

distribuição aérea rural de energia elétrica, e NBR 5434 - Redes de distribuição aérea urbana

de energia elétrica. Portanto, no caso de utilização das linhas aéreas, estas devem estar em

conformidade com a NBR 5433 ou NBR 5434, conforme o local de aplicação.

As linhas aéreas realizadas no interior dos edifícios que não são reservados aos

eletricistas devem ser realizadas com cabos isolados ou linhas pré-fabricadas (condutores nus

sob proteção metálica – busway).

110

No caso da proteção por colocação fora de alcance aplicada na parte da instalação

acessível exclusivamente às pessoas BA4 ou BA5, ela só pode ser aplicada isoladamente no

sentido vertical.

As tabelas 19 e 20 da NBR 14039/05 reproduzidas abaixo definem a altura mínima que

devem ter as partes vivas nos locais de circulação de pessoas. Esta altura, que está

representada pela letra B na figura abaixo, deve ser de, no mínimo, 2700 mm para as

instalações interiores, e 4000 mm para as instalações exteriores. Quando a altura não for

suficiente, devem ser colocados obstáculos abaixo dos condutores nus. No sentido horizontal,

o uso da medida parcial por colocação fora de alcance deve ser complementado pela

interposição de obstáculos. No sentido horizontal, é necessário sempre prever a interposição

de obstáculos entre as pessoas e as partes vivas (TARGET, 2005).

A figura abaixo, retirada da NBR 14039/05, fornece as diretrizes para o projeto e

execução das instalações de média tensão onde o acesso é exclusivo a pessoas do tipo

advertida e qualificadas (tipos BA4 e BA5, conforme NBR 14039/05). São também

conhecidas como cabines primárias.

Figura 7.3 - Espaçamentos Mínimos Para Instalações Internas (TARGET, 2005).

111

Para interpretar as figuras, é preciso identificar os símbolos para cada item da

subestação, conforme legenda.

Os traços cheios indicam uma parte viva, que é definida na NBR IEC 60050-826 como

condutor ou parte condutora destinada a ser energizada em condições de uso normal,

incluindo o condutor neutro, mas, por convenção, não incluindo o condutor PEN.

Os valores máximos de tensão de contato limite são em corrente alternada 60 Hz 25 V

para instalações externas e 50 V para instalações internas. Logo, é considerada parte viva toda

parte condutora que puder atingir, em condição normal de operação, sem defeito, um

potencial superior a estes.

São exemplos de partes vivas:

• Cabos, barramentos ou acessórios (partes vivas) expostas;

• Partes de instalações em que aterramentos ou malhas tenham sido removidos;

• Terminações capas de cabos (se puderem levar a potenciais perigosos);

• Enrolamentos de máquinas elétricas e transformadores;

• Terminais de chaves seccionadoras, disjuntores e outros dispositivos de manobras.

Os espaçamentos mínimos previstos para instalações internas e externas são definidos

pela NBR 14039/05, conforme tabelas 7.1, 7.2 e 7.3.

Tabela 7.1 – Espaçamentos mínimos para instalações internas (NBR 14039)

Espaçamento para Instalações Interna Dimensões Mínimas (mm)

D 300 até 24,2 kV Distância entre a parte viva e um anteparo vertical 400 para 36,2 kV

A - Valores de distância da tabela “Distâncias R 1.200 Locais de manobra B 2.700 Altura mínima de uma parte viva com circulação K 2.000 Altura mínima de um anteparo horizontal F 1.700 Altura mínima de um anteparo vertical J E+300 Altura mínima de uma parte viva sem circulação

Distâncias Máximas (mm) E 600 Distância máxima entre a parte inferior de um M 1.200 Altura dos punhos de acionamento manual

Malha 20 Abertura das malhas

112

Tabela 7.2 – Espaçamentos mínimos para instalações externas (NBR 14039)

Espaçamento para Instalações Externa Dimensões Mínimas (mm)

A - Valores de distância da tabela “Distâncias mínimas x Tensão G 1500 Distância mínima ente a parte viva e a proteção externa B 4.000 Altura mínima de uma parte viva na área de circulação R 1.500 Locais de manobra D 500 Distância mínima entre a parte viva e um anteparo vertical F 2.00 Altura mínima de um anteparo vertical

H

6.000 Em ruas, avenidas e entradas de prédios e demais locais com trânsito 5.000 Em local com trânsito de pedestres somente 9.000 Em ferrovias 7.000 Em rodovias

J 800 Altura mínima de uma parte viva na área de circulação pública K 2.200 Altura mínima de um anteparo horizontal L 2.000 Altura mínima da proteção externa C 2.000 Circulação

Distâncias Máximas (mm) E 600 Distância máxima entre a parte inferior de um anteparo vertical e o M 1.200 Altura dos punhos de acionamento manual

Malha 20 Abertura das malhas dos anteparos

Tabela 7.3 – Distâncias mínimas x tensão nominal (NBR 14039)

Distâncias Mínimas x Tensão Nominal da Instalação Tensão Tensão de Ensaio à Tensão Suportável Distância Mínima

tuvw/3 10 20 60 120 40 60 120

4,16 19 60 90 120

6 20 40 60 120 60 90 120

13,8 34 95 160 110 180 125 220

23,1 50 95 160 125 20

34,5 70 145 270 170 320

(1) Estes afastamentos devem ser tomados entre extremidades mais próximas e não de centro a

centro. Os valores de dínimas indicados podem ser aumentados, a critério do projetista, em

função da classificação das influências externas. (NBR 14039/05)

113

7.7.2. Proteção Contra Contatos Diretos

A proteção contra choque elétrico por contato direto visa impedir o contato com uma

parte condutora a ser submetida a uma tensão, não havendo defeito. Esta regra se aplica

igualmente ao condutor neutro. A maneira de impedir este acesso constitui as medidas de

proteção. Cada uma das medidas tem características e aplicações específicas.

As medidas de proteção contra contato direto, segundo a filosofia internacional adotada

na norma, são divididas em dois grupos distintos: o primeiro é composto pelas medidas que

garantem a proteção por si só, ou seja, estas medidas são suficientes na garantia da proteção e

protegem todas as pessoas que possam vir a ter contato com o componente da instalação. O

segundo grupo é composto pelas medidas que não são suficientes na garantia da proteção,

necessitando, como premissa de utilização, do conhecimento ou informação das pessoas a

serem protegidas. Evidentemente, a aplicação destas medidas depende do conhecimento das

pessoas que terão contato com os componentes da instalação.

As medidas do primeiro grupo são chamadas de medidas de proteção completas,

enquanto que as medidas do segundo grupo são chamadas de medidas de proteção parciais.

A proteção contra contatos diretos deve ser assegurada por meio das seguintes medidas:

• Totais (locais a que qualquer pessoa pode ter acesso):

Isolação das partes vivas;

Barreiras e invólucros.

• Parciais (locais acessíveis apenas a pessoas BA4 e BA5):

Obstáculos;

Colocação fora de alcance.

A NBR 14039 não admite a omissão da proteção contra contatos diretos. O único caso

em que esta possibilidade é admitida é em caso de trabalho em circuitos energizados, em que

devem ser atendidas as prescrições da NR-10.

A isolação das partes vivas deve ser feita em material isolante capaz de suportar os

inconvenientes ou condições mecânicas, elétricas ou térmicas às quais o mesmo pode ser

submetido.

A proteção completa contra os contatos diretos através de isolação é considerada como

realizada quando as partes ativas são inteiramente recobertas por uma matéria isolante que só

pode ser retirada por destruição.

114

É preciso ficar claro que, se o componente ou dispositivo for de material isolante, mas

puder ser retirado sem a sua destruição, como por exemplo, por sua desmontagem, embora

este componente ou dispositivo esteja isolando a parte viva, o mesmo não é considerado como

proteção contra choque por isolação.

De acordo com a NBR IEC 60050-826, as definições oficiais de invólucro, barreira e

obstáculo são:

• Invólucro: elemento que assegura proteção de um equipamento contra

determinadas influências externas e proteção contra contatos diretos em

qualquer direção. Vêem de fábrica com o equipamento, normalmente.

• Barreira: elemento que assegura proteção contra contatos diretos, em todas as

direções habituais de acesso.

• Obstáculo: elemento que impede um contato direto acidental, mas não impede

o contato direto por ação deliberada.

Um aspecto muito importante, e que aliás diferencia a especificação da medida em

baixa e média tensão, é que o obstáculo tem medidas máximas de abertura de 20 mm,

definidas nas tabelas 19 e 20 da norma. Normalmente, são usados como obstáculos em média

tensão anteparos fabricados com telas que devem ter abertura da malha máxima de 20 mm. As

dimensões da abertura do obstáculo são apresentadas na figura abaixo:

Figura 7.4 - Dimensões de abertura de obstáculos (TARGET, 2005).

Outro aspecto importante é a dimensão mínima do obstáculo, também definida nas

tabelas 19 e 20 da norma NBR14039/05. A mínima dimensão vertical do obstáculo é de 1400

mm, sendo instalado de tal forma que o vão livre entre o obstáculo e o piso seja de, no

máximo, 300 mm para instalações internas e 600 mm para instalações externas – também

115

definidos nas tabelas 19 e 20. A dimensão horizontal do obstáculo deve impedir o acesso à

parte viva. As dimensões do obstáculo e a sua instalação são apresentadas na figura abaixo:

Figura 7.5 - Dimensões do obstáculo (TARGET, 2005)

Quando a proteção é feita por intermédio de invólucro ou barreira, a eficácia

permanente deve ser assegurada por sua natureza, comprimento, disposição, estabilidade,

solidez e eventual isolação, levando em conta as condições a que estão expostos. Um exemplo

de aplicação desta medida é a utilização de conjunto de manobra e controle em invólucro

metálico, cubículos metálicos, ou a utilização de transformadores tipo pedestal. Estes

componentes da instalação, por serem considerados pela norma como dotados de medida

completa de proteção contra choques por contato direto, podem ser instalados em locais

acessíveis a pessoas comuns.

116

CAPÍTULO

8

8. Influência dos Custos no Projeto de uma Subestação

A escolha do tipo e o número de subestações dentro de um empreendimento passa pela

análise financeira da instalação, levando-se em conta os dados técnicos como entrada de

energia, localização e centros de cargas.

De uma maneira geral, o custo da implantação de uma subestação tem algumas

características:

• Quanto menor a potência elétrica da subestação, maior será o seu custo por kVA;

• Quanto maior o número de subestações unitárias, maior o custo por kVA;

• Quanto maior o número de subestações unitárias, menor será o emprego de cabos de

baixa tensão, considerando-se uma localização conveniente;

• Quanto menor o numero de subestações unitárias de capacidade elevada, menor será

o emprego de cabos de tensão primaria (MT) e maior o uso de cabos de baixa tensão.

8.1. Comparação de Custos de uma Subestação de 500 KVA

Os custos de construção e montagem de uma subestação dependem diretamente da

topologia a ser adotada. Os dispositivos de proteção influenciam consideravelmente. A seguir,

é apresentado um comparativo entre os preços de instalação de uma subestação de 500 kVA

ao tempo, do tipo abrigada e em cubículo blindado. Como poderá ser observado, o custo por

kVA de uma subestação em cubículo blindado (item 8.1.3) é muito maior que os outros tipos

de subestação. A do tipo abrigada (item 8.1.2) é substancialmente superior ao do tipo ao

tempo (item 8.1.1). A escolha de uma ou de outra deverá ser bem analisada pelo projetista.

117

Os preços por kVA, considerando uma subestação com potência de 500 kVA, com

cotação em julho de 2009 são:

y*=? Dz@? = 7$ 112,57 (8.1)

y*=|AB~? = 7$ 219,39 (8.2)

y*;|í? B~? = 7$ 369,92 (8.3)

De 8.1 a 8.3 pode-se escrever a expressão 8.4:

y*;|í? B~? ≫ y*=|AB~? ≫ y*=? z@? (8.4)

Na subestação abrigada, não foi considerado o disjuntor de MT acionado por relé

eletrônico como prevê a NBR 14039, para uma melhor comparação.

Seguem orçamentos relativos às situações mencionadas, onde a cotação de preços for

realizada em julho de 2009.

8.1.1. Orçamento de uma Subestação 500 kVA ao Tempo

SE 500 kVA ao Tempo Item Discriminação Qde Unid Pço Unit. Pço Total

01

Alvenaria de vedação com bloco cerâmico furado, 19x19x39 cm, espessura da parede 19 cm, juntas de 12 mm com argamassa mista de cimento, cal hidratada e areia sem peneirar, traço 1:2:8, tipo 2

8,00 m² 200,00 1.600,00

02 Cabo de cobre nu classe 2, #35 mm² 15,00 m 7,00 105,00 03 Cabo de cobre nu classe 2, #70 mm² 15,00 m 12,00 180,00

04

Caixa de inspeção em alvenaria, ½ tijolo comum maciço revestido internamente com argamassa de cimento e areia sem peneirar, traço 1:3, lastro de concreto E=10 cm, tampa E=5 cm, dimensões 80 x 80 x 80 cm

1,00 pç 255,80 255,80

05 Eletroduto galvanizado a fogo, Ø 4” 15,00 m 66,08 991,20 06 Curva de aço para eletroduto galv. A fogo Ø 4" 5,00 pç 56,20 281,00

07 Guindaste veicular, capacidade 7 Ton, Locação por hora

10,00 vb 80,00 800,00

08 Alça preformada de distribuição 1,00 pç 2,98 2,98 09 Arruela para eletroduto Ø 4” 4,00 pç 3,34 13,36 10 Barramentos e acessórios 5,00 pç 100,00 500,00

11 Cabo de aço galvanizado Ø6,3 mm (1/4"), 7 fios, carga de ruptura 1,4232 KFG

3,00 m 3,00 9,00

118

12 Cabo isolado XLPE, 06/1,0 kV, 90°C # 50 mm²

4,50 m 10,10 45,45

13 Caixa para medidor horosazonal, largura 420 x 580 x 205 mm

1,00 pç 141,00 141,00

14 Caixa para medidor polifásico, largura 380 x 500 x 166 mm

1,00 pç 141,00 141,00

15 Caixa para proteção geral disjuntor termomagnético de 500 até 800 A, 1000 x 12000 x 310 mm

1,00 pç 394,94 394,94

16 Caixa para transformador de corrente de 500-5 até 800-5 A, 1000 x 1200 x 310 mm

1,00 pç 394,94 394,94

16 Chave fusível 15 kV, 100 A, NBI 95 kV, capacidade de interrupção adequada, base tipo C

3,00 pç 230,00 690,00

17 Conector de compressão formato H para cabo 1/0

3,00 pç 11,50 34,50

18 Conector de aço para haste terra, bitola ¾”, acabamento cromado

3,00 pç 11,50 34,50

19 Cruzeta de aço galvanizado chapa U, 3500 x 100 x 50 mm

2,00 pç 864,00 1.728,00

20 Cruzeta de madeira de lei, 3300x x900 x 112,5 mm

2,00 pç 90,00 180,00

22 Disjuntor tipo caixa moldada tripolar térmico fixo, magnético fixo, In de 800 A, Icc de 40 kA

1,00 pç 5.055,00 5.055,00

23 Esticador ½” x 200 mm tipo gancho olhal 2,00 pç 6,00 12,00 24 Fita isolante 19 mm x 20 mm 1,00 rl 5,80 5,80 25 Fita isolante auto-fusão, 19 mm 1,00 rl 13,50 13,50

26 Fita perfurada de aço para poste cahpa n° 14, comprimento 3 m, largura 38 mm

2,00 pç 55,90 111,80

27 Grampo tensor universal para linha viva, bitola intervalo10 A, 120 mm

3,00 pç 12,80 38,40

28 Isolador pedestal epóxi 15 kV, NBI 95 kV, tensão de ruptura sob chuva 30 kV

3,00 pç 140,00 420,00

29 Isolador polimérico classe 15 kV 3,00 pç 50,00 150,00 30 Isolador roldada porcelana 76x79 mm 3,00 pç 2,03 6,09

31 Mão francesa para cruzeta, comprimento 0,71 m

4,00 pç 6,00 24,00

32 Massa para calafetação 2,00 kg 9,71 19,42 33 Olhal para parafuso tipo M16, bitola 5/8” 4,00 pç 15,35 61,40

34 Pára-raios de distribuição, calsse 15 kV, 10 kA poliméricos

3,00 pç 160,00 480,00

35 Parafuso cabeça abaulada M16, comprimento 45 mm, diâmetro da seção 16 mm

3,00 pç 2,15 6,45

36 Poste de concreto Duplo T 11/600 KGF 2,00 pç 921,00 1.842,00 37 Protetor de bucha para pára-raios poliméricos 3,00 pç 18,93 56,79

38 Terminal compressão cobre estanhado, 1 furo curto para cabo # 50 mm²

3,00 pç 1,96 5,88

119

39 Terminal de pressão de cobre para cabo #185 mm²

32,00 pç 6,82 218,24

40

Transformador trifásico, potência 500 kVA, isolante à oleo mineral, resf. ONAN, calsse de isolação 15 kV, tensão primária 13,8/12 kV, 4 TAP, tensão secundário 380/220 V

1,00 pç 38.887,61 38.887,61

41 Ajudante de Eletricista 20,00 h 6,50 130,00 42 Eletricista 20,00 h 12,50 250,00

TOTAL: 56.287,05

Preço do kVA: R$ 112,57.

8.1.2. Orçamento de uma Subestação 500 kVA Abrigada

SE 500 kVA Abrigada Item Discriminação Qde Unid Pço Unit. Pço Total 01 Obras civis 36 m² 1.400,00 50.400,00

02 Tela de proteção articulável e removível de 1800 mm de altura e malha de 20 mm

18 m² 120,00 2.160,00

03 Veneziana tipo chicana para ventilação, dimensões 1000 x 500 com tela de proteção com malha 13 x 13 mm

8 pç 150,00 1.200,00

04 Eletroduto galvanizado a fogo, Ø 4" 6 m 66,08 396,48

05 Curva de aço para eletroduto galvanizado a fogo, Ø 4"

1 pç 56,20 56,20

06 Eletroduto de PVC flexível corrugado, Ø 4" 20 m 4,40 88,00

07 Cabo isolado EPR/DRY 8/15 KV, 90°C, #35,0 mm²

60 m 22,00 1.320,00

08 Haste de aterramento Ø5/8" X 2,40 m, alta camada 254 microns

8 pç 50,00 400,00

09 Haste de aterramento Ø5/8" X 2,40 m, alta camada 254 microns com caixa de inspeção

4 pç 90,00 360,00

10 Cabo de cobre nu classe 2 #35 mm² 15,00 m 7,00 105 11 Malha de aterramento #50 mm² 60 m 9,50 570,00 12 Interligação da malha de aterramento ao BEP 1 vb 120,00 120,00 13 Arame galvanizado, bitola 14 BWG 2 kg 11,70 23,40 14 Vergalhão de cobre eletrolítico pintado,Ø 3/8" 30 m 15,00 450,00

15 Bucha de passagem de porcelana, classe 15, com tirante de latão, rosca dupla, Ø 10 mm

3 pç 150,00 450,00

16 Mufla unipolar, classe 15 kV 6 pç 150,00 900,00

17 Isolador de pedestal epóxi, 15 kV, NBI de 95 kV, tensão de ruptura sob chuva de 30 kV

24 pç 14,00 336,00

18 Pára-raios de distribuição, classe 15 kV, 10 kA, polimérico

3 pç 160,00 480,00

120

19 Caixa para medidor horosazonal 420 x 580 x 205 mm

1 pç 141,00 141,00

20 Caixa para montagem elétrica, 01 fecho, chapa n° 18, 500 x 400 x 200 mm

1 pç 141,00 141,00

21 Chapa para fixação das buchas de passagem, 1.700 x 700 x 5 mm

1 pç 250,00 250,00

22 Chave seccionadora de MT, uso interno, tripolar, manobra sob carga, comm base fusível 17,5 kV, 400A

1 pç 2.338,00 2.338,00

23 Chave seccionadora de MT, uso interno tripolar, manobra sob carga, sem base fusível, classe 17,5 kV, 400 A

1 pç 1.743,00 1.743,00

24 Cruzeta de aço galvanizado a fogo, chapa L, 2.400 x 76 x 76 x 6,3 mm

1 pç 250,00 250,00

25 Extintor com carga de gás carbônico (CO2), 6 kg

1 pç 310,00 310,00

26 Cabo isolado em PVC 450/750 V, 70°C, 2,5 mm²

150 m 0,45 67,50

27 Eletroduto galvanizado eletroliticamente tipo leve Ø3/4"

21 m 5,00 105,00

28 Tomada 2P+T tipo universal instalada em condulete Ø3/4"

2 pç 12,00 24,00

29 Interruptor simples de 1 seção instalado em 1 pç 12,00 12,00

30 Luminária de emergência bloco autônomo 2 X 55W

1 pç 400,00 400,00

31 Luminária industrial de sobrepor tipo arandela blindada para lâmpada incandescente 100 W

3 pç 125,00 375,00

32 Mão francesa para cruzeta, comprimento 0,71 m

2 pç 6,00 12,00

33 Placa de advertência com os dizeres "NÃO OPERAR A CHAVE COM CARGA "

1 pç 15,00 15,00

34 Placa de sinalização 30 x 20 cm "ALTA TENSAO - PERIGO DE MORTE"

2 pç 25,00 50,00

35 Placa de sinalização fotoluminescente "EXTINTOR"

1 pç 25,00 25,00

36 Porta corta-fogo, colocada, dupla, 1.600 x 2.100, isolação 90 minutos

1 pç 950,00 950,00

37 Punho de acionamento para chave seccionadora de MT, com kirk

2 pç 410,00 820,00

38 Suporte metálico para fixação de isoladores de pedestal, fabricado em perfil U 100 x 40 x 6,3 mm, comprimento 1.200 mm

8 pç 100,00 800,00

39 Suporte metálico para fixação de muflas e pára-raios, fabricado em cantoneira 38 x 38 x 4,8 mm, comprimento 1.200 mm

1 pç 86,90 86,90

121

40 Suporte metálico par fixação de TP's e TC's de medição, fabricado em cantoneira 30 x38 x 4,8 mm, dimensões 1.300 x 700 x 1.300 mm

1 pç 68,20 68,20

41

Suporte metálico para fixação de transformadores de corrente em parede, fabricado em cantoneira 50 x 50 x 6,3 mm, dimensões 1.200 x 200 mm

1 pç 150,00 150,00

42 Tapete de borracha 1000 x 1000 x 6 mm, com isolação 20 kV

1 pç 154,00 154,00

43 Caixa para luva de borracha 1 pç 100,00 100,00 44 Luva de borracha de MT, 20 kV 1 pç 345,00 345,00

45 Terminal central de pressão para vergalhão de cobre Ø3/8"

26 pç 7,81 203,06

46

Transformador trifásico, potência 500 kVA, isolação à óleo mineral, resf. ONAN, classe de isolação 15 kV, tensão primária 13,8/12,0 kV , 4 TAP, tensão secundária 380/220 V

1 pç 38.887,60 38.887,60

47 Tampa de aço para caixa de passagem com dispositivo para lacre, dimensões 890 x 890 x 4,8 mm

2 pç 150,00 300,00

48 Ajudante de eletricista 50 h 6,50 325,00 49 Eletricista 50 h 12,50 625,00

TOTAL: 109.888,34


8.1.3. Orçamento de uma Subestação 500 kVA em Cubículo Blindado

SE 500 kVA em Cubículo Blindado Item Discriminação Qde Unid Pço Unit. Pço Total

01 Cubículo de MT classe 15kV composto por disjuntor à vácuo 25 kA, 3 TC, 3 TP, 3 pára-raios, instalação ao tempo

01 cj 129.500,00 129.500,00

02 Transformador de 500 kVA a seco 380/220V corrugado com buchas plug-in e manômetro

01 pç 55.000,00 55.000,00

03 Ajudante de eletricista 24 h 6,50 156,00 04 Eletricista 24 h 12,50 300,00

TOTAL: 184.956,00


122

8.2. Custos de Implantação

Cada decisão tomada na etapa de projeto de uma subestação irá impactar no custo de

implantação. A correta escolha do tipo de topologia, as especificações dos componentes, a

determinação dos níveis de operação e curtos-circuitos devem ser bem analisadas pelo

engenheiro projetista. Erro nesta etapa poderá ocasionar sobredimensionamentos no projeto

que resultará numa elevação dos custos desnecessária ou subdimensionamentos no projeto,

que acarretará uma redução dos custos, mas trazendo grandes possibilidades de problemas na

operação.

As normas técnicas vigentes devem sempre ser seguidas como orientações, assim como

as normas das concessionárias de energia, que além de especificar e detalhar o uso de todos os

elementos de uma subestação exige o seu seguimento como critérios de aprovação e

energização da subestação. No caso de falta de uma norma técnica brasileira, as normas

internacionais devem ser seguidas como referência.

8.2.1. Custos dos Principais Equipamentos

8.2.1.1. Disjuntor de MT

Os dois tipos de disjuntores mais utilizados pelo mercado em subestações de MT até 5,0

MVA são à vácuo e o PVO (Pequeno Volume de Óleo).

Um disjuntor PVO custa em torno de R$ 15.000,00 (cotação realizada em julho de

2009) e o seu equivalente à vácuo custa em torno de R$ 21.000,00. Pode-se perceber que a

diferença de preço é considerável, na casa dos 40%.

O Disjuntor PVO é recomendado para instalações onde a frequência de chaveamento

não seja intensa, enquanto que o a vàcuo pode ser instalado nas mesmas condições que o PVO

além de poder ser chaveado com frequência intensa. Portanto, a escolha deste equipamento

deve levar em conta o preço, mas este não deve ser o mais importante item a ser considerado.

A utilização adequada do equipamento deve estar acima de qualquer outra consideração.

123

8.2.1.2. Transformador de Potência

De acordo com a NBR 14039, o uso do transformador à óleo em instalações abrigadas

deve ser limitado quanto a proximidade da edificação. Em compensação, seu uso em

instalações ao tempo é muito frequente. Já o transformador à seco é de uso exclusivo em

instalações abrigadas.

Fazendo uma comparação de preços de transformadores de 500 kVA, o transformador à

óleo custa em torno de R$ 39.000,00 (cotação realizada em julho de 2009) e o transformador

à seco custo em torno de R$ 55.000,00 (cotação realizada em julho de 2009). Uma diferença

por volta de 41%.

A escolha do local da subestação influencia significativamente no custo de implantação

de uma subestação. Por exemplo, uma subestação localizada à 50 metros da edificação

poderia utilizar um transformador à óleo. Em compensação, gastaria muito mais em cabos

alimentadores. Se essa mesma subestação for instalada ao lado da edificação (não mais que 5

metros), um transformador à seco seria uma boa solução, mas em compensação gastaria muito

menos em cabos alimentadores.

Pode-se perceber que em todas as análises de custos, o critério técnico vem em primeiro

lugar. A tomada de decisão requer do engenheiro projetista uma ampla análise de

possibilidades para que uma solução satisfatória seja alcançada de forma a garantir segurança,

operacionalidade e custo reduzido.

124

CAPÍTULO

9

9. Estudo de Caso: Projeto de uma Subestação de 1.000 kVA

Neste capítulo será apresentado um estudo de caso no qual será aplicado o

desenvolvimento teórico apresentado nos capítulos anteriores. Os procedimentos elaborados

para dimensionamentos, bem como a estratégia metodológica baseada nas normas NBR

14039 da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) e NTD-05 Revisão 01da

Companhia Energética de Goiás – CELG Distribuição (CELG D) para os casos em que a

NBR permite alguma flexibilidade na instalação.

9.1. Dados da Unidade Consumidora

A unidade consumidora objeto deste estudo de caso está localizada na cidade de

Aparecida de Goiânia, no estado de Goiás e trata-se de um hipermercado. O suprimento de

energia é através do sistema de distribuição primária da concessionária CELG D na tensão de

13,8 kV.

A instalação conta com uma unidade transformadora de potência nominal 1.000 kVA,

tensão primária 13,8 kV e tensão secundária de 380 V / 220 V.

A proteção principal da instalação será feita através de um disjuntor de MT acionado e

controlado por um relé digital microprocessado com as funções de proteção mínimas de

sobrecorrente de fase e neutro. A proteção retaguarda na MT será feita através de um elo

fusível a ser instalado na chave seccionadora ao tempo na entrada da instalação. A proteção

retaguarda na BT será feita através de um disjuntor a ser instalado no Quadro Geral de Baixa

Tensão (QGBT) acionado e controlado por relé.

O diagrama unifilar deste estudo de caso está apresentado na figura 9.1.

125

Figura 9.1 - Diagrama unifilar

A área adquirida pelos investidores contempla com sobras as instalações do

hipermercado. Sendo assim, desfruta de espaço suficiente para a construção de uma

subestação de energia do tipo abrigada, que seria a melhor opção em termos econômicos para

a implantação.

A CELG D, responsável pelo fornecimento de energia elétrica na região do

empreendimento, forneceu os dados elétricos do ponto de entrega de energia a ser

considerado nos cálculos e dimensionamentos da subestação do hipermercado, tais como:

• Disponibilidade de carga no ponto solicitado:

O ponto de entrega de energia ao empreendimento está em condições de

entrar em operação para a carga 1,0 MVA em 13,8 kV.

• Níveis de curto-circuito trifásicos e monofásicos no ponto de entrega:

Tabela 9.1 – Níveis de curto-circuito 3φ e 1φ

Tipo de Curto-Circuito Corrente de Curto-Circuito ( A) ;;d- 900

;;<- 725

;;- 950

;;-I6Í2 97

• Dispositivo de proteção a ser considerado nos ajustes de seletividade.

A CELG D informou que seu sistema de proteção a montante do ponto de entrega de

energia do hipermercado encontra-se seletivo com elos fusíveis de 50k a 80k. Portanto, a

proteção da instalação elétrica do hipermercado estará seletiva com o sistema CELG D se

forem utilizados elos fusíveis entre 50k e 80k, logo, a curva de tempo-corrente do relé de

126

proteção deve estar abaixo da curva dos elos fusíveis de 50k e 80k, o que quer dizer que o relé

deve ser mais rápido.

9.2. Elementos e Seus Ajustes de Proteção

O fabricante do transformador informou através dos dados de placa do equipamento as

seguintes características elétricas:

Tabela 9.2 – Dados do transformador

Dado Valor Corrente de Inrush 8 x In

Tempo de duração 12 ciclos

Corrente Pto ANSI (3 a 4) x In

Tempo Pto ANSI ±1 seg

9.2.1. Determinação dos Ajustes do Relé:

a) Corrente nominal do hipermercado, supondo um transformador de 1,0 MVA em 13,8

kV a plena carga:

2?@B~ = 1.000√3 1 13,8 = 41,84 * (9.1)

b) Dimensionamento do TC:

A corrente a ser considerada no dimensionamento do TC deve ser a maior corrente que

possa passar por ele, seja ela a nominal de carga, sobrecarga ou curto-circuito. Neste caso, a

maior corrente é a de curto-circuito trifásico:

3D; > ;;6Á20 = 950

20 = 47,50 * (9.2)

Logo, o TC será de:

345 = 75 * (9.3)

EH; = 5 * (+ã) (9.4)

7)8 = 755 = 15

(9.5)

Como pode ser observado, este dimensionamento permite que o TC não sature para a

corrente nominal e nem para corrente de curto-circuito.

127

c) Cálculo do TAPE temporizado de fase do hipermercado:

Fator de sobrecarga (Fsc) permitido: 1,20 (120%).

)*+, > /: 1 2?@B~7)8 = 1,2 1 41,84

15 = 3,3472 * (9.6)

Logo:

)*+,=?~? = 3,50 * (9.7)

Desta forma, a corrente de sobrecarga E; é dada por:

E; = 1,2 1 41,84 = 50,208 * (9.8)

D453 = )*+, 1 7)8 (9.9)

D453 = 3,50 1 15 = 52,50 * (9.10)

Portanto:

D453 > E; => y! (9.11)

Logo, a condição está satisfeita.

d) Cálculo do TAPE instantâneo de fase do hipermercado:

Corrente de Inrush:

524GE = 8 1 ?@ = 8 1 41,84 = 334,70 * (9.12)

Duração do Inrush:

J524GE = 12 : = 12 1 160 = 0,20 :

(9.13)

Logo:

D453_=?~? = 915 * (9.14)

Desta forma:

D453 = )*+, 1 7)8 (9.15)

)*+,=?~? = 91515 = 61 *

(9.16)

Portanto:

D453 > 524GE => y! (9.17)


128

e) Cálculo do tempo de operação para o relé do hipermercado de Fase:

-=EH = ;;d-7)8 1 )*+, = 900

15 1 3,50 = 17,143 (9.18)

Dial Adotado: 0,42 s

Curva Temporizada: IEC Muito Inversa (IEC MI)

= 13,50

= 1,00

J-~z BzA@zA~? = -=EH

− 1 1 9 = 13,50 1 0,4217,143,nn − 1 = 0,351 : (9.19)

Buscando na curva do fusível 80k, obtem-se o valor do tempo de atuação do elo para a

corrente Id:

JH? íz n ≅ 0,40 : (9.20)

Logo:

J-~z BzA@zA~? < JH? íz n (9.21)


f) Cálculo do TAPE temporizado de Neutro do hipermercado:

Fator de desequilíbrio adotado (FDs): 0,30 (30%).

)*+,2 > /9: 1 2?@B~7)8 = 0,30 1 41,84

15 = 0,8368 * (9.22)

Logo:

)*+,2 = 0,90 * (9.23)

Desta forma:

NE = 0,30 1 41,84 = 12,552 * (9.24)

D453 = )*+, 1 7)8 (9.25)

D453 = 0,90 1 15 = 13,50 * (9.26)

Portanto:

D453 > NE => y! (9.27)


129

g) Cálculo do TAPE instantâneo de neutro do hipermercado:

Será adotado o valor da corrente nominal de operação como o pickup da proteção

instantânea de neutro:

D453_=?~? = 41,84 * (9.28)

Desta forma:

D453 = )*+, 1 7)8 (9.29)

)*+,=?~? = 41,8415 = 2,789 * (9.30)

h) Cálculo do tempo de operação para o relé do hipermercado de Neutro:

2HGD4K = ;;-I6Í27)8 1 )*+, = 97

15 1 0,90 = 7,185 (9.31)

Dial Adotado: 0,1 s

Curva Temporizada: IEC Muito Inversa (IEC MI)

= 13,50

= 1,00

J2zA? BzA@zA~? = 2zA?

− 1 1 9 = 13,5 1 0,17,185 − 1 = 0,2182 : (9.32)

Para a corrente IIÍ, o elo fusível 80k não opera, como pode ser observado na

curva tempo-corrente do elo.


9.2.2. Resumo da parametrização dos relés do Cliente:

Tabela 9.3 – Resumo da parametrização do relé

Proteção TC- TC- RTC TAPE DIAL Tipo de Curva 51 75 5 15 3,50 0,42 MI 50 75 5 15 61 --- TD

51N 75 5 15 7,185 0,1 MI 50N 75 5 15 2,789 --- TD

130

Desta forma, pode-se verificar que a coordenação das proteções está coerente, pois para

qualquer valor de corrente o relé do hipermercado atuará antes do elo fusível, para proteções

de fase e neutro para curtos na barra de MT do hipermercado, como pode ser observado no

coordenadograma da figura 9.2.

Figura 9.2 - Coordenadograma fase e neutro - simulado no ETAP 7.1.0

131

9.3. Especificação dos Equipamentos:

a) Especificação do dispositivo de proteção principal do painél QGBT:

Dados de sistema:

Corrente Nominal: 1.519 A;

Tensão Nominal: 380 V (tensão de linha);

Corrente de curto-circuito: 26,76 kA;

Potência de curto-circuito: 17,612 MVA.

Especificação:

Disjuntor de BT Termomagnético;

Tipo caixa moldada;

Corrente Nominal In= 1.600 A;

Corrente máxima de ruptura Icc= 32 kA;

Tensão Nominal Vn= 380 V.

b) Especificação do dispositivo de proteção principal do transformador de força:

Dados de sistema:

Corrente Nominal do trafo: 41,83 A;

Tensão Nominal: 13,8 kV;



Especificação:

Disjuntor de MT ;

Tipo extraível sobre suporte com rodas;

Interrupção e Extinção de arco em câmaras a vácuo;

Corrente Nominal In= 630 A ;

Capacidade nominal de Interrupção Scc= 350 MVA;

Capacidade de Interrupção em curto-circuito Icc= 10 kA;

132

Tensão Nominal Vn= 17,5 kV ;

Nível máximo de impulso NBI= 95 kV;

Corrente de fechamento de Icrista=25 kA;

Corrente de curta duração 1 seg= 10 kA;

Tempo de abertura= 70 ms;

Tempo de fechamento= 100 ms;

Tempo arco a 100% da c.i.n.= 12-15 ms.

c) Especificação do dispositivo de proteção retaguarda do transformador:

Dados de sistema:

Corrente Nominal do trafo: 41,83 A;

Tensão Nominal: 13,8 kV;



Especificação:

Elo Fusível de Distribuição de MT;

Curva tipo K;

Tensão nominal 15 kV;

Corrente de Curto-Circuito Máxima Icc= 10 kA;

Corrente Nominal In= 80 A .

d) Especificação do TC de Proteção:

Dados de sistema:

Corrente Nominal: 41,83 A;



133

Especificação:

Transformador de Corrente;

Tipo Barra uso interno;

Tensão máxima: 15 kV;

NBI= 34 kV;

Frequência 60 Hz;

Corrente Primária: 75ª;

Corrente Secundária: 5 A;

Classe de exatidão: 10B75;

Material Isolante: Epóxi;

RTC: 15.

e) Especificação dos relés microprocessados:

Dados de sistema:

Relé microprocessado ;

Instantâneo de Fase (50);

Instantâneo de Neutro (50N);

Temporizado de Fase (51);

Temporizado de Neutro (51N);

f) Especificação do Transformador de Força:

Dados do transformador:

Potência: 1.000 MVA;

Tensão de transformação: 13,0/0,38 kV;

TAP: 13.800 / 13.200 / 12.600 / 12.000 / 11.400 V;

Nível de isolamento: 15 / 1,2 kV;

NBI: 95 / 10 kV;

Classe de temperatura: F (105 °C);

Ligação no primário: Delta (∆);

Ligação no secundário: Estrela (Y);

134

Tipo: Isolado a seco encapsulado em resina epóxi sob vácuo;

Largura do transformador: 1.710 mm;

Altura do transformador: 1.900 mm;

Profundidade do transformador: 970 mm;

Entre rodas do transformador: 820 mm;

Massa do transformador: 2.060 kg.

g) Especificação do cabo alimentador de MT entre o ponto de entrega até o cubículo de

medição da Subestação:

Dados de sistema:

Tensão nominal: 13,8 kV;

Corrente nominal: 41,84 A;

Corrente de curto-circuito: 950 A;

Comprimento do circuito: 45 m.

Especificação:

Cabo isolado com borracha Etilenopropileno (EPR) 105°C;

Tensão de isolação: 8,7/15 kV;

Seção: 1 cabo por fase de #25 mm² (Poderia ser #16 mm²);

Ampacidade do cabo #25 mm²: 100 A ;

Ampacidade do cabo #16 mm²: 78 A;

Temperatura ambiente considerada: 25°C;

Temperatura do solo considerada: 35°C ;

Instalação: Banco de dutos – Cabos instalados em trifólio.

h) Especificação do barramento de MT entre o cubículo de medição e o transformador:

Dados de sistema:


Corrente nominal: 41,84 A;

Corrente de curto-circuito: 950 A;


135

Especificação:

Barramento de cobre eletrolítico ou tubo ocode diâmetro Ø8,0 mm (30 mm²).

Emendas e derivações em solda exotérmica ou conectores específicos.

i) Especificação do cabo de BT entre o transformador e o QGBT:

Dados de sistema:


Corrente nominal: 1.519,34 A;

Corrente de curto-circuito: 26,76 k A;


Especificação:

Cabo isolado EPR/XLPE 90°C cobertura PVC;

Tensão de isolação: 0,6/1,0 kV;

Seção: 4 cabos por fase de #185 mm² ;

Ampacidade do cabo #185 mm²: 409 A ;

Temperatura ambiente considerada: 25°C;

Temperatura do solo considerada: 35°C ;

Instalação: Aparente em leito (escada para cabos) cabos unipolares.

j) Dimensionamento Físico da Subestação

Como a potência da subestação é superior a 500 kVA, e considerando que o

empreendimento possui espaço suficiente, foi proposto uma subestação do tipo abrigada em

alvenaria convencional com um transformador somente como o unifilar do enunciado do

estudo de caso.

Foi considerado acesso e corredor apenas por um lado da subestação.

Altura da subestação, de acordo com a NTD-05 rev. 01 da CELG D: 3.000 m.

Nos itens a seguir são apresentados os dimensionamentos dos cubículos, circulação,

portas e janelas, ventilação, etc.

136

k) Cubículo de Transformação:

Dados:

Largura do transformador: 1.710 mm;

Profundidade do transformador: 970 mm;

Altura do transformador: 1.900 mm.

Dimensionamento Físico:

Folga de 500 mm para todos os lados do transformador (segundo a NTD-05da

CELG D) em relação às paredes do cubículo, portanto:

Largura:

Largura mínima do cubículo de acordo com a NTD-05da CELG D:

1.710 + 500x2 = 2710 mm

Espaçamento adotado: 2.710 mm

Comprimento:

Comprimento mínimo do cubículo de acordo com a NTD-05da CELG D:

970 + 500x2 = 1.970 mm


Espaçamento entre os barramentos de acordo com a NBR14039: 160 a 220 mm

Espaçamento adotado: 450 mm (de acordo com a NTD-05 da CELG D)

l) Cubículo de Proteção:

Comprimento mínimo do cubículo de acordo com a NTD-05da CELG D: 2.000mm


m) Cubículo de Medição:

Comprimento mínimo do cubículo de acordo com a NTD-05da CELG D: 2.200 mm


137

n) Cubículo de Serviços Auxiliares:

Serviço auxiliar entende-se por iluminação e tomadas da subestação. Instala-se um

transformador de potencial de potência suficiente para atender a demanda de iluminação e

tomadas de serviços.

Comprimento mínimo do cubículo de acordo com a NTD-05da CELG D: 1.200 mm.


o) Circulação:

A circulação deve permitir a retirada do maior equipamento da subestação, que no caso

é o transformador. A profundidade do transformador é 970 mm. Permitindo uma folga de 500

mm, a largura da circulação será: 1.500 mm.

Uma porta de acesso deverá ser instalada e dimensionada de forma a permitir a retirada

do transformador (maior equipamento existente da subestação). Deverá ter dimensões: 1.400

x 2.100 mm, de acordo com a NTD-05 da CELG D.

p) Ventilação:

De acordo com o item 9.3, deverá ter áreas abertas para ventilação de 0,30 m² para cada

100 kVA instalados, o que resulta em 3,0 m² de área livre para ventilação.

Serão instaladas janelas do tipo venezianas como segue abaixo:

2 janelas 1.000x500 mm no cubículo de medição, sendo uma em cima com

o topo a 260 mm do teto e uma em baixo, com o fundo a 300 mm do piso

acabado;

2 janelas 1.000x500 mm no cubículo de serviços auxiliares, sendo uma em

cima com o topo a 260 mm do teto e uma em baixo, com o fundo a 300

mm do piso acabado;

2 janelas 1.000x500 mm no cubículo de proteção, sendo uma em cima com

o topo a 260 mm do teto e uma em baixo, com o fundo a 300 mm do piso

acabado;

1 janela 1.800x1.100 mm no cubículo de transformação, sendo que o topo

a 260 mm do teto.

138

q) Layout:

O layout da subestação projetada está apresentado no anexo A.2.

9.4. Orçamento e Relação de Materiais da Subestação:

Orçamento Item Discriminação Qde Unid Pço Unit. Pço Total

01

Transformador trifásico, 1.000 kVA, tensão primária 13.800V, tensão secundária 380/220 V, sistema delta estrela (∆-Y) com neutro aterrado no secundário, à seco encapsulado em resina epóxi à vácuo

1 pç 65.000,00 65.000,00

02

Disjuntor tripolar à vácuo, com carrinho de sustentação com rodas, classe 15 kV, 350 MVA, 630 A, motorização, bobina de abertura e bobina de fechamento, com relé de sobrecorrente 50/51 e 50/51N

1 pç 25.000,00 25.000,00

03

Chave seccionadora tripolar com carga, com base fusível, acionamento por alavanca, classe 15 kV, corrente nominal 400 A, provido de prolongador, mancal e punho RA1

1 cj 2.400,00 2.400,00

04 Mufla monofásica de porcelana para uso interno até 20 kV para cabo de cobre #25 mm², série FMT com terminal de pressão

3 pç 150,00 450,00

05 Cabo de cobre singelo classe 8,7/15 kV, # 25 mm² (15 metros por perna + 1 reserva)

60 m 20,00 1.200,00

06

Transformador para iluminação da subestação, classe 15 kV, tensão primária de 13.800 V, tensão secundária de 220 V, potência 1,0 kVA

1 pç 1.500,00 1.500,00

07

Pára-raios classe 15 kV, Óxido de zinco, invólucro polimérico, sem centelhador, com desligador automático, corrente nominal de descarga de 10 kA, tensão suportável de impulso atmosférico no invólucro de 95 kV

3 pç 150,00 450,00

08 Isolador de porcelana classe 15 kV, uso interno com terminal para Ø3/8”

15 pç 30,00 450,00

09 Bucha de passagem 15 kV, uso interno, com vergalhão de Ø3/8”

6 pç 150,00 900,00

10 Vergalhão de cobre eletrolítico Ø3/8” 30 m 13,50 405,00

11 Suporte para TC e TP de medição com cantoneiras de F°G° 38x38x4,8 mm

1 cj 400,00 400,00

12 Suporte para muflas e pára-raios com cantoneiras de F°G° 1.1/2”x3/16”

1 cj 150,00 150,00

139

13 Chapa de ferro 1.700x700x5 mm 1,20 m² 115,00 138,00

14 Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT) => Instalado fora da Subestação

1 cj Não incluído no

orçamento

15 Tapete de borracha isolada 15 kV, dimensões 1.250x1.000x6 mm

2 pç 160,00 320,00

16 Tela de proteção em malha de arame galvanizado 20x20 mm, com encaixe tipo cachimbo

13,75 m² 150,00 2.062,50

17 Manopla para manobra da chave seccionadora com punho RA1

2 cj 180,00 360,00

18 Porta metálica 2.000x800 mm 1 pç 240,00 240,00 21 Extintor de incêndio de gás carbônico 6 kg 2 pç 320,00 640,00 22 Janela de ventilação, 1.000x500 mm 6 pç 100,00 600,00 23 Janela de ventilação, 1.800x1.100 mm 1 pç 300,00 300,00 25 Eletroduto galvanizado Ø1” (para medição) 6 m 3,00 18,00

26 Caixa de madeira com 1 par de luvas isolantes 20 kV e uma lanterna a pilha portátil

1 cj 400,00 400,00

27 Caixa para instalação de medidor de faturamento da concessionária

1 pç 150,00 150,00

28 Arandela blindada com lâmpada incandescente 100 W

4 pç 120,00 480,00

29 Interruptor simples de 1 seção instalado em condulete

1 pç 12,00 12,00

30 Luminária de emergência tipo bloco autônomo 2x55 W

2 pç 400,00 800,00

31 Cordoalha de cobre nú #35 mm² 50 m 8,50 425,00

32 Placa de advertência com os inscritos “Perigo de Morte”

4 pç 20,00 80,00

33 Placa de advertência com os inscritos “Não manobre esta chave sob carga”

2 pç 20,00 40,00

34 Mão de Obra de montagem 1 vb 5.000,00 5.000,00 35 Obras civis 39,456 m² 1.400,00 55.238,40

Total (R$): 165.608,90

Custo por kVA: R$ 165,61 (9.33)

140

CAPÍTULO

10

10. Conclusões e Proposta para Trabalhos Futuros

Este trabalho pode servir como passo inicial na composição de um guia para orientação

de engenheiros projetistas e instaladores de subestação, de forma a agrupar uma coletânea de

informações sobre os aspectos mais relevantes do tema.

Em um projeto de uma subestação, o estudo da carga tem uma relevância significativa.

Com ele pode-se determinar, de forma aproximada, a real potência consumida pela instalação

em questão, denominada como demanda. Um dimensionamento mais apropriado é possível a

partir da determinação da demanda da instalação, evitando possíveis sobredimensionamentos.

O aspecto econômico também é afetado a partir do estudo de carga, pois em instalações

alimentadas em média tensão pelas concessionárias, uma demanda é contratada junto à

concessionária local. Uma análise mal feita acarretará em contas de energia mais caras do que

o necessário em função de escolhas erradas de tarifação e do valor da demanda contratada.

Existem três topologias principais de subestações: ao tempo, abrigada em alvenaria e

em cubículo blindado metálico. As características de cada uma determinam o seu uso ou não

em uma instalação. Custos, limitação de potência e espaços são as características a serem

analisadas na tomada de decisão de qual topologia de subestação adotar.

Assim como a topologia, cada equipamento de subestação tem suas características que

justificam ou não a sua utilização. Uma chave seccionadora de uso interno não deve ser

utilizada em uma subestação ao tempo, assim como um transformador a seco. O disjuntor à

vácuo deve ser utilizado em uma instalação de chaveamento frequente ao invés de um PVO.

Enfim, a escolha do equipamento e de seu tipo é um critério técnico a ser analisado pelo

engenheiro projetista.

Sobrecorrentes são indesejáveis, pois sempre trazem consigo danos às instalações que a

elas ficam submetidas. Este tipo de falta deve ser interrompido o mais rápido possível,

mantendo todos os equipamentos operando dentro dos limites de suportabilidade. Ao mesmo

tempo, a proteção contra sobrecorrentes deve interromper somente os trechos faltosos da

instalação, minimizando ao máximo a quantidade de trechos não faltosos desenergizados. Este

é o princípio da seletividade, que junto com a suportabilidade, deve determinar os limites de

141

acionamentos e não acionamentos dos dispositivos de proteção, como os relés, fusíveis e

disjuntores.

As sobretensões, assim como as sobrecorrentes, são originadas por condições anormais

de uma instalação. Falhas no funcionamento, regulagem indevida, descargas atmosféricas são

as principais causas deste tipo falta que deve ser interrompida pelos equipamentos de

proteção. DPS na baixa tensão, pára-raios e relés na média tensão são comumente utilizados

para esta proteção. A escolha do tipo de ligação do neutro na instalação garante um controle

das sobretensões, permitindo ou não sua existência. Para o tipo de subestação proposto neste

trabalho, recomenda-se a utilização do neutro diretamente aterrado ou através de resistências

nos casos em que o nível de curto-circuito fase-terra for elevado.

As subestações abrigadas em alvenaria requerem um espaço físico maior comparando

com as demais topologias. Como a instalação fica confinada entre paredes e lajes, aspectos

arquitetônicos devem ser analisados para garantir boas condições de funcionamento.

Corredores de circulação, janelas para ventilação e iluminação natural, portas que permitam a

retirada dos maiores equipamentos existentes, segurança contra contatos diretos e acidentais,

espaçamentos das partes vivas são dimensionados conforme a NBR 14039 ou NTD-05

(revisão 01) da CELG D.

Como tudo na engenharia, um balanceamento técnico-financeiro deve ser realizado a

cada projeto desenvolvido. Escolhas determinam os custos, a eficiência e a segurança de uma

subestação. Em cima de cada tomada de decisão uma análise deve ser feita para que os

aspectos técnicos sejam atendidos e os custos estejam dentro dos limites, procurando sempre

atingir um equilíbrio, obtendo, assim, uma subestação eficiente, segura e de custo apropriado.

Com o estudo de caso proposto neste trabalho, pode-se verificar os dimensionamentos e

critérios de escolha no projeto de uma subestação abrigada em edificação de alvenaria de

potência 1,0 MVA, desde a escolha da própria topologia até a parametrização do relé de

proteção contra sobrecorrentes. Com o layout pode-se perceber fisicamente a disposição dos

equipamentos e sua instalação. Os tempos de atuação das proteções permitiram compreender

a seletividade entre a proteção da unidade consumidora e a concessionária de energia, que, no

caso, é a CELG D.

Como sugestão para futuros trabalhos, pode-se propor estudos mais aprofundados da

proteção em diversas configurações elétricas, como, por exemplo, a existência de co-geração

de energia elétrica com paralelismo momentâneo com a concessionária, como é o caso dos

142

geradores à diesel que são largamente utilizados em instalações para atender emergências e

fornecimento de energia no horário de ponta como forma de economia. Saindo um pouco das

instalações prediais e pensando somente em proteção, propõem-se um estudo ou uma

coletânea visando a mitigação de defeitos e falhas de equipamentos de proteção na etapa de

projetos, propondo soluções e padrões para painéis de proteção, cabos de controle, cubículos,

tendo como objetivo garantir ao máximo a confiabilidade do sistema de proteção com custos

reduzidos.

143

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145

TARGET ENGENHARIA E CONSULTORIA S/C LTDA. NBR 14039/2005: Edição

Comentada. 2005. São Paulo.

146

ANEXOS

Anexos

A.1. Nomenclatura de relés da American Standard Association (ASA)

Código Descrição 1 Elemento principal 2 Relé de partida ou fechamento temporizado 3 Relé de verificação ou interbloqueio 4 Contator principal 5 Dispositivo de interrupção 6 Disjuntor de partida 7 Disjuntor de anodo 8 Dispositivo de desconexão de energia de controle 9 Dispositivo de reversão 10 Chave de sequência das unidades 11 Reservada para fatura aplicação 12 Dispositivo de sobrevelocidade 13 Dispositivo de rotação síncrona 14 Dispositivo de subvelocidade 15 Dispositivo de ajuste ou comparação de velocidade ou frequência 16 Reservado para futura ampliação 17 Chave de derivação ou de descarga 18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração 19 Contator de transição partida – marcha 20 Válvula operada eletricamente 21 Relé de distância 22 Disjuntor equalizador 23 Dispositivo de controle de temperatura 24 Reservado para futura aplicação 25 Dispositivo de sincronização ou conferência de sincronismo 26 Dispositivo térmico do equipamento 27 Relé de subtensão 28 Reservado para futura aplicação 29 Contator de isolamento 30 Relé anunciador 31 Dispositivo de excitação em separado 32 Relé direcional de potência 33 Chave de posicionamento 34 Chave de sequência, operada por motor 35 Dispositivo para operação das escovas ou para curto-circuito os anéis do coletor

147

36 Dispositivo de polaridade 37 Relé de sobrecorrente ou subpotência 38 Dispositivo de proteção de mancal 39 Reservado para futura aplicação 40 Relé de campo 41 Disjuntor ou chave de campo 42 Disjuntor ou chave de operação normal 43 Dispositivo ou seletor de transferência manual 44 Relé de sequência de partida das unidades 45 Reservado para futura aplicação 46 Relé de reversão ou balanceamento corrente de fase 47 Relé de sequência de fase de tensão 48 Relé de sequência incompleta 49 Relé térmico para máquina ou transformador 50 Relé de sobrecorrente instantâneo 51 Relé de sobrecorrente – tempo CA 52 Disjuntor de corrente alternada 53 Relé para excitatriz ou gerador CC 54 Disjuntor de corrente contínua, alta velocidade 55 Relé de fator de potência 56 Relé de aplicação de campo 57 Dispositivo para aterramento ou curto-circuito 58 Relé de falha de retificação 59 Relé de sobretensão 60 Relé de balanço de tensão 61 Relé de balanço de corrente 62 Relé de interrupção ou abertura temporizada 63 Relé de pressão de nível ou fluxo de líquido ou gás 64 Relé de proteção de terra 65 Regulador 66 Dispositivo de intercalação ou escapamento de operação 67 Relé direcional de sobrecorrente CA 68 Relé de bloqueio 69 Dispositivo de controle permissivo 70 Reostato eletricamente operado 71 Reservado para futura aplicação 72 Disjuntor de corrente contínua 73 Contator de resistência de carga 74 Relé de alarme 75 Mecanismo de mudança de posição 76 Relé de sobrecorrente CC 77 Transmissor de impulsos 78 Relé de medição de ângulo de fase ou proteção contra falha de sincronismo 79 Relé de religamento 80 Reservado para futura aplicação 81 Relé de frequência

148

82 Relé de religamento 83 Relé de seleção de controle ou transferência automática 84 Mecanismo de operação 85 Relé receptor de onda portadora ou fio – piloto 86 Relé de bloqueio 87 Relé de proteção diferencial 88 Motor auxiliar ou motor gerador 89 Chave separadora (seccionadora) 90 Dispositivo de regulação 91 Relé direcional de tensão 92 Relé direcional de tensão e potência 93 Contator de variação de campo 94 Relé de religamento ou de disparo livre

95 a 99 Usados para aplicações específicas não cobertas pelos números anteriores

149

A.2. Layout da Subestação Abrigada 1,0 MVA 13,8/0,38 kV – Estudo de Caso

coletânea sobre dimensionamento de componentes de uma subestação e estudo de caso

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