ctc m4 v3_t

CTC_M4_V3_T

MÓDULO 4 Geração, Transmissão

e Distribuição de Energia

CTC - Centro de Treinamento de Clientes

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Módulo 4 – Geração e Distribuição de Energia


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* “ Material sujeito a alterações sem prévio aviso!”

Índice

1 Introdução............................................................................................................... 9 1.1 Definição de energia e potência ................................ ................................ ............... 10

1.1.1 Energia ________________________________ ________________________________ __10 1.1.2 Potência ________________________________ ________________________________ _11

1.2 O que é geração e cogeração? ................................ ................................ .................. 12 1.2.1 Geração ________________________________ ________________________________ _12 1.2.2 Cogeração ________________________________ _______________________________ 12

1.3 O sistema de geração................................ ................................ ................................ 15 1.3.1 Máquina primária ________________________________ __________________________ 15 1.3.2 Geradores ________________________________ ________________________________ 15 1.3.3 Transformadores ________________________________ __________________________ 15 1.3.4 Controle, comando e proteção ________________________________ ________________ 15

2 Máquinas Primárias.............................................................................................. 17 2.1 Hidráulicas ................................ ................................ ................................ ............... 17

2.2 Diesel ................................ ................................ ................................ ........................ 21

2.3 Termelétricas ................................ ................................ ................................ ........... 24

2.4 Termonucleares................................ ................................ ................................ ........ 26

2.5 Turbina a Gás ................................ ................................ ................................ .......... 30 2.5.1 Turbinas a gás em circuito aberto ________________________________ _____________31 2.5.2 Turbinas a gás em circuito fechado. ________________________________ ____________ 33

2.6 Turbinas Eólicas ................................ ................................ ................................ ...... 36

3 GERADORES ....................................................................................................... 42 3.1 Introdução................................ ................................ ................................ ................ 42

3.1.1 Histórico________________________________ ________________________________ _42 3.1.2 Noções de aplicações ________________________________ _______________________ 42

3.1.2.1 Tipos de acionamentos ................................ ................................ ................................ ..43

3.2 NOÇÕES FUNDAMENTAIS ................................ ................................ .................. 44 3.2.1 Princípio de funcionamento ________________________________ __________________ 44 3.2.2 Geração de corrente trifásica ________________________________ _________________ 47


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3.2.2.1 Ligações no sistema trifásico ................................ ................................ ........................ 47 3.2.2.2 Tensão nominal múltipla ................................ ................................ ............................... 49

3.2.3 Comportamento do gerador em vazio e sob carga ________________________________ _52 3.2.4 Máquinas de pólos lisos e salientes ________________________________ ____________ 55 3.2.5 Reatâncias ________________________________ _______________________________ 56 3.2.6 Potência em máquinas de pólos salientes ________________________________ ________59 3.2.7 Definições ________________________________ _______________________________ 61

3.2.7.1 Distorção harmônica ................................ ................................ ................................ .....61 3.2.7.2 Fator de desvio ................................ ................................ ................................ .............61 3.2.7.3 Modulação de tensão ................................ ................................ ................................ ....63 3.2.7.4 Desequilíbrio angular ................................ ................................ ................................ ....63 3.2.7.5 Desbalanceamento de tens ão................................ ................................ .........................63 3.2.7.6 Transiente de tensão ................................ ................................ ................................ .....63 3.2.7.7 Tolerância de tensão ................................ ................................ ................................ .....64

3.3 GERADORES WEG................................ ................................ ................................ 65 3.3.1 Normas aplicáveis ________________________________ _________________________ 65 3.3.2 Geradores com excitação por escovas ________________________________ __________65

3.3.2.1 Tipo SL (antigo DL) ................................ ................................ ................................ .....65 3.3.3 Geradores com excitação sem escovas (Brushless) ________________________________ 66 3.3.4 Geradores com e xcitação sem escovas para aplicações especiais _____________________ 69 3.3.5 Motores síncronos ________________________________ _________________________ 70 3.3.6 Regulador de tensão ________________________________ ________________________ 72 3.3.7 Tempo de regulagem da tensão (tempo de resposta) _______________________________ 72 3.3.8 NOMENCLATURA DAS MÁQUINAS SÍNCRONAS WEG ______________________ 73

3.4 CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE ................................ ................................. 76 3.4.1 Altitude ________________________________ ________________________________ _76 3.4.2 Temperatura ambiente. ________________________________ ______________________ 76 3.4.3 Determinação da potência útil do gerador nas diversas condições de temperatura e a ltitude 76 3.4.4 Atmosfera Ambiente ________________________________ _______________________ 77

3.4.4.1 Ambientes Agressivos ................................ ................................ ................................ ..77 3.4.5 Graus de proteção ________________________________ _________________________ 78

3.4.5.1 Código de identificação ................................ ................................ ................................ 78 3.4.5.2 Tipos usuais ................................ ................................ ................................ .................80

3.4.6 Limites de ruído ________________________________ ___________________________ 80 3.4.7 Vibração________________________________ ________________________________ _81 3.4.8 Ventilação ________________________________ _______________________________ 82

3.4.8.1 Gerador aberto ................................ ................................ ................................ ..............82 3.4.8.2 Gerador totalmente fechado ................................ ................................ ..........................83

3.4.9 Acessórios/especialidades ________________________________ ___________________ 85 3.4.9.1 Resistência de aquecimento ................................ ................................ ..........................85 3.4.9.2 Proteção térmica de geradores elétricos ................................ ................................ .........85

3.5 CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO ................................ ........................... 88 3.5.1 Potência nominal ________________________________ __________________________ 88 3.5.2 Elevação de temperatura -classe de isolamento ________________________________ ___91

3.5.2.1 Aquecimento do enrolamento ................................ ................................ ....................... 91 3.5.2.2 Classes de isolamento ................................ ................................ ................................ ...92 3.5.2.3 Medida da temperatura do enrolamento ................................ ................................ .........92 3.5.2.4 Aplicação à máquinas elétricas ................................ ................................ .....................93

3.5.3 Queda de tensão ________________________________ ___________________________ 94 3.5.3.1 Cálculo da queda de tensão ................................ ................................ ...........................94 3.5.3.2 Influência do fator de potência ................................ ................................ ......................96 3.5.3.3 Influência da carga inicial ................................ ................................ ............................. 96

3.5.4 Limitações na partid a de motores ________________________________ _____________98 3.5.5 Sobrecarga ________________________________ ______________________________ 103 3.5.6 Sobrevelocidade ________________________________ __________________________ 104


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3.5.7 Corrente de curto-circuito ________________________________ __________________ 104 3.5.8 Conversão de reatâncias ________________________________ ____________________ 105 3.5.9 Proteção do gerador ________________________________ _______________________ 106 3.5.10 Regime de serviço ________________________________ ________________________ 106

3.5.10.1 Regimes Padronizados ................................ ................................ ............................. 106 3.5.11 Diagrama de carga ________________________________ ________________________ 108 3.5.12 Operação em paralelo de geradores ________________________________ ___________110 3.5.13 Cálculo da bobina de aterramento do ponto estrela de geradores ____________________ 113

3.6 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ................................ ............................ 114 3.6.1 Componentes Principais ________________________________ ____________________ 114

3.6.1.1 Estator da máquina principal ................................ ................................ ....................... 114 3.6.1.2 Rotor da máquina principal ................................ ................................ .........................114 3.6.1.3 Estator da excitatriz principal ................................ ................................ ...................... 114 3.6.1.4 Rotor da excitatriz principal e diodo s retificadores girantes ................................ .........114 3.6.1.5 Excitatriz auxiliar ................................ ................................ ................................ .......115 3.6.1.6 Enrolamento auxiliar (ou bobina auxiliar) ................................ ................................ ...115

3.6.2 Placa de identificação________________________________ ______________________ 115 3.6.3 Normas________________________________ ________________________________ _116 3.6.4 Pintura - Geradores para aplicação geral ________________________________ _______116 3.6.5 Terminais de aterramento ________________________________ ___________________ 116 3.6.6 Forma construtiva ________________________________ ________________________ 116 3.6.7 Condições usuais de serviço ________________________________ ________________ 120

3.7 SELEÇÃO DE GERADORES ................................ ................................ .............. 121 3.7.1 Características necessárias para a correta seleção ________________________________ 121 3.7.2 Principais aplicações de geradores ________________________________ ____________121

3.7.2.1 Conversão de freqüência ................................ ................................ ............................. 122 3.7.2.2 Conversão de Corrente ................................ ................................ ................................ 123 3.7.2.3 NO-BREAK ................................ ................................ ................................ ...............124 3.7.2.4 Short-Break Diesel ................................ ................................ ................................ .....125 3.7.2.5 Geradores para CPD ................................ ................................ ................................ ...125 3.7.2.6 Geradores linha Industrial ................................ ................................ ........................... 126 3.7.2.7 Geradores para Telecomunicações (padrão TELEBRÁS) ................................ ............126 3.7.2.8 Geradores alimentando cargas deformantes ................................ ................................ .127

3.8 ENSAIOS ................................ ................................ ................................ ............... 128 3.8.1 ENSAIOS DE ROTINA ________________________________ ___________________ 128 3.8.2 ENSAIOS DE TIPO ________________________________ ______________________ 128 3.8.3 ENSAIOS ESPECIAIS ________________________________ ____________________ 128

3.9 COLETÂNEA DE FÓRMULAS ................................ ................................ ........... 129

4 CARACTERISTICAS E ESPECIFICAÇÕES DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO E FORÇA ................................................................................130 4.1 INTRODUÇÃO................................ ................................ ................................ ...... 130

4.2 NOÇÕES FUNDAMENTAIS ................................ ................................ ................ 131 4.2.1 Transformadores e suas aplicações ________________________________ ___________131 4.2.2 Tipos de Transformadores ________________________________ __________________ 132

4.2.2.1 Divisão dos Transformadores quanto à Finalida de................................ ....................... 133 4.2.2.2 Divisão dos Transformadores quanto aos Enrolamentos ................................ ..............133 4.2.2.3 Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos ................................ .......133

4.2.3 COMO FUNCIONA O TRA NSFORMADOR ________________________________ __133 4.2.4 Sistemas Elétricos ________________________________ ________________________ 135

4.2.4.1 Sistemas de Corrente Alternada Monofásica ................................ ................................ 135 4.2.4.2 Sistemas de Corrente Alternada Trifásica ................................ ................................ ....136

4.2.5 POTÊNCIAS ________________________________ ____________________________ 142


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4.2.5.1 Potência Ativa ou Útil ................................ ................................ ................................ 143 4.2.5.2 Potência Reativa ................................ ................................ ................................ .........143

4.2.6 Potência Aparente ________________________________ ________________________ 143

4.3 DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO ................................ ...... 147 4.3.1 Potência Nominal ________________________________ _________________________ 147

4.3.1.1 Transformadores Trifásicos ................................ ................................ ........................ 147 4.3.1.2 Transformadores Monofásicos ................................ ................................ ....................147 4.3.1.3 Potências nominais normalizadas ................................ ................................ ................147

4.3.2 TENSÕES ________________________________ ______________________________ 148 4.3.2.1 Definições ................................ ................................ ................................ ..................148 4.3.2.2 Escolha da Tensão Nominal ................................ ................................ ........................ 149

4.3.3 Derivações ________________________________ ______________________________ 151 4.3.3.1 Definições ................................ ................................ ................................ ..................151

4.3.4 Correntes ________________________________ _______________________________ 153 4.3.4.1 Corrente nominal ................................ ................................ ................................ ........153 4.3.4.2 Corrente de excitação ................................ ................................ ................................ .153 4.3.4.3 Corrente de curto-circuito ................................ ................................ ........................... 154 4.3.4.4 Corrente de partida ou In rush ................................ ................................ ..................... 155

4.3.5 Frequência Nominal ________________________________ _______________________ 155 4.3.6 Nível de Isolamento ________________________________ _______________________ 155 4.3.7 Deslocamento angular ________________________________ _____________________ 156 4.3.8 Identificação dos Terminais ________________________________ _________________158

4.4 Características de Desempenho ................................ ................................ ............. 163 4.4.1 Perdas________________________________ ________________________________ __163 4.4.2 Rendimento ________________________________ _____________________________ 165 4.4.3 Regulação________________________________ _______________________________ 166 4.4.4 Capacidade de sobrecarga ________________________________ __________________ 167

4.5 CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO ................................ .......................... 173 4.5.1 OPERAÇÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS E ESPECIAIS DE FUNCIONAMENTO. __173 4.5.2 CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO. __________________ 173

4.5.2.1 O transporte e a instalação devem estar de acordo com NBR 7036 ou a NBR 7037 , a que for aplicável. ................................ ................................ ................................ ....................173

4.5.3 OPERAÇÃO EM PARALELO ________________________________ ______________175 4.5.3.1 DIAGRAMAS VETORIAIS COM MES MO DESLOCAMENTO ANGULAR ...........175 4.5.3.2 RELAÇÕES DE TRANSFORMAÇÃO IDÊNTICAS I NCLUSIVE DERIVAÇÕES ...175 4.5.3.3 IMPEDÂNCIA ................................ ................................ ................................ ...........175

4.5.4 OPERAÇÃO EM PARALELO ________________________________ ______________178

4.6 SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES ................................ ............................ 179 4.6.1 DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR ____________________ 179 4.6.2 FATOR DE DEMANDA (d) ________________________________ ________________ 179

4.6.2.1 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA MÁXIMA DE UM GRUPO DE MOTORES ....179 4.6.2.2 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA MÁXIMA DA INSTALAÇÃO .........................181

4.6.3 CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS ___________________________ 182 4.6.4 CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO VALOR

OBTIDO NA DEMANDA. ________________________________ _________________182 4.6.4.1 EVENTUAIS AUMENTOS DA POTÊNCIA INSTALADA ................................ .......186 4.6.4.2 CONVENIÊNCIA DA SUBDIVISÃO EM MAIS UNIDADES ................................ ..186 4.6.4.3 POTÊNCIA NOMINAL NORMALIZADA ................................ ................................ 187

4.6.5 DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR ____187

4.7 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ................................ ............................ 188 4.7.1.1 NÚCLEO ................................ ................................ ................................ ...................188 4.7.1.2 ENROLAMENTO ................................ ................................ ................................ ......189 4.7.1.3 DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM, CALÇOS E ISOLAMENTO ............................. 190 4.7.1.4 COMUTADOR DE DERIVAÇÕES ................................ ................................ ...........190


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4.7.2 BUCHAS ________________________________ _______________________________ 191 4.7.3 TANQUE ________________________________ _______________________________ 194

4.7.3.1 SELADOS ................................ ................................ ................................ .................195 4.7.3.2 COM CONSERVADOR DE ÓLEO ................................ ................................ ...........196 4.7.3.3 TRANSFORMADORES FLANGEADOS ................................ ................................ ..196

4.7.4 RADIADORES ________________________________ __________________________ 197 4.7.5 TRATAMENTO SUPERFICIAL E PINTURA ________________________________ _198 4.7.6 LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO ________________________________ 198 4.7.7 PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁTICA ___________________________ 201 4.7.8 ACESSÓRIOS ________________________________ ___________________________ 203

4.7.8.1 RELÉ BUCHHOLZ (TRAFOSCÓPIO) ................................ ................................ ......204 4.7.8.2 TERMÔMETRO COM CONTATOS ................................ ................................ .........205 4.7.8.3 INDICADOR DE NÍVEL DE ÓLEO ................................ ................................ ..........207 4.7.8.4 IMAGEM TÉRMICA ................................ ................................ ................................ .209 4.7.8.5 VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO ................................ ................................ .....211 4.7.8.6 RELÉ DE PRESSÃO SÚBITA ................................ ................................ ...................213

4.8 ENSAIOS ................................ ................................ ................................ ............... 218 4.8.1 ENSAIOS DE ROTINA ________________________________ ___________________ 218 4.8.2 ENSAIOS DE TIPO ________________________________ ______________________ 219 4.8.3 ENSAIOS ESPECIAIS ________________________________ ____________________ 219 4.8.4 OBJETIVOS DA REALIZAÇÃO DE ALGUNS ENSA IOS DE ROTINA:____________219

4.8.4.1 RESISTÊNCIA ELÉTRICA DOS ENROLAMENTOS: ................................ ..............219 4.8.4.2 RELAÇÃO DE TENSÕES: ................................ ................................ ........................ 220 4.8.4.3 RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO ................................ ................................ ...........220 4.8.4.4 POLARIDADE ................................ ................................ ................................ ..........220 4.8.4.5 DESLOCAMENTO ANGULAR E SEQUÊNCIA DE FASES ................................ ....220 4.8.4.6 PERDAS EM VAZIO ................................ ................................ ................................ .221 4.8.4.7 PERDAS EM CARGA ................................ ................................ ............................... 221 4.8.4.8 ENSAIOS DIELÉTRICOS ................................ ................................ .........................222 4.8.4.9 ESTANQUEIDADE ................................ ................................ ................................ ...223

4.8.5 OBJETIVO DA REALIZAÇÃO DE ALGUNS ENSAIOS DE TIPO E ESPECIAIS ____223 4.8.5.1 ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA: ................................ ................................ ..........223 4.8.5.2 IMPULSO ATMOSFÉRICO: ................................ ................................ ..................... 223 4.8.5.3 NÍVEL DE RUÍDO ................................ ................................ ................................ ....224 4.8.5.4 CURTO-CIRCUITO ................................ ................................ ................................ ..224 4.8.5.5 FATOR DE POTÊNCIA DO ISOLAMENTO ................................ ............................ 224 4.8.5.6 TENSÃO DE RADIOINTERFERÊNCIA ................................ ................................ ...224

4.9 INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO ................................ ................................ ...... 225 4.9.1 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ________________________________ _225

4.9.1.1 RECEBIMENTO................................ ................................ ................................ ........225 4.9.1.2 MANUSEIO ................................ ................................ ................................ ..............225 4.9.1.3 ARMAZENAGEM ................................ ................................ ................................ .....225 4.9.1.4 INSTALAÇÃO ................................ ................................ ................................ ..........226 4.9.1.5 MANUTENSÃO ................................ ................................ ................................ ........226 4.9.1.6 INSPEÇÃO PERIÓDICA ................................ ................................ ........................... 226 4.9.1.7 REVISÃO COMPLETA ................................ ................................ ............................. 227

4.9.2 TRANSFORMADORES DE P OTÊNCIA (FORÇA) _____________________________ 227 4.9.2.1 RECEBIMENTO................................ ................................ ................................ ........227 4.9.2.2 DESCARREGAMENTO E MANUSEIO................................ ................................ ....227 4.9.2.3 VERIFICAÇÕES E ENSAIOS DE RECEBIMENTO ................................ .................228 4.9.2.4 ARMAZENAMENTO ................................ ................................ ................................ 228 4.9.2.5 INSTALAÇÃO ................................ ................................ ................................ ..........228 4.9.2.6 MONTAGEM DO TRANSFORMADOR ................................ ................................ ...229 4.9.2.7 CUIDADOS RECOMENDADOS DURANTE E APÓS A MONTAGEM ...................229

4.9.3 ENSAIOS________________________________ _______________________________ 230 4.9.4 ENERGIZAÇÃO ________________________________ _________________________ 231


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4.9.5 MANUTENÇÃO ________________________________ _________________________ 231

4.10 Conforme Anexo ................................ ................................ ................................ .... 234

5 Quadros................................................................................................................236 5.1 Manobra e Proteção ................................ ................................ ............................... 236

5.1.1 Aspectos Gerais ________________________________ __________________________ 236 5.1.1.1 Manobra ................................ ................................ ................................ ..................... 236 5.1.1.2 Proteção - Aspectos considerados ................................ ................................ ...............236 5.1.1.3 Análise generalizada da proteção ................................ ................................ ................237 5.1.1.4 Características gerais dos equipamentos de proteção ................................ ...................238 5.1.1.5 Características Funcionais do Releamento ................................ ................................ ...241

5.1.2 Aspectos específicos ________________________________ ______________________ 242 5.1.2.1 Equipamentos de manobra ................................ ................................ .......................... 242 5.1.2.2 Proteção de motores ................................ ................................ ................................ ....244 5.1.2.3 Proteção de Geradores ................................ ................................ ................................ 244 5.1.2.4 Proteção de transformadores ................................ ................................ ....................... 245 5.1.2.5 Proteção de barramentos ................................ ................................ ............................. 245

5.1.3 Coordenação ________________________________ ____________________________ 246 5.1.3.1 Proteção de linhas ................................ ................................ ................................ .......247

5.1.4 Princípios de coordenação ________________________________ __________________ 248

5.2 Diagramas elétricos ................................ ................................ ................................ 249 5.2.1 Diagrama Unifilar ________________________________ ________________________ 249 5.2.2 Diagrama Trifilar ________________________________ _________________________ 250 5.2.3 Diagrama Funcional ________________________________ _______________________ 251 5.2.4 Diagramas Construtivos ________________________________ ____________________ 252

5.2.4.1 Diagrama Sinóptico ................................ ................................ ................................ ....253

5.3 Consideração a respeito de quadros elétricos ................................ ....................... 254 5.3.1 Classificações________________________________ ____________________________ 254

5.3.1.1 Quanto a função ................................ ................................ ................................ .........254 5.3.1.2 Quanto ao local de instalação ................................ ................................ ...................... 257 5.3.1.3 Quanto ao grau de proteção ................................ ................................ .........................257 5.3.1.4 Quanto ao tipo de construção ................................ ................................ ...................... 258

5.3.2 Comportamento dos metais (estrutura e barramento) _____________________________ 258 5.3.3 Características dos metais ________________________________ __________________ 258

5.3.3.1 Densidade ................................ ................................ ................................ ..................258 5.3.3.2 Propriedades térmicas ................................ ................................ ................................ .259 5.3.3.3 Propriedades elétricas ................................ ................................ ................................ .259 5.3.3.4 Propriedades químicas ................................ ................................ ................................ 260 5.3.3.5 Propriedades Mecanicas ................................ ................................ .............................. 260

5.4 Graus de Proteção................................ ................................ ................................ .. 261

5.5 Condições Normais de Serviço ................................ ................................ ............... 265

5.6 Considerações de Normalização ................................ ................................ ............ 267 5.6.1 Definições (Segundo IEEE C 37.20.2 - 1993) ________________________________ ___267

5.6.1.1 Painéis Metal Clad ................................ ................................ ................................ ......267 5.6.1.2 Painéis Cubicle ................................ ................................ ................................ ...........268 5.6.1.3 Painéis Interrupter ................................ ................................ ................................ ......268 5.6.1.4 Painéis Baixa Tensão ................................ ................................ ................................ ..269

6 Produção Independente de Energia Elétrica no Brasil........................................270 6.1 Introdução................................ ................................ ................................ .............. 270

6.2 Ligação em Autoprodutores em paralelo com o sistema de distribuição ............. 272 6.2.1 Paralelismo________________________________ ______________________________ 272


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6.2.1.1 Condições para o Paralelismo ................................ ................................ ..................... 273 6.2.1.2 Métodos para o Sincronismo ................................ ................................ ....................... 273

6.2.2 Proteção Contra Faltas ________________________________ _____________________ 274 6.2.2.1 Nomenclatura para Relés (NBR 5175 - Maio 1988) ................................ ....................274

6.2.3 Projeto Elétrico ________________________________ __________________________ 283

7 Dimensionamento de Fios e Cabos de Baixa Tensão...........................................284 7.1 Os Seis Critérios Técnicos de Dimensionamen to de Condutores Elétricos .......... 284

7.2 Seção do Condutor Neutro................................ ................................ ..................... 285

7.3 O Condutor de Proteção ................................ ........................................................ 286

7.4 Cores dos Condutores Neutro e de Proteção ................................ ......................... 287

7.5 Tabelas ................................ ................................ ................................ ................... 288 7.5.1 Grupos Contendo Cabos de Dimensões Diferentes _______________________________ 299 7.5.2 Correntes Máximas de Curto -Circuito ________________________________ _________310 7.5.3 Correntes Máximas de Curto -Circuito ________________________________ _________311 7.5.4 Correntes Máximas de Curto -Circuito ________________________________ _________312 7.5.5 Determinação da Integral de Joule (l 2t) de Condutores Elétricos _____________________ 313


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1 INTRODUÇÃO A eletricidade é a forma mais fácil de se transportar energia para a sua utilização nos

processos de manufatura. Ela surgiu como forma de substituir a energia da máquina a vapor, pilastra mestra da atual revolução industrial.

Com o crescimento do setor industrial no Brasil a partir do inicio dos anos 90, o aumento da demanda de energia elétrica superou a capacidade de crescimento do sistema de geração das concessionárias de energia levando o governo a considerar possibilidade de produção de energia elétrica por empresas do setor privado, com o objetivo de atrair investimentos no setor e assim “desafogar” o sistema elétrico Brasileiro.

A economia e a produção de energia elétrica passaram a ser prioridade para o Ministério das Minas e Energia e o DNAEE (hoje ANEEL), que através de campanhas informativas incentivavam o uso racional de energia elétrica visando diminuir o desperdício e, através da modificação da legislação regulamentar a geração e a cogeração de energia por grupos e empresas privadas.


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1.1 DEFINIÇÃO DE ENERGIA E POTÊNCIA

1.1.1 ENERGIA Os físicos definem a palavra energia como a quantidade de trabalho que um sistema é

capaz de fornecer. Energia, de acordo com os físicos, não pode ser criada, consumida ou destruída. No entanto a energia pode ser transformada ou transmitida de diferentes formas: a energia cinética do movimento das moléculas de ar podem ser convertidas em energia cinética de rotação pelo rotor de uma turbina eólica, que por sua vez pode ser convertida em energia elétrica através de um gerador acoplado ao rotor da turbina.

Em cada processo de conversão de energia, parte da energia da fonte é dissipada em forma de calor (energia térmica) em função do atrito entre as engrenagens, moléculas de ar e esforços mecânicos da máquina conversora. A relação entre a energia que entra no sistema de conversão e a energia que sai desse sistema chama-se rendimento.

Costuma-se medir a capacidade de produção de energia em quilowatt hora ou megawatt hora durante um certo período de tempo. Note que a unidade de energia é quilowatt hora [kW.h], e não apenas quilowatt [kW]. Confundir estas unidades é um erro bem comum.

Unidades de Energia 1 J [joule] = 1 [W.s] = 4.1868 [cal] 1 GJ [gigajoule] = 109 J 1 TJ [terajoule] = 1012 J 1 PJ [petajoule] = 1015 J 1 kWh [quilowatt hora] = 3,600,000 [joules] 1 toe [tonelada de óleo equivalente]

= 7.4 barris de óleo cru na máquina primária = 7.8 barris no total de consumo final = 1270 m3 de gás natural

1 Mtoe [milhão de toneladas de óleo equivalente] = 41.868 PJ


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1.1.2 POTÊNCIA A potência elétrica é normalmente medida em watt [W], quilowatt [kW], megawatt

[MW], etc. Ou seja, potência é a quantidade de energia transferida por unidade de tempo. A potência pode ser medida em qualquer instante de tempo, enquanto a energia precisa ser medida em um intervalo de tempo, como um segundo, uma hora, um ano, etc. Por exemplo, se uma turbina ou gerador possuem uma potência nominal de 600 quilowatts [kW], significa que aquela turbina pode produzir 600 quilowatts hora [kW.h] de energia por hora de operação, trabalhando no ponto máximo de eficiência.

Dizer, por exemplo, que um país como a Dinamarca possui 1.000MW de potência eólica instalada, não quer dizer quanta energia as turbinas produzem. As turbinas eólicas funcionam cerca de 75% das horas do ano, mas funciona com capacidade máxima apenas durante um numero limitado de horas no ano.

Para calcular a quantidade de energia produzida por uma turbina eólica é necessário conhecer a distribuição da velocidade do vento por cada turbina. No caso acima citado, as turbinas retornam, na média, 2.300 horas de funcionamento a plena carga por ano. Para calcular a energia total produzida multiplica-se os 1.000MW de potência instalada pelas 2.300 horas de funcionamento a plena carga, que é igual a 2.300.000 [MWh] ou 2,3 [TW.h] de energia.

Em outras áreas, tais como a Escócia, ou o oeste da Irlanda, encontramos turbinas que trabalham, na média, 3.000 horas a plena carga, e até mais. No entanto na Alemanha não são encontradas turbinas que trabalham mais que 2.000 horas por ano a plena carga.

A potência dos motores de automóveis são geralmente medidas em cavalos e não em kW. A unidade “cavalo vapor” da uma idéia intuitiva de quanto “músculo” o gerador ou motor possui, enquanto a energia da uma idéia de quanto um motor ou gerador “trabalhou” durante um período de tempo.

Unidades de potência.

1 kW = 1.359 CV


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1.2 O QUE É GERAÇÃO E COGERAÇÃO?

1.2.1 GERAÇÃO A geração de energia elétrica é a transformação de qualquer tipo de energia em energia

elétrica. Esse processo ocorre em duas etapas. Na 1a etapa uma máquina primária transforma qualquer tipo de energia, normalmente hidráulica ou térmica, em energia cinética de rotação. Em uma 2a etapa um gerador elétrico acoplado à máquina primária transforma a energia cinética de rotação em energia elétrica.

Como exemplo podemos tomar uma hidroelétrica onde uma turbina hidráulica transforma a energia potencial da água em desnível, em energia cinética de rotação que é transferida a um eixo acoplado a um gerador, tal como mostrado na figura 1.

1.2.2 COGERAÇÃO De acordo com a ANEEL (Agencia Nacional de Energia Elétrica), “Cogeração de

energia é definida como o processo de produção combinada de calor e energia elétrica (ou mecânica), a partir de um mesmo combustível, capaz de produzir benefícios sociais, econômicos e ambientais. A atividade de cogeração contribui efetivamente para a racionalização energética, uma vez que possibilita maior produção de energia elétrica e térmica a partir da mesma quantidade de combustível.”

Diferentemente da geração, na cogeração a energia térmica, ou outro tipo de energia, é utilizado diretamente nos processos de manufatura, tais como fornos, caldeiras, entre outros. A cogeração é o reaproveitamento dos “resíduos” de energia dessas fontes para a geração de energia elétrica diminuindo, assim, as perdas e, conseqüentemente, aumentando o rendimento e o aproveitamento das fontes de energia.


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Figura 1 – Central hidráulica em circuito aberto a céu aberto, Rio Paraná, Itapu, Brasil.

1- Barragem, 2- grades, 3- tomada de águas, 4- conduto forçado, 5- turbina, 6- alternador, 7- casa de máquinas, 8- pórtico-ponte, 9- sistema de descarga 10- transformadores, 11- sistema de

transmissão. A cogeração é a forma mais eficiente de gerar calor e energia elétrica a partir de uma

mesma fonte de energia. Comparando a utilização de combustível fóssil com a quantidade de calor que é normalmente gasta no processo de geração de energia, a cogeração alcança níveis de eficiência 3 vezes maior, podendo chegar a 4 vezes, do que no processo convencional de geração. No entanto a cogeração passou a ser utilizada a muito pouco tempo. No meio da década de 80, com o preço do gás natural relativamente baixo, a cogeração tornou-se uma alternativa atrativa como uma nova forma de geração de energia elétrica. De fato, a cogeração é um dos maiores responsáveis pela grande diminuição da construção de usinas hidrelétricas e termonucleares ocorrida na década de 80. Hoje a cogeração corresponde a mais da metade da capacidade das novas usinas instaladas na América do Norte na ultima década.

Os equipamentos de cogeração podem utilizar outros combustíveis além do gás natural. Existem instalações em operação que utilizam madeira, bagaço de cana-de-açúcar, e outros combustíveis dependendo do local e disponibilidade.

As implicações ambientais da cogeração são bem menores quando comparadas às do processo convencional de geração, não apenas pela sua inerente eficiência, mas também pelo seu caráter descentralizador. Isto se deve ao fato de ser impraticável o transporte de calor (energia térmica) a grandes distâncias, e os equipamentos de cogeração são localizados fisicamente próximos aos processos que utilizam calor. Desta forma a energia elétrica tende a ser gerada


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próxima aos centros consumidores, reduzindo as perdas pela transmissão e a necessidade de equipamentos para a distribuição. Um número significativo de conseqüências positivas para o meio ambiente decorrem deste fato. As plantas de cogeração tendem a ser pequenas por isso podem pertencer e serem operadas por companhias menores e afastadas de um centro industrial. Como regra geral, elas também são construídas próximas a áreas populacionais, o que significa que devem ser mantidas no mais alto padrão ambiental. Como por exemplo, na Europa e ,cada vez mais, na América do Norte, a cogeração é o coração do sistema de calefação da cidade. Calefação distrital e cogeração combinados podem reduzir as emissões de gases poluentes mais do que qualquer outra tecnologia.

Figura 2 – Esquema geral de cogeração em uma industria Para entender cogeração, é necessário saber que a forma mais convencional de se gerar

energia é baseada na queima de um combustível para produzir vapor. É a pressão do vapor que gira a turbina e gera energia, em um processo inerentemente ineficiente. Por causa de um principio básico da física, pouco mais que um terço da energia liberada pela queima do combustível pode ser convertida em pressão de vapor para gerar energia elétrica. A cogeração, no entanto, utiliza esse excesso de calor, normalmente na forma de vapor, a uma temperatura relativamente baixa, liberada pelas turbinas. Esse vapor é utilizado em uma gama de aplicações das mais variadas, e efetivamente diminui a combustão de combustíveis a base de carbono, juntamente com todas as implicações ambientais que a queima desses combustíveis possui.

Além da cogeração, há um grande número de tecnologias que fazem uso do vapor liberado pelas turbinas a baixas temperatura e pressão. Essas tecnologias são conhecidas como sistemas de “ciclo combinado”. Elas são mais eficientes que a geração convencional de energia, mas não tão eficiente quanto a cogeração.


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1.3 O SISTEMA DE GERAÇÃO O sistema de geração é formado pelos seguintes componentes: Máquina primária,

geradores, transformador e sistema de controle, comando e proteção.

1.3.1 MÁQUINA PRIMÁRIA É a maquina primária que faz a transformação de qualquer tipo de energia em energia

cinética de rotação para ser aproveitada pelo gerador. Por exemplo, a máquina que transforma a energia liberada pela combustão do gás em energia cinética é a turbina a gás.

As principais máquinas primárias utilizadas hoje são motores Diesel, turbinas hidráulicas, turbinas a vapor, turbinas a gás e eólicas. Normalmente as centrais elétricas onde as máquinas primárias são turbinas a vapor, as centrais são classificadas em relação ao combustível utilizado para aquecer o vapor. Onde ocorre o processo de combustão as centrais são chamadas de termelétricas e onde ocorre o processo de fissão nuclear são chamadas de termonucleares.

1.3.2 GERADORES São os geradores que transformam a energia cinética de rotação das máquinas primárias

em energia elétrica. Os geradores são dimensionados de acordo com a potência que a máquina primária

pode fornecer. Além da potência, o tipo de máquina primária ( eólica, hídrica, térmica, etc...) define também a velocidade de rotação que irá ser transmitida ao gerador e, em função dessa velocidade é definido o número de pólos do gerador. O funcionamento, especificação e detalhes do projeto serão estudados mais profundamente no capitulo 3.

1.3.3 TRANSFORMADORES Uma vez gerada a energia elétrica, existe a necessidade de se compatibilizar o nível da

tensão de saída com a tensão do sistema ao qual o grupo gerador será ligado. O equipamento utilizado para elevar ou rebaixar o nível de tensão é o transformador. Desta forma um grupo gerador que gera energia a uma tensão de 13.8 kV pode ser ligado a uma linha de transmissão de 69kV desde que um transformador de 13,8/69 kV faça o ajuste da tensão. O funcionamento dos transformadores será estudado com mais detalhes no capitulo 5.

1.3.4 CONTROLE, COMANDO E PROTEÇÃO Para interligar um grupo gerador a uma rede de transmissão ou distribuição são

necessários vários requisitos. Em primeiro lugar, a tensão de saída do gerador não pode variar mais que 10% para cima ou para baixo. O controle da tensão é feito através da excitatriz do próprio gerador e será estudada no capitulo 3. No entanto, não basta apenas compatibilizar a tensão. É necessário que se faça o sincronismo com a rede antes de comandar o fechamento da linha. Para que estas medidas sejam tomadas, são necessários vários equipamentos de manobra e


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proteção, tais como TC’s, TP’s, relés e disjuntores. O quadro de comando e proteção reúne todos estes equipamentos, e permite ao operador supervisionar o funcionamento do sistema e atuar imediatamente caso se faça necessário.

A freqüência do sistema elétrico é a variável mais importante e a mais difícil de ser controlada. Para que o sistema de geração funcione corretamente, é necessário que a freqüência de tensão de saída do gerador seja constante e de acordo com o sistema elétrico da região em que se encontra. Por exemplo, no Brasil a freqüência de operação do sistema elétrico é de 60 Hz, e o sistema de geração de energia elétrica do Paraguai é de 50 Hz. Esta freqüência é função da rotação do gerador, portanto o gerador deve funcionar sempre em uma rotação fixa, que é aplicada pela máquina primária. Portanto ela depende da velocidade de rotação da máquina primária. Cabe ao sistema de controle atuar nos reguladores de velocidade das máquinas primárias e assim garantir uma freqüência fixa da tensão na saída do gerador.

A potência elétrica de saída do gerador é diretamente proporcional a potência mecânica transmitida pela máquina primária através do eixo. Sabemos que a potência mecânica na ponta do eixo de uma máquina girante é diretamente proporcional ao produto da velocidade de rotação e o torque na ponta de eixo:

nCkP ⋅⋅=

onde k é uma constante de proporcionalidade. Portanto, se o gerador precisar entregar mais potência para o sistema devido a um

aumento súbito de carga, a máquina primária precisa aumentar o torque transferido ao gerador, uma vez que a rotação deve-se manter constante.

Algumas das principais diferenças entre os turbogeradores e os hidrogeradores é a velocidade de rotação e o momento de inércia da parte girante. Nos hidrogeradores a velocidade de rotação é normalmente bem mais baixa e o momento de inércia bem maior do que nos turbogeradores, uma das conseqüências desta diferença é a de que os turbogeradores necessitam de sistemas de controle de corrente de campo e controle da velocidade de rotação da máquina primária mais confiáveis e mais rápidos do que os hidrogeradores, pois uma perturbação na carga requer uma adaptação rápida e precisa do sistema de geração.


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2 MÁQUINAS PRIMÁRIAS

2.1 HIDRÁULICAS Toda eletricidade é proveniente de uma fonte de energia encontrada na natureza, como

os combustíveis fósseis, os ventos, entre outros. Nas hidrelétricas este princípio não é diferente. A fonte de energia é a energia potencial de um volume de água, em função da diferença de altitude entre o montante e a juzante.

Para iniciar o processo de conversão da energia potencial da água em energia elétrica, a água dos reservatórios é captada, através de um sistema de adução onde a água é transportada através de condutos de baixa pressão. Os condutos de baixa pressão possuem uma declividade muito baixa, pois a sua finalidade é apenas o transporte da água até a entrada dos condutos forçados, que conduzem a água até a casa de máquinas onde se encontram as turbinas.

Figura 2.1.1 – Exemplo de turbinas em barragens

A turbina hidráulica é uma máquina com a finalidade de transformar a energia cinética

do escoamento contínuo da água que a atravessa em trabalho mecânico. Para isso elas são equipadas com uma série de pás (ou conchas, no caso das turbinas Pelton). Quando a água atravessa essas pás, as turbinas giram com uma grande força. A força com que gira essa turbina depende inicialmente da altura da queda de água, que corresponde, aproximadamente, a diferença de altitude entre a adução e a entrada da turbina.

Existem várias formas de conseguir um desnível aproveitável: Por represamento, onde uma barragem acumula as águas dos rios em alturas necessárias para obtenção dessa energia. Neste caso as casas de máquinas são localizadas nos pés das barragens. Por Desvio, onde uma parte do rio é desviada de seu curso normal para aproveitar-se um desnível de terreno. Ou por


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derivação, onde parte da água de um rio é desviada e jogada em outro rio aproveitando-se o desnível entre os dois rios. Nestes últimos as casas de máquinas são localizadas o mais próximo possível da jusante dos desníveis.

Figura 2.1.2 – Corte longitudinal em uma turbina tipo francis, eixo vertical. 1- rotor, 2- pá,

3- labirinto interno, 4- labirinto externo, 5- Orifícios de equilíbrio de pressão, 6- tubo de equilíbrio de pressão, 7- palheta diretriz, 8- tampa, 9- caixa espiral, 10- palheta fixa, 11- tubo de

sucção, 12- eixo, 13- flange de acoplamento, 14- servomotor das aletas ajustáveis. Basicamente existem 2 tipos de turbinas hídricas: as turbinas de reação ou propulsão, e

turbinas de ação ou impulso.


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Figura 2.1.3 - Corte longitudinal em uma turbina tipo hélice, kaplan, de eixo vertical. 1- rotor,

2- pá, 3- palheta diretriz, 4- tampa intermediaria, 5- tampa externa, 6- tampa interna, 7- anel periférico, 8- caixa, 9- palheta fixa, 10- tubo de sucção, 11- eixo, 12- flange de acoplamento.

a) Turbinas de Reação (ou propulsão): São turbinas em que o trabalho mecânico é

obtido pela transformação das energias cinéticas e de pressão da água em escoamento através do rotor. As turbinas de reação são as do tipo Francis e Kaplan.

b) Turbinas de Ação (ou impulso): Aquela em que o trabalho mecânico é obtido

pela obtenção da energia cinética da água em escoamento através do rotor. As turbinas de ação são as do tipo Pelton.


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Figura 2.1.4 – Corte transversal em uma turbina pelton de dois injetores, de eixo horizontal e

coroa em uma única peça. 1- rotor, 2- pá, 3- coroa de pás, 4- tampa, 5- desviador frontal, 6- poço, 7- blindagem, 8- canal de fuga, 9-eixo de turbina, 10- injetor, 11- freio de jato,

12- agulha, 13- cruzeta pelton, 14- defletor. A turbina hidráulica utiliza a energia cinética de rotação de seu rotor para girar o

gerador ao qual está conectado. Um dispositivo elétrico chamado transformador converte a tensão de saída do gerador em tensões aproveitáveis pelas concessionárias.

Estima-se que o Brasil tenha um potencial de geração de energia hidrelétrica da ordem de 200.000MW, capaz de fornecer 1 milhão de GWh de eletricidade anualmente, dos quais somente 25% estão sendo utilizados.

A capacidade nominal instalada de geração de energia elétrica no Brasil é de 57.232MW, dos quais 92% são derivados de hidrelétricas. A ELETROBRÁS participa com 27.052MW da capacidade nominal instalada. Em 1996, o sistema teve energia disponível da ordem de 311.379GWh, para um consumo de 260.908GWh, empregava 157.063 trabalhadores e tinha aproximadamente 39,8 milhões de consumidores.

O Brasil, juntamente com o Paraguai, possui uma das maiores usinas hidrelétricas do mundo, a Itaipú Binacional, com capacidade instalada de 12.600MW, localizada no rio Paraná, fronteira dos dois países.


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2.2 DIESEL O motor Diesel é uma maquina térmica, ou seja, transforma energia térmica em energia

mecânica através do mesmo principio de funcionamento dos motores a explosão, como os conhecidos motores de automóveis. Esses motores são chamados de máquinas térmicas a pistão ou motores de combustão interna. Seu objetivo é a obtenção de trabalho através da liberação da energia química do combustível.

Figura 2.2.1 – Grupo gerador com motor Diesel 1- Máquina térmica motora, motor Diesel.

2- Máquina elétrica geradora. 3- Árvore, através da qual o motor Diesel fornece a potência para o gerador. 4- Saída dos produtos da combustão. 5 - Entrada ou saída do fluido refrigerante.

A figura 2.2.1 mostra um grupo gerador onde um motor Diesel é a máquina térmica

motora que está acoplada a um alternador, máquina elétrica geradora ou operadora. Observa-se que o motor Diesel fornece na árvore um trabalho em uma unidade de tempo, potência, entregando ao meio externo, através de seus sistemas de refrigeração e nos produtos de combustão, calor. Tal potência e calores são resultado da liberação de uma energia química liberada através de reações exotérmicas entre um combustível, no caso o óleo Diesel, e um comburente, no caso o oxigênio do ar.

Os motores a pistão de combustão interna podem ser classificadas de várias maneiras, entre as quais algumas merecem destaque:

• Quanto ás propriedades do gás na fase de compressão: motores Otto e motores

Diesel; • Quanto ao ciclo de trabalho: Motores de 2 e 4 tempos. Nos motores de 2 tempos

ocorre um processo de trabalho a cada giro da árvore, e no motor 4 tempos são necessários 2 giros para completar um ciclo do processo;

• Quanto ao movimento do pistão: motores a pistão rotativos ou alternativos; • Quanto ao número de cilindros.


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Figura 2.2.2 – Corte no cabeçote de um motor de combustão interna PM1- Ponto morto

superior. PM2- Ponto morto inferior. 1- Cilindro. 2- Pistão ou êmbolo. 3- Vela. 4- Válvulas. • Quanto a disposição dos cilindros: motores a pistão com cilindros em linha, V. L,

H, W, em estrela e com cilindros opostos. Os motores a pistão de combustão interna mais utilizados em grupos geradores são os

motores Diesel. Diferentemente do motores Otto, em que a mistura combustível e comburente é preparada fora do motor pelo carburador e injetada no cilindro, nos motores Diesel o ar é admitido no cilindro, comprimido, e o combustível é injetado na massa de ar comprimido através de um circuito independente ocasionando assim a inflamação espontânea.

O ciclo de funcionamento de um motor Diesel é a 4 tempos onde a combustão ocorre com pequena variação de pressão a volume constante sendo sua maior parte desenvolvida a pressão constante. Tal fato é uma característica única nos motores a diesel.

No caso dos motores diesel, a regulação de velocidade é feita a partir da injeção de combustível no motor, tal como é feita nos motores diesel convencionais. Esta regulação de velocidade é fundamental para que a freqüência do grupo gerador seja constante, em 60 ou 50 Hz dependendo do sistema, independentemente da variação da carga.

As centrais Diesel, apesar de sua limitação de potência, ruído e vibração, constituem um tipo de central muito utilizado até potências de 40 MW. Isto porque são bastante compactas, entram em carga em um tempo muito pequeno, são de fácil operação e apresentam um plano de manutenção de fácil execução, entre outros motivos.


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Figura 2.2.3 – Ciclo de trabalhe de motor Diesel a 4 tempos.

PM1 e PM2 – Pontos mortos superior e inferior. VA – Válvula de admissão. VE – Válvula de escape. D – diâmetro do pistão. E – curso. R – Raio da árvore de manivelas. Vm – volume

morto. Vc – Volume da cilindrada. I – Pistão ou êmbolo. II – Biela. III – Árvore de manivelas. IV – Camisa. V – Cavernas, para refrigeração. VI – Injetor. Estado 2 – Início da injeção.

Estado 3 – final da combustão. 1o tempo, 0-1, admissão 2o tempo, 1-2, compressão 3o tempo, 2-3-4, injeção, combustão e expansão 4o tempo, 4-0, escape.


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2.3 TERMELÉTRICAS As máquinas a vapor foram as primeiras máquinas a produzirem energia mecânica

aproveitável para processos industriais. Por isto essas máquinas foram fundamentais para o acontecimento da revolução industrial. Com o aparecimento da eletricidade, as máquinas a vapor se tornaram peças fundamentais para a geração de energia elétrica, uma vez que já existia o domínio dessa tecnologia.

As instalações de potência com turbinas a vapor podem visar apenas a obtenção de energia elétrica ou mecânica ou simultaneamente elétrica ou mecânica e vapor para o processo. Essas centrais podem trabalhar em circuito aberto ou fechado, sendo o circuito aberto muito utilizado quando se pretende utilizar calor para o processo.

Figura 2.3.1 – Funcionamento de uma instalação de potência a vapor.

O aquecimento da água é feito através da queima de algum combustível. De um modo

geral denomina-se combustível, qualquer corpo cuja combinação química com outro seja exotérmica. Entretanto, condições de baixo preço, existência na natureza ou processo de fabricação em grande quantidade limitam o número de combustíveis usados tecnicamente. Tendo em vista seu estado físico, os combustíveis podem ser classificados em sólidos, líquidos ou gasosos. Os combustíveis sólidos são formados de C, H2, O2, S, H2O e cinzas. Sendo combustíveis apenas os 4 primeiros elementos. Entre os combustíveis sólidos temos os minerais


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como turfas linhitos e carvão, e os não-minerais como lenha, serragem, bagaço de cana, de pinho etc. Os combustíveis líquidos também podem ser minerais ou não minerais. Os minerais são obtidos pela refinação do petróleo, destilação do xisto betuminoso ou hidrogenação do carvão. Os mais usados são a gasolina, o óleo diesel e o óleo combustível. Os combustíveis líquidos não-minerais são os álcoois e os óleos vegetais. Os combustíveis gasosos são divididos em naturais e artificiais. Entre os naturais destacam-se o gás dos pântanos CH4 e os gases de petróleo. Entre os artificiais temos o gasogênio, gás de alto-forno e gás de esgoto.

Basicamente, uma instalação a vapor é composta de bomba, caldeira, turbina e condensador. Tendo em vista a pressão na saída da turbina, temos as instalações a vapor de condensação e de contrapressão. Nas primeiras, a pressão do vapor na saída da turbina é menor que a atmosférica, nas segundas maior.

A combustão ocorre na caldeira, dentro da câmara de combustão onde são injetados o combustível e o comburente (ar). Após a combustão são retirados, como produto do processo, gases e cinzas constituídos de produtos não queimados. A liberação de energia térmica devido ao processo de combustão aquece a água na caldeira até evaporar. Uma vez na tubulação um superaquecedor eleva a temperatura do vapor aumentando assim a pressão para entrar na turbina. Ao passar pela turbina o vapor perde pressão e vai para o condensador onde volta ao estado líquido e é bombeado de volta para a caldeira.

A turbina é a máquina que transforma a energia da pressão do vapor em energia cinética de rotação e, através de um eixo de acoplamento, transmite essa energia para o gerador.


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2.4 TERMONUCLEARES A usinas termonucleares funcionam utilizando o mesmo princípio de funcionamento das

usinas térmicas, ou seja, as máquinas que entregam energia para o gerador são as turbinas a vapor (ver figura 2.4.1). O que torna essas usinas especiais é o combustível utilizado. Ao invés de uma reação química de combustão, o que acontece é uma liberação de energia a nível atômico.

Figura 2.4.1 – Funcionamento de uma usina nuclear

O núcleo do átomo foi descoberto em 1911 por Rutherford ao analisar as partículas

liberadas pelos átomos, mas somente após a descoberta do nêutron por Chadwick e as reações feitas pelo casal Joliot-Curie em 1932 é que o núcleo começou a adquirir a sua real importância.

O tamanho do núcleo é muito pequeno. Ele ocupa o centro do átomo, e a carga total positiva, bem como quase toda a massa do átomo está no núcleo. Ele é formado basicamente por prótons e nêutrons. Os prótons possuem uma carga positiva numericamente igual a carga do elétron (1.602 x 10-19 C). Os nêutrons são eletricamente neutros. As partículas do núcleo são chamadas de nucleons. As forças que mantém as partículas do núcleo unidas entre si são provenientes da repulsão eletrostática entre os prótons e de forças pequenas da natureza que aparecem dentro do núcleo que são chamadas de forças nucleares.

A energia acumulada por essas forças nucleares são chamadas de energia de coesão e é calculada pela equação de Einstein: E=MC2.


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Ao se determinar a massa do núcleo, descobrimos que ela é menor que a soma das massas dos seus componentes. A diferença entre as duas é chamada de erro de massa (∆m) e a energia de coesão fica E=∆m.C2

Uma parte da massa do núcleo é transformada em energia de coesão para manter as partículas do núcleo unidas. Essa energia é liberada durante a reação nuclear. Dividindo a energia de coesão pelo número de componentes do núcleo obtemos a energia média do núcleo, um valor que indica a estabilidade do núcleo. Se o valor da energia de coesão média é alto, então este núcleo é estável. Se esse valor é baixo, então ele é instável e tende a emitir alguns de seus componentes para tornar-se mais estável. Neste caso o núcleo é radioativo.

O elemento natural mais pesado que se encontra na Natureza é o urânio . A maior parte dele constitui-se de átomos estáveis , dotados de 92 prótons e 146 nêutrons . A soma dessas quantidades determina o número atômico 238 . Aproximadamente 1 % do urânio , porém , é constituído de átomos com apenas 143 nêutrons , o que resulta no número atômico 235 : estes são instáveis .

Os termos energia atômica e energia nuclear são sinônimos e definem o mesmo conceito. A razão para esse nome duplo é histórica.

A fissão nuclear é a reação na qual um núcleo pesado, quando bombardeado por nêutrons, dividem-se em dois núcleos, um com aproximadamente metade da massa do outro. Esta reação libera uma grande quantidade de energia e emite dois ou três nêutrons. Estes por sua vez podem causar outras fissões interagindo com outros núcleos que vão emitir novos nêutrons, e assim por diante, proporcionando uma liberação de energia em progressão geométrica. Este efeito é conhecido como reação em cadeia. Em uma fração de segundos o numero de núcleos que foram divididos liberam 106 vezes mais energia do que a obtida na explosão de um bloco de dinamite de mesma massa. Em vista da velocidade com que a reação nuclear ocorre, a energia é liberada muito mais rapidamente do que em uma reação química. Este é o princípio no qual a bomba nuclear é baseado. As condições sob as quais a bomba atômica foi descoberta e construída fazem parte da historia da humanidade e é familiar a todo mundo.

Se, por outro lado, apenas um desses nêutrons liberados produzir apenas uma fissão, o numero de fissões por segundo passa a ser constante e a reação é controlada. Este é o principio de operação no qual os reatores nucleares são baseados, os quais são fontes controláveis de energia proveniente de fissões nucleares.

A maioria dos reatores usa como combustível o urânio enriquecido, em que a porcentagem de U-235 é elevada de 1 para 3. O urânio, normalmente em forma de óxido, encontra-se acondicionado no interior de longas hastes. Estas são arranjadas paralelamente, formando elementos cilíndricos. Inicia-se a reação em cadeia bombardeando com nêutrons esses elementos de combustível. Ao se fissionarem, os núcleos de U-235 liberam nêutrons animados de alta energia para que estes possam ser usados na fissão de novos núcleos, sua velocidade de deslocamento precisa ser reduzida.

Nesse momento, entra em cena um moderador, substância que envolve os elementos de combustível no núcleo do reator. Os moderador mais comuns são a água pesada e o grafite.

Regula-se a taxa com que se dá a reação em cadeia por meio de hastes de controle, que podem ser introduzidas entre tubos de combustível. As hastes são feitas de materiais capazes de absorver nêutrons: quanto mais nêutrons forem absorvidos, menos núcleos experimentam a fissão e menor a energia produzida. O calor gerado na reação nuclear é absorvido no circuito de refrigeração. Na ausência deste, o núcleo do reator aqueceria de tal forma que acabaria por derreter.


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Há dois tipos básicos de reatores nucleares modernos. O primeiro deles emprega grafite como moderador e um gás no circuito de refrigeração. O segundo utiliza água pesada como moderador e água comum pressurizada como refrigerante. A água é mantida sob uma pressão tão alta que, mesmo em temperaturas na faixa de 300 graus centígrados, mantém seu estado liquido.

Figura 2.4.2 – Partes componentes de uma usina nuclear

Em ambos os tipos de reator, o fluido refrigerante passa através de um trocador de calor

que contém água comum com o intuito de se transformar em vapor. Este vapor é usado para mover uma turbina, que por sua vez gera eletricidade.

Depois de alguns anos o U-235 presente no urânio esgota-se. As hastes que contém o combustível são então retiradas e em seguida enviadas a uma usina de reprocessamento, onde se realiza a separação de componentes aproveitáveis. Os principais são o próprio urânio e o plutônio, bastante utilizado na confecção de artefatos nucleares.

O plutônio é formado nos reatores pela absorção de nêutrons pelos núcleos de U-238. Um novo tipo de reator, chamado de enriquecimento rápido, produz quantidades bem mais elevadas de plutônio.

Para que possam funcionar, esses reatores de enriquecimento rápido exigem a disponibilidade de uma enorme quantidade de nêutrons, uma vez que grande parcela deles é absorvida pelos núcleos de U-238.

Como deve restar um fluxo de nêutrons suficiente para manter a reação em cadeia do U-235, os reatores de enriquecimento rápido trabalham apenas com nêutrons rápidos. Em outras palavras, não contam com um moderador. Em compensação, exigem que o circuito de refrigeração seja preenchido por uma substância capaz de absorver as altas quantidades de calor resultantes - por exemplo sódio liqüefeito.

Além de alimentar a indústria de armamentos nucleares, o plutônio produzido nos reatores é armazenado, para uso no futuro em reatores que o utilizem como combustível .

Em muitos países a utilização da energia nuclear é tão grande que ultrapassa 60% de toda a energia gerada. A tabela a seguir mostra o quanto alguns países produzem de energia nuclear em relação ao total de energia gerada.


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País Eletricidade de origem nuclear

França 70%

Bélgica 67%

Suécia 50%

Suíça 39%

Alemanha 30%

Espanha 29%

Japão 25%

Tabela 2.1 – Percentual de eletricidade de origem nuclear


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2.5 TURBINA A GÁS As primeiras turbinas a gás foram idealizadas a mais de 150 anos. No entanto o

desenvolvimento e a implementação dessa tecnologia foi dificultada por uma série de motivos. Destacamos entre eles:

• A máquina a vapor era o grande avanço da engenharia na época, e todo o

desenvolvimento industrial estava fundamentado neste tipo de máquina. Portanto, para que houvesse concorrência, um novo tipo de máquina teria que possuir níveis de rendimento muito altos, o que só era possível a temperaturas próximas de 500oC. Essas temperaturas só foram alcançadas nos últimos 50 anos com o avanço da metalurgia que passou a fornecer materiais que suportassem esses níveis de temperatura por longos períodos de tempo.

• Em função do número excessivo de estágios do turbocompressor, a potência para instalações estacionárias era limitada. Apesar dos avanços consideráveis na resolução deste problema, ele ainda ocupa a cabeça de muitos engenheiros encarregados de desenvolver esta tecnologia.

• baixo rendimento dos compressores resultavam em um baixo rendimento para a instalação, problemas estes que só foram resolvidos nas últimas décadas através do desenvolvimento da mecânica dos fluidos, das técnicas construtivas, da teoria dos modelos e dos respectivos ensaios, que permitiram a fabricação de turbocompressores com rendimentos superiores a 85%.

Não há duvidas que os grandes avanços tecnológicos que viabilizaram o

desenvolvimento das turbinas a gás são mérito da indústria aeronáutica que, necessitando aumentar a velocidade dos aviões, abandonaram os motores a pistão para se dedicarem ao desenvolvimento de motores a reação. Desta forma surgiram o primeiro turboélices e turbojatos na Segunda guerra mundial.

Figura 2.5.1 – Grupo gerador a gás com turbina em circuito aberto

De uma forma bem geral podemos classificar as instalações de turbinas a gás em dois

grandes grupos: Turbinas a gás em circuito aberto e Turbinas a gás em circuito fechado.


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2.5.1 TURBINAS A GÁS EM CIRCUITO ABERTO As instalações das turbinas a gás em circuito aberto, estacionárias, podem ser com ou

sem recuperação. Neste tipo de instalação encontram-se os motores a reação turboélice e turbojato.

O princípio de funcionamento dos motores a reação é simples. No item 2.2 vimos o funcionamento dos motores a pistão. Esses motores utilizam a força exercida nos pistões devida a rápida expansão dos gases em função da explosão. Como já sabemos, a toda força que exerce uma ação corresponde uma força de reação de mesma intensidade, mas com o sentido oposto ao da força atuante. Na figura 2.5.2 estão representadas, de forma simplificada, as forças que atuam em um cilindro quando ocorre a combustão no seu interior.

Figura 2.5.2 - forças atuantes em um cilindro com pistão

Em função do princípio da ação e reação, as forças que agem nas laterais do cilindro se

anulam, uma vez que a superfície é cilíndrica. A força que provoca o deslocamento do pistão é equilibrada por outra de mesma intensidade no fundo do cilindro, provocando também o seu deslocamento se nenhum vínculo existir para impedir. Dizemos que o pistão sofre um deslocamento pela “ação” de uma força, enquanto o cilindro é deslocado pela “reação” de um a força de igual modulo e direção, porem no sentido contrário. Normalmente utilizamos a ação e procuramos eliminar a reação através de vínculos. Isto ocorre, por exemplo, em todos os motores a pistão, em fuzis, metralhadoras , canhões, etc. Nos motores a reação, a idéia é usar a força de reação. No entanto essa força é de curta duração, como a força do recuo de um tiro. Contudo, se usarmos uma metralhadora que dispara milhares de tiros por minuto, essa força terá maior duração, mas com grandes oscilações. A amplitude das oscilações pode ser reduzida diminuindo-se os tamanhos dos projéteis. Se essas dimensões tenderem a zero, também essas amplitudes o farão. O escoamento contínuo de um gás corresponde a realização prática desse princípio. Uma vez que as moléculas do gás representarão os elementos expelidos em dimensões diminutas, logo teremos uma força de reação constante. Como em um balão de borracha cheio onde o ar é expulso através de uma abertura.

A figura acima representa uma esfera oca, com uma abertura por onde escoa continuamente uma massa m de fluido a uma velocidade c. Consequentemente ela sofrerá uma reação ou impulsão com uma força F de módulo igual a:

cmF ⋅=


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Desta forma, quanto maior a massa de gás que sai da esfera por unidade de tempo, maior a velocidade para a mesma seção, logo, maior a reação.

Figura 2.5.3 – Força de reação

Este é o princípio de funcionamento dos motores a reação, dos quais fazem parte o

Turboélice, motojato, turbojato, pulsojato, estatorreator ou impactorreator e o foguete. Se fixarmos essas máquinas e colocarmos na saída uma hélice, podemos transformar a

energia cinética do gás de escape, que sai por causa da diferença de pressão entre o interior e o exterior, em energia cinética de rotação. Essa energia cinética de rotação pode ser transmitida a um gerador através de um eixo acoplado as hélices.

Figura 2.5.4 – Principio de funcionamento do rotor

Este é o princípio de funcionamento da turbina a gás em circuito aberto. Este tipo de

instalação possui um rendimento médio em torno de 30%. O combustível utilizado é o gás natural. Em seguida é mostrado, de uma forma simplificada, o ciclo teórico para o funcionamento da turbina.

Figura 2.5.5 – Turbina


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Em um ciclo simples da turbina, o ar a baixa pressão entra em um compressor (estado 1) onde tem sua pressão elevada (estado 2). O combustível é adicionado ao ar comprimido e enviado à câmara de combustão onde ocorre o processo de combustão. O produto desta combustão entra na turbina (estado 3) e se expande para o estado 4. Uma parte do trabalho produzido é utilizado para fazer o compressor funcionar e o restante é utilizado para fazer funcionar o equipamento auxiliar e produzir energia elétrica.

O ciclo de Bryton descreve um ciclo simplificado de uma turbina a gás. As quatro etapas do ciclo são:

(1-2) Compressão adiabática (2-3) Aquecimento isobárico, isto é, a pressão constante (3-4) Expansão adiabática (4-1) Resfriamento isobárico. Os diagramas p x v (pressão x volume) e T x s (temperatura x entropia) são mostrados a

seguir.

Figura 2.5.6 – Ciclo de Bryton

2.5.2 TURBINAS A GÁS EM CIRCUITO FECHADO. Instalações com turbinas a gás em circuito fechado, onde a combustão ocorre fora do

circuito e o funcionamento é semelhante ao das turbinas a vapor, com a diferença que o fluido utilizado é um gás, podendo ser o próprio ar ou outro gás como o hélio por exemplo.

Nas turbinas a gás com circuito fechado o fluido a baixas temperaturas (ambiente) passa por um estágio de compressão onde 2 ou mais turbocompressores elevam a pressão do gás em torno de 5 vezes. Após o estágio de compressão o gás é aquecido, aproveitando-se o calor da saída da turbina e passando por uma caldeira, até atingir temperaturas superiores a 700oC de onde vai para a entrada das turbinas.

As turbinas funcionam por diferença de pressão, ou seja, aproveitam a energia cinética do gás que passa de um lugar de da alta para um lugar de baixa pressão. Após passar por alguns estágios de turbinas o gás volta a pressão inicial e passa por um trocador de calor onde pré-aquece o gás que entra no aquecedor, abaixando a sua temperatura para perto de 100oC. O gás então é resfriado e retorna a sua condição inicial recomeçando o ciclo.

O esquema mostrado a seguir proporciona uma visão de como ocorre o processo a partir da compressão do gás, até a sua expansão após a passagem pela turbina de baixa pressão. Para entender o funcionamento basta acompanhar os valores de temperatura e pressão em cada etapa do processo.


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Figura 2.5.7 – Esquema geral de uma central térmica a gás em circuito fechado.

1 – Turbocompressor de baixa pressão. 2 – Turbocompressor de alta pressão. 3 – Turbina de alta pressão. 4 – Redutor. 5 – Turbina de baixa pressão. 6 – Pré-refrigerador.

7 – Refrigerador intermediário. 8 – Trocador de calor. 9 – Aquecedor de ar. Note que a turbina a gás em circuito fechado não usa o gás como combustível. A

combustão é feita com qualquer produto combustível com a intenção de fornecer energia térmica ao sistema. O gás é utilizado apenas como o fluido que transforma a energia térmica em energia cinética para tocar as turbinas. Por exemplo existem usinas nucleares que utilizam o sistema de turbinas a gás em circuito fechado para geração de energia elétrica, onde a energia térmica é gerada a partir de combustível nuclear.

Figura 2.5.8 – Ciclos teóricos da turbina a gás com circuito fechado (Carnot, Ericsson)

Esse tipo de turbina utiliza o ciclo básico teórico de Carnot com duas isotérmicas e duas

adiabáticas tal como mostrado na figura 2.5.8, que é aproximado na prática pelo ciclo de Ackeret e Keller onde a compressão isotérmica 1,2 é substituída por compressões adiabáticas e


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refrigeração isobárica enquanto a expansão isotérmica 3,4 é substituída por expansões adiabáticas e aquecimentos isobáricos.

Figura 2.5.9 – Ciclo de trabalho da turbina a gás com circuito

fechado (Ackeret e Keller)


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2.6 TURBINAS EÓLICAS Para se entender o funcionamento da turbina eólica faz-se necessário conhecer um

pouco da origem da energia transformada em eletricidade por esses equipamentos que, apesar de seu princípio de funcionamento aparentemente simples, são hoje o que existe de mais moderno na área de geração de energia elétrica para fins comerciais.

Toda a energia renovável (exceto a geotérmica e a das marés), bem como a energia dos combustíveis fósseis, são provenientes do Sol. O sol irradia 1014 kwh por hora de energia para a terra. Cerca de 1 a 2% dessa energia proveniente do Sol é convertida em energia eólica. Isto corresponde a cerca de 50 a 100 vezes mais do que a energia convertida em biomassa por todas as plantas do planeta.

Diferenças de temperatura fazem com que o ar circule. As regiões em volta do equador, na latitude 0o, são mais atingidas pelo calor do sol do que o restante do globo. Se não houvesse a rotação da terra o ar simplesmente circularia na direção dos pólos a 10 Km de altitude, desceria e retornaria ao equador.

Uma vez que o globo está rodando, todo o movimento do hemisfério norte é dirigido para a direita, se observarmos este fenômeno em uma posição fixa olhando para o equador (no hemisfério sul ela tende para a esquerda). Essa força aparente de curvatura é conhecida como força de Coriolis (nome do matemático francês Gustave Gaspard Coriolis 1792 – 1843).

A força de Coriolis é um fenômeno visível. Por exemplo, os trilhos das estradas de ferro desgastam mais de um lado que do outro, os rios são mais profundos em uma margem que na outra (O lado depende de em qual hemisfério você está). Isto também funciona para os ventos. No hemisfério norte, por exemplo, o vento tende a rodar no sentido anti-horário, enquanto no hemisfério sul, é no sentido horário.

Estes dois fatores (as diferenças de temperatura e a força de Coriolis) aliados à geografia, que impõe obstáculos à passagem dos ventos e considera as costas dos continentes, definem o movimento dos ventos.

Uma turbina eólica obtém potência convertendo a força dos ventos em um torque atuando nas pás do rotor. A quantidade de energia que o vento transfere para o rotor depende da densidade do ar, da área do rotor, e da velocidade do vento.

Figura 2.6.1 – Um cilindro de ar de1500m2 e 1m de largura

atravessa o rotor de uma turbina eólica.


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A figura mostra como uma fatia de ar de 1 metro de espessura se move através de um rotor de área de 1500m2 de uma típica turbina eólica de 600kW. Com 43m de diâmetro do rotor, cada cilindro de ar pesa 1,9 toneladas, isto é, 1500 vezes 1,25kg que é o peso de 1m3 de ar.

A energia cinética de um corpo em movimento é proporcional a sua massa. A energia cinética do vento também depende da densidade do ar, ou seja, de sua massa por unidade d e volume. Em outras palavras, quanto mais pesado for o ar, mais energia é recebida pela turbina.

Sob pressão atmosférica normal e a 15oC a massa do ar é de 1,25 kg por metro cúbico, mas a densidade aumenta com o aumento da umidade. De forma análoga, quanto mais frio o ar, mais denso. Em altas altitudes (em montanhas por exemplo) a pressão do ar é menor e portanto a densidade é menor.

Uma turbina eólica típica de 600kW possui um rotor com 43 a 44 metros de diâmetro, o que significa que cobre uma área de 1500m2. A área do rotor determina quanta energia o rotor está apto a retirar do vento. Como a área do rotor aumenta com o quadrado do diâmetro, uma turbina que possua um rotor 2 vezes maior recebe 22 = 4 vezes mais energia.

Figura 2.6.2 – Visão geral de uma turbina eólica

A velocidade do vento é extremamente importante para a quantidade de energia que

uma turbina pode converter para energia elétrica. A energia contida no vento varia com o cubo da velocidade média do vento. Por exemplo, se a velocidade do vento aumenta 2 vezes, a energia convertida aumenta 23 = 2 x 2 x 2 = 8 vezes. Mas por que a energia eólica varia com o cubo da velocidade média do vento? Observando o nosso dia-a-dia sabemos que se dobrarmos a


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velocidade do carro, será necessário 4 vezes mais energia para movimentá-lo (essencialmente isto é conseqüência da Segunda lei de Newton para o movimento dos corpos). No caso da turbina eólica utiliza-se a energia de frenagem do vento, e se a velocidade do vento for o dobro, tem-se duas vezes mais volume de ar por segundo movendo-se através do rotor, e cada unidade de volume possui 4 vezes mais energia, como no exemplo do carro. O gráfico mostra que a uma velocidade de 8 m/s tem-se uma potência (quantidade de energia por segundo) de 314 Watts por metro quadrado exposto ao vento (o vento que chega perpendicular a área coberta pelo rotor). A 16 m/s tem-se 8 vezes mais potência, isto é, 2509 W/m2.

Figura 2.6.3 – Gráfico da potência por unidade de área

em função da velocidade do vento. A tabela mostra a potência por metro quadrado exposto ao vento para diferentes

velocidades. m/s W/m2 m/s W/m2 m/s W/m2

0 0 8 314 16 2509

1 1 9 447 17 3009

2 5 10 613 18 3572

3 17 11 815 19 4201

4 39 12 1058 20 4900

5 77 13 1346 21 5672

6 132 14 1681 22 6522

7 210 15 2067 23 7452

Tabela 2.6.1 – Valores discretos de potência por unidade de área.


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Para “captar” a energia cinética do vento e transferir para a flange do rotor transformando em energia cinética de rotação, as pás do rotor e são desenhadas conforme as asas de um avião. Ou seja, o desenho aerodinâmico cria regiões de diferentes pressões em torno das pás fazendo com que elas se movam. Em uma turbina de 600kW moderna, as pás do rotor medem cerca de 20 metros.

Figura 2.6.4 – Princípio de funcionamento da asa

O corpo da turbina eólica faz o encapsulamento dos componentes principais, incluindo

o redutor e o gerador elétrico. O pessoal da manutenção pode entrar dentro do corpo a partir da torre da turbina quando houver necessidade. Em uma das extremidades do corpo fica o rotor, isto é, as pás interligadas pela flange, na outra o namômetro e o cata-vento.

Figura 2.6.5 – Corpo da turbina

À flange do rotor está ligado um eixo de baixa rotação que é acoplada a um ampliador.

Uma turbina de 600kW possui uma rotação relativamente baixa, cerca de 19 a 30 rpm. No eixo de baixa rotação estão localizadas bombas para o sistema hidráulico que opera o freio aerodinâmico como veremos mais adiante.

O ampliador é um dispositivo mecânico que transmite potência através de dois eixos girando em velocidades diferentes. Em uma turbina de 600kW, por exemplo, o ampliador transmite uma potência recebida da turbina através do eixo de baixa rotação a uma velocidade de 19 a 30 rpm para um gerador através do eixo de alta rotação a uma velocidade de aproximadamente 1500 rpm, isto é, 50 vezes mais rápido. Por causa das perdas em função do atrito mecânico das engrenagens, a temperatura do ampliador aumenta e um sistema de refrigeração a óleo é responsável pela manutenção da temperatura dentro de faixas aceitáveis.

O eixo de alta rotação interliga o ampliador e o gerador. Ele esta equipado com um freio a disco mecânico de emergência que é usado no caso do freio aerodinâmico falhar ou quando a turbina está em manutenção.

O gerador usado nas turbinas eólicas é um gerador de indução ou gerador assíncrono, que utiliza o mesmo princípio de funcionamento do motor assíncrono. Esta característica torna


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os geradores de turbinas eólicas mais baratos e com um menor custo de manutenção. No entanto isso só é possível porque a potência máxima das turbinas eólicas fica compreendida em uma faixa que vai de 500 a 1500kW.

O controlador eletrônico é um computador que monitora continuamente as condições do vento na turbina e controla o mecanismo de direcionamento da turbina, que tem a função de manter a turbina sempre perpendicular à incidência do vento. No caso de algum defeito, como o sobreaquecimento do gerador ou do ampliador, o controlador comanda a parada da turbina e avisa o computador do operador via linha telefônica através de um modem.

O mecanismo de direcionamento utiliza um motor elétrico para virar o corpo da turbina de forma que ela fique totalmente contra o vento. Ele é operado por um controlador eletrônico que monitora a direção do vento utilizando o cata-vento.

O sistema hidráulico é utilizado para operar o freio aerodinâmico da turbina. Mudando-se o angulo de ataque das pás, pode-se variar a velocidade da turbina. Desta forma o controlador atua no sistema hidráulico com o objetivo de manter a velocidade da turbina constante.

A unidade de refrigeração é responsável por manter a temperatura do gerador e do ampliador dentro de uma faixa aceitável para que não se diminua a vida útil destes equipamentos. Por isso o sistema de refrigeração possui um ventilador elétrico independente que tem a função de resfriar o gerador, bem como o óleo que é utilizado pelo ampliador.

Figura 2.6.6 – partes componentes da turbina

O papel da torre da turbina eólica é sustentar o corpo e o rotor da turbina. Geralmente é

uma vantagem a utilização de torres altas uma vez que a velocidade do vento cresce conforme a distância do solo. Uma turbina de 600kW, hoje, fica suspensa a uma altura que varia entre 40 e 60 metros, o que corresponde aproximadamente a uma altura de um prédio de 13 a 20 andares. As torres podem ser tubulares (como mostrado na figura) ou em treliça. Torres tubulares são mais seguras para as pessoas que trabalham na manutenção, uma vez que é utilizado o interior da torre para se alcançar o topo. A vantagem da torre em treliça é que ela é bem mais barata.


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O anemômetro é usado para medir a velocidade enquanto o cata-vento mede a direção do vento. Os sinais eletrônicos enviados pelo transdutor de velocidade do anemômetro é utilizado pelo sistema de controle da turbina para aciona-la quando a velocidade do vento chegar a 5 metros por segundo. O computador também para a turbina automaticamente se a velocidade do vento chegar a 25 metros por segundo com a finalidade de proteger a turbina e seus arredores. Os sinais eletrônicos utilizados pelo transdutor de direção do cata-vento são utilizados pelo sistema de controle para acionar o mecanismo de direcionamento.


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3 GERADORES

3.1 INTRODUÇÃO

3.1.1 HISTÓRICO O gerador elementar foi inventado na Inglaterra em 1831 por MICHAEL FARADAY, e

nos Estados Unidos, mais ou menos na mesma época, por JOSEPH HENRY. Este gerador consistia basicamente de um ímã que se movimentava dentro de uma

espira, ou vice-versa, provocando o aparecimento de uma f.e.m. registrado num galvanômetro.

Figura 3.1 - O galvanômetro "G" indica a passagem de uma

corrente quando o ímã se move em relação a bobina. A WEG INDÚSTRIAS LTDA, DIVISÃO MÁQUINAS iniciou sua fabricação em

1980, tendo adquirido ao longo destes anos uma larga experiência e tecnologia na fabricação de geradores de pequeno e grande porte.

3.1.2 NOÇÕES DE APLICAÇÕES Geradores síncronos são máquinas destinadas a transformar energia mecânica em

energia elétrica. Praticamente toda a energia consumida nas indústrias, residências, cidades, etc...,são

proveniente destes geradores. A WEG INDÚSTRIAS LTDA, DIVISÃO MÁQUINAS fabrica geradores para as

seguintes aplicações: • Geração Eólica; • Alimentação de Fazendas, Sítios, Garimpos, Carros de Som; • Pequenos Centros de Geração de Energia para uso Geral; • Grupos Diesel de Emergência; • Centro de Processamento de Dados;


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• Telecomunicações; • Usinas Hidroelétricas PCH’s; • Cogeração / Turbo Geradores; • Aplicações Específicas para uso Naval, Usinas de Açúcar e Álcool, Madeireiras,

Arrozeiras, Petroquímica, etc.

3.1.2.1 TIPOS DE ACIONAMENTOS

A - Grupo Diesel São geradores acionados por Motores Diesel;

Potência: 50 a 1500 kVA Rotação: 1800 rpm (IV pólos)

Tensão: 220, 380 ou 440 V - 50 ou 60 Hz.

B - Hidrogeradores São geradores acionados por Turbinas Hidráulicas; Potência: até 20.000 kVA

Rotação: 360 a 1800 rpm (XX a IV pólos) Tensão: 220 a 13.800 V

C - Turbogeradores São geradores acionados por Turbinas a Vapor;

Potência: até 20.000 kVA Rotação: 1800 rpm ( IV pólos )

Tensão: 220 a 13.800 V


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3.2 NOÇÕES FUNDAMENTAIS

3.2.1 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO A característica principal de um gerador elétrico é transformar energia mecânica em

elétrica. Para facilitar o estudo do princípio de funcionamento, vamos considerar inicialmente uma espira imersa em um campo magnético produzido por um ímã permanente (Figura 3.2). O princípio básico de funcionamento está baseado no movimento relativo entre uma espira e um campo magnético. Os terminais da espira são conectados a dois anéis, que estão ligados ao circuito externo através de escovas. Este tipo de gerador é denominado de armadura giratória.

Figura 3.2 - Esquema de funcionamento de um

gerador elementar (armadura girante) Admitamos que a bobina gira com velocidade uniforme no sentido da flecha dentro do

campo magnético "B" também uniforme (Figura 3.2). Se "v" é a velocidade linear do condutor em relação ao campo magnético, segundo a lei

da indução (FARADAY), o valor instantâneo da f.e.m. induzida no condutor em movimento de rotação é determinada por:

)sen(vlBe θ⋅⋅⋅= Onde: e = força eletromotriz;

B = indução do campo magnético; l = comprimento de cada condutor; v = velocidade linear; θ = ângulo formado entre B e v.


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Para N espiras teremos então:

N)sen(vlBe ⋅θ⋅⋅⋅= A variação da f.e.m. no condutor, em função do tempo, é determinada pela lei da

distribuição da indução magnética sob um pólo. Esta distribuição tem um caráter complexo e depende da forma da sapata polar. Com um desenho conveniente da sapata poderemos obter uma distribuição senoidal de induções. Neste caso, a f.e.m. induzida no condutor também varia com o tempo sob uma lei senoidal.

A Figura 3.4a. mostra somente um lado da bobina no campo magnético, em 12 posições diferentes, estando cada posição separada uma da outra de 30o.

A Figura 3.4b nos mostra as tensões correspondentes a cada uma das posições. Já nos geradores de campo giratório (Figura 3.3) a tensão de armadura é retirada

diretamente do enrolamento de armadura (neste caso o estator) sem passar pelas escovas. A potência de excitação destes geradores normalmente é inferior a 5% da potência nominal, por este motivo, o tipo de armadura fixa (ou campo girante) é o mais utilizado.

Figura 3.3 - Esquema de funcionamento de um

gerador elementar (armadura fixa).


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Figura 3.4 - Distribuição da Indução Magnética sob um Pólo

A cada giro das espiras teremos um ciclo completo da tensão gerada, para uma máquina

de um par de pólos. Os enrolamentos podem ser construídos com um número maior de pares de pólos, que se distribuirão alternadamente (um norte e um sul).

Neste caso, teremos um ciclo a cada par de pólos. Sendo "n" a rotação da máquina em "rpm" e "f" a freqüência em ciclos por segundo (HERTZ) teremos:

]Hz[npf120

⋅=

Onde: f = frequência (Hz)

p = número de pólos n = rotação síncrona (rpm)

Note que o número de pólos da máquina terá que ser sempre par, para formar os pares

de pólos. Na tabela 3.1 são mostradas, para as freqüências e polaridades usuais, as velocidades síncronas correspondentes.

Número de pólos 60 Hz 50 Hz

2 3600 3000

4 1800 1500

6 1200 1000

8 900 750

10 720 600 Tabela 3.1 - Velocidades Síncronas


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3.2.2 GERAÇÃO DE CORRENTE TRIFÁSICA O sistema trifásico é formado pela associação de três sistemas monofásicos de tensões

U1 , U2 e U3 tais que a defasagem entre elas seja de 120o (Figura 3.5). O enrolamento desse tipo de gerador é constituído por três conjuntos de bobinas

dispostas simetricamente no espaço, formando entre si também um ângulo de 120o. Para que o sistema seja equilibrado isto é, U1 = U2 = U3 o número de espiras de cada

bobina também deverá ser igual.

Figura 3.5 - Sistema Trifásico

A ligação dos três sistemas monofásicos para se obter o sistema trifásico é feita

usualmente de duas maneiras, representadas nos esquemas seguintes. Nestes esquemas (Figuras 2.2.2 e 2.2.3) costuma-se representar as tensões com setas inclinadas, ou vetores girantes mantendo entre si o ângulo correspondente à defasagem (120o).

3.2.2.1 LIGAÇÕES NO SISTEMA TRIFÁSICO a) Ligação triângulo: Chamamos "tensões/correntes de fase" as tensões e correntes de cada um dos três

sistemas monofásicos considerados, indicados por Vf e If. Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indica a figura 2.2.2.a, podemos eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.

A tensão entre dois quaisquer destes três fios chama-se "tensão de linha" (Vl), que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se "corrente de linha" (Il).


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Figura 3.6 - Ligação Triângulo Examinando o esquema da figura 3.6b, vê-se que: 1) A cada carga é aplicada a tensão de linha "Vl", que é a própria tensão do sistema

monofásico correspondente, ou seja, VL = VF. 2) A corrente em cada fio de linha, ou corrente de linha "IL", é a soma das correntes

das duas fases ligadas a este fio, ou seja, IL = IF1 + IF3. Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente, como

mostra a figura 3.6c. Pode-se mostrar que FFL I,II ⋅=⋅= 73213 Exemplo: Temos um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220 V. A corrente de linha (Il) medida é 10 A. Ligando a este sistema uma carga trifásica

composta de três cargas iguais ligadas em triângulo, qual a tensão e a corrente em cada uma das cargas?

Temos VF = V1 = 220V em cada uma das cargas. Se IL = 1,732 x IF, IF = 0,577 x IL = 0,577 x 10 = 5,77 A em cada uma das cargas.

b) Ligação estrela:

Ligando um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três, os três

fios restantes formam um sistema trifásico em estrela como na figura 6.7a. Às vezes, o sistema trifásico em estrela é "a quatro fios" ou "com neutro". O quarto fio é ligado ao ponto comum às três fases. A tensão de linha, ou tensão

nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidos do mesmo modo que na ligação triângulo.


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Figura 3.7 - Ligação Estrela

Examinando o esquema da figura 3.7b vê-se que: 1) A corrente em cada fio da linha, ou corrente de linha (IL), é a mesma corrente da

fase à qual o fio está ligado, ou seja, IL = IF. 2) A tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica figura 3.7c

das tensões das duas fases as quais estão ligados os fios considerados, ou seja,

FFL V,VV ⋅=⋅= 73213

Exemplo: Temos uma carga trifásica composta de três cargas iguais, cada carga é feita

para ser ligada a uma tensão de 220V, absorvendo, 5,77A. Qual a tensão nominal do sistema trifásico que alimenta esta carga em suas condições normais (220V e 5,77A) Qual a corrente de linha (IL)?

Temos VF = 220V (nominal de cada carga)

VL = 1,732 x 220V = 380V IL = IF = 5,77 A.

3.2.2.2 TENSÃO NOMINAL MÚLTIPLA A grande maioria dos geradores são fornecidos com terminais do enrolamento

religáveis, de modo a poderem pelo menos fornecer duas tensões diferentes. Os principais tipos de religação de terminais de geradores ou motores assíncronos para funcionamento em mais de uma tensão são:

a) Ligação série-paralela: O enrolamento de cada fase é dividido em duas partes (lembrar que o número de pólos é

sempre par, de modo que este tipo de ligação é sempre possível).


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Ligando as duas metades em série, cada metade ficará com a metade da tensão de fase nominal da máquina. Ligando as duas metades em paralelo, a máquina poderá ser alimentada com uma tensão igual à metade da tensão anterior, sem que se altere a tensão aplicada a cada bobina. Veja os exemplos numéricos da figura 3.8.

Figura 3.8 - Tensão Nominal Múltipla

É comum em geradores o fornecimento em três tensões 220/380/440. O procedimento nestes casos para se obter 380 V é ligar o gerador em 440 V, e alterar a

referência no regulador de tensão, de modo a se obter a redução de tensão (redução da indução magnética). Deste modo, poderemos obter três tensões na ligação Y, que é a mais comum em geradores.


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LIGAÇÃO TENSÃO DE LINHA CORRENTE DE LINHA POTÊNCIA (VA)

Y 3⋅= FL VV IL = IF

∆ VL = VF 3⋅= FL II

FF IVP ⋅⋅= 3

LL IVP ⋅⋅= 3

Tabela 3.2 - Relação entre tensões(linha/fase) correntes (linha/fase) e potência em um sistema trifásico.

b) Ligação estrela-triângulo: É comum para partida de motores assíncronos a ligação estrela-triângulo. Nesta ligação, o enrolamento de cada fase tem as duas pontas trazidas para fora do

motor. Se ligarmos as três fases em triângulo cada fase receberá a tensão da linha, por exemplo (figura 3.9b) 220 Volts. Se ligarmos as três fases em estrela (figura 3.9a), o motor pode ser ligado a uma linha com tensão igual a 220 x 3 = 380 V sem alterar a tensão no enrolamento que continua igual a 220 Volts por fase.

Este tipo de ligação exige 6 terminais acessíveis no motor e serve para quaisquer tensões nominais duplas, desde que a segunda seja igual a primeira multiplicada por 3 .

Exemplos:220/380V - 380/660V - 440/760V. Note que uma tensão acima de 600 Volts não é considerada baixa tensão, mas entra na

faixa da alta tensão, em que as normas são outras, nos exemplos 380/660 e 440/760V, a maior tensão declarada serve somente para indicar que o motor pode ser religado em estrela-triângulo, pois não existem linhas dessas tensões.

Figura 3.9 - Ligação Estrela-Triângulo


52


3.2.3 COMPORTAMENTO DO GERADOR EM VAZIO E SOB CARGA Em vazio (em rotação constante), a tensão de armadura depende do fluxo magnético

gerado pelos pólos de excitação, ou ainda da corrente que circula pelo enrolamento de campo. Isto porque o estator não é percorrido por corrente, portanto é nula a reação da armadura cujo efeito é alterar o fluxo total.

A relação entre tensão gerada e a corrente de excitação chamamos de característica a vazio (figura 3.10) onde podemos observar o estado de saturação da máquina.

Figura 3.10 Característica a Vazio.

Em carga, a corrente que atravessa os condutores da armadura cria um campo magnético, causando alterações na intensidade e distribuição do campo magnético principal. Esta alteração depende da corrente, do cosϕ e da carga, como descrito a seguir:

a) Carga puramente resistiva: Se o gerador alimenta um circuito puramente resistivo, é gerado pela corrente de carga

um campo magnético próprio. Campo magnético induzido produz dois pólos (gerador bipolar figura 3.11a) defasados

de 90o em atraso em relação aos pólos principais, e estes exercem sobre os pólos induzidos uma força contrária ao movimento, gastando-se potência mecânica para se manter o rotor girando.

O diagrama da fig. 3.11b mostra a alteração do fluxo principal em vazio Φ0 em relação ao fluxo de reação da armadura ΦR. A alteração de Φ0 é pequena, não produzindo uma variação muito grande em relação ao fluxo resultante. Devido a perda de tensão nos enrolamentos da armadura será necessário aumentar a corrente de excitação para manter a tensão nominal (figura 3.14)


53


Figura 3.11 - Carga Puramente Resistiva

b) Carga puramente indutiva: Neste caso, a corrente de carga está defasada em 90o em atraso com relação a tensão, e o

campo de reação da armadura estará conseqüentemente na mesma direção do campo principal, mas em polaridade oposta. O efeito da carga indutiva é desmagnetizante (figura 3.12a e b).

As cargas indutivas armazenam energia no seu campo indutor e a devolvem totalmente ao gerador, não exercendo nenhum conjugado frenante sobre o induzido. Neste caso, só será necessário energia mecânica para compensar as perdas.

Devido ao efeito desmagnetizante será necessário um grande aumento da corrente de excitação para se manter a tensão nominal (figura 3.14).

Figura 3.12 - Carga Puramente Indutiva


54


c) Carga puramente capacitiva: A corrente de armadura para uma carga capacitiva está defasada de 90o em

adiantamento em relação a tensão. O campo de reação da armadura conseqüentemente estará na mesma direção do campo principal e com a mesma polaridade.

O campo induzido, neste caso, tem um efeito magnetizante (figura 3.13a e b). As cargas capacitivas armazenam energia em seu campo elétrico e a devolvem

totalmente ao gerador, não exercendo também, como no caso anterior, nenhum conjugado de frenagem sobre o induzido. Devido ao efeito magnetizante será necessário reduzir a corrente de excitação para manter a tensão nominal (figura3.14)

Figura 3.13 - Carga Puramente Capacitiva

Figura 3.14 - Variação da corrente de excitação

para manter a tensão de armadura constante.


55


d) Cargas intermediárias: Na prática, o que encontramos são cargas com defasagem intermediária entre

totalmente indutiva ou capacitiva e resistiva. Nestes casos o campo induzido pode ser decomposto em dois campos, um transversal e outro desmagnetizante (indutiva) ou magnetizante (capacitiva). Somente o campo transversal tem um efeito frenante consumindo, desta forma, potência mecânica da máquina acionante. O efeito magnetizante ou desmagnetizante deverá ser compensado alterando-se a corrente de excitação.

3.2.4 MÁQUINAS DE PÓLOS LISOS E SALIENTES Os geradores síncronos são construídos com rotores de pólos lisos ou salientes. PÓLOS LISOS: São rotores nos quais o entreferro é constante ao longo de toda a

periferia do núcleo de ferro.

Figura 3.15 - Rotor de pólos lisos

PÓLOS SALIENTES: São rotores que apresentam uma descontinuidade no entreferro

ao longo da periferia do núcleo de ferro. Nestes casos, existem as chamadas regiões interpolares onde o entreferro é muito grande, tornando visível a saliência dos pólos.


56


Figura 3.16 - Rotor de pólos salientes

3.2.5 REATÂNCIAS A análise básica do desempenho transitório de máquinas síncronas é muito facilitada

por uma transformação linear de variáveis, na qual as três correntes de fase do estator IA, IB, e IC, são substituídas por três componentes, a componente de eixo direto, Id, a componente de eixo em quadratura, Iq, e uma componente monofásica I0, conhecida como componente de seqüência zero (eixo zero).

Para operação equilibrada em regime permanente (figura 3.17), I0 é nula (não sendo discutida, portanto).

O significado físico das componentes de eixo direto e em quadratura é o seguinte: A máquina de pólos salientes tem uma direção preferencial de magnetização determinada pela saliência dos pólos de campo. A permanência ao longo do eixo polar ou direto, é apreciavelmente maior do que ao longo do eixo interpolar ou quadratura.


57


Figura 3.17 - Diagrama Esquemático para uma Máquina Síncrona

Um circuito efetivo de rotor, no eixo direto, além do enrolamento de campo principal, é

formado pelas barras amortecedoras. Considere-se uma máquina operando inicialmente em vazio, e um curto-circuito trifásico súbito aparece em seus terminais. No desenho abaixo, pode ser observada uma onda de corrente de estator em curto- circuito, tal como pode ser obtida num osciloscópio (figura 3.18).

Figura 3.18 - Corrente de Armadura Simétrica em

Curto-Circuito em uma máquina síncrona


58


Reatância subtransitória É o valor de reatância da máquina correspondente a corrente que circula na armadura

durante os primeiros ciclos, conforme pode ser visto na figura 3.18 (Período Subtransitório). Seu valor pode ser obtido dividindo o valor da tensão da armadura antes da falta, pela corrente no início da falta, para carga aplicada repentinamente e à freqüência nominal.

IE = dx

′′′′

Onde: E = Valor eficaz da tensão fase a neutro nos terminais do gerador síncrono,

antes do curto-circuito I'' = Valor eficaz da corrente de curto-circuito do período sub-transitório em

regime permanente. Seu valor é dado por:

2I = I max′′

Reatância transitória É o valor de reatância da máquina correspondente a corrente que circula na armadura

após o período sub-transitório, perdurando por um número maior de ciclos (maior tempo). Seu valor pode ser obtido dividindo a tensão na armadura correspondente ao início do período transitório pela respectiva corrente, nas mesmas condições de carga.

IE = dx′

′

I' = valor eficaz da corrente de curto-circuito do período transitório considerado em

regime permanente Seu valor é:

2x I = I m′

Reatância síncrona É o valor da reatância da máquina correspondente à corrente do regime permanente, ou

seja, após o término do período transitório, seu valor pode ser obtido pela tensão nos terminais da armadura ao final do período transitório dividido pela respectiva corrente.

A importância do conhecimento destas reatâncias está no fato de que a corrente no estator (armadura) após a ocorrência de uma falta (curto-circuito) nos terminais da máquina terá valores que dependem destas reatâncias.

Assim, pode ser conhecido o desempenho da máquina diante de uma falta e as conseqüências daí originadas.

IE = xd


59


Onde: I = valor eficaz da corrente de curto-circuito em regime permanente.

2I = I RP x m

O gerador síncrono é o único componente do sistema elétrico que apresenta três

reatâncias distintas, cujos valores obedecem a inequação:

Xd"< Xd' < Xd

3.2.6 POTÊNCIA EM MÁQUINAS DE PÓLOS SALIENTES

A potência de uma máquina síncrona é expressa por:

P = m . UF . IF . cosϕ m = Número de fases UF = Tensão de fase IF = Corrente de fase A potência elétrica desenvolvida em máquinas de pólos salientes também pode ser

expressa em função do ângulo de carga, que surge entre os fasores Uf (tensão de fase) e E0 (força eletromotriz induzida) determinado pela posição angular do rotor em relação ao fluxo girante de estator (figura 3.19a)

Figura 3.19a - Ângulo de Carga em Máquinas de Pólos Salientes


60


Figura 3.19b - Diagrama de Tensão - Gerador Síncrono de Pólos Salientes

Onde: xd e xq reatância de eixo direto e em quadratura respectivamente

P = Pd + Pq Pd = UF . Id . senϕ Pq = UF . Iq . cosϕ

Figura 3.20 - Curva de potência em máquinas síncronas

A potência eletromagnética que é a potência transmitida pelo rotor de um gerador ao

estator pode ser expressa por:

)2( senxd1 -

xq1

2U . m

+ )( senxd

U . E . m = P FF0 δ⋅

δ

2

O primeiro termo da expressão anterior: )( senxd

U . E . m = P F0

e δ , é a potência que

depende da tensão da rede UF e da excitação da máquina (figura 3.20).

O segundo termo da expressão: )2( senxd1 -

xq1

2U . m F δ⋅

2

, é adicional devido a

diferença de relutância do entreferro, a qual não depende da excitação da máquina (figura 3.20).


61


3.2.7 DEFINIÇÕES

3.2.7.1 DISTORÇÃO HARMÔNICA O formato ideal da onda de tensão de uma fonte de energia CA é senoidal. Qualquer onda de tensão que contenha certa distorção harmônica (figura 3.21) pode ser

apresentada como sendo equivalente a soma da fundamental mais uma série de tensões CA relacionadas harmonicamente de amplitudes específicas. A distorção pode ser definida para cada harmônica em relação a sua amplitude como uma percentagem da fundamental. A distorção harmônica pode ser calculada utilizando-se a fórmula:

E)(E

= Distorção1

2m

m

∑2

Onde: Em = Tensão harmônica de ordem "m"; E1 = Fundamental;

Na figura 3.21 está representada a forma de onda tomada entre fase-fase em gerador. A

distorção calculada foi de 2,04%. Na figura 3.22 temos a forma de onda tomada entre fase-neutro. A distorção calculada foi de 15,71%

(a) (b)

Figura 3.21 (a) - Forma de onda com 2,04% de distorção harmônica; (b) - Forma de onda com 15,71% de distorção harmônica

3.2.7.2 FATOR DE DESVIO Desvios ou variações do formato senoidal da onda podem ocorrer durante qualquer

parte da onda: positivo, negativo ou durante o cruzamento por zero (figura 3.22)


62


Figura 3.22 - Fator de Desvio

A amplitude da variação (figura 3.23) expressa como uma percentagem do valor de pico

de uma onda senoidal de referência é o fator de desvio.

Figura 3.23 - Amplitude de Desvio

O fator de desvio pode ser calculado como:

picodesv V

Desvio = F


63


3.2.7.3 MODULAÇÃO DE TENSÃO

É a cíclica variação da amplitude de tensão, causada pela oscilação do regulador ou pela cíclica variação da carga.

3.2.7.4 DESEQUILÍBRIO ANGULAR As tensões de um sistema trifásico são defasadas de 120o . Se esta defasagem for

diferente de 120o , o referido valor será o desequilíbrio.

3.2.7.5 DESBALANCEAMENTO DE TENSÃO Desbalanceamento de tensão é a diferença entre as tensões de linha mais alta e mais

baixa e pode ser expresso em percentagem da tensão média de fase. Exemplo:

Fase U a V à 208 V (1.6% acima da média) V a W à 204 V (0.33% abaixo da média) W a U à 202 V (1.3% abaixo da média)

Média: 204.67 V Variação: 6V (2.9%)

3.2.7.6 TRANSIENTE DE TENSÃO São picos de tensão de curta duração que aparecem esporadicamente e podem atingir

centenas de Volts (figura 3.24).

Figura 3.24 - Transiente de Tensão


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3.2.7.7 TOLERÂNCIA DE TENSÃO Desvios máximos aceitáveis na tensão geralmente são expressos como percentagens da

tensão nominal, por exemplo: + 5% à 105% continuamente – 7,5% à 92,5% continuamente


65


3.3 GERADORES WEG Atualmente a WEG MÁQUINAS produz duas linhas básicas de máquinas síncronas:

linha S e linha GTA. A linha S foi criada para atender aplicações mais específicas e é composta de produtos

engenheirados (motores e geradores) com carcaças a partir da 355 até 2000 em baixa ou alta tensão. São fabricados em chapas de aço soldadas, abertos ou fechados com trocador de calor a ar ou água, formas construtivas B3, D5, D6 ou V1. Acionadas geralmente por turbinas hidráulicas ou a vapor.

A linha GTA é uma evolução das extintas linhas DK e BTA, composta somente de máquinas seriadas (geradores) normais, telecomunicações e navais , com carcaças a partir da 200 até 500, somente em baixa tensão. São fabricadas em chapas de aço calandradas, abertas, e nas formas construtivas B15T ou B5/B3T. Acionadas geralmente por motores diesel.

Esta linha tem como principais vantagens, em relação à linha BTA anterior, as seguintes características:

• Passo de bobinagem 2/3, baixa distorção harmônica e baixa reatância subtransitória, sendo apto a alimentar cargas deformantes com componentes de 3a harmônica altas;

• Excitatriz com imãs permanentes, facilitando assim o escorvamento sob qualquer condição;

• Facilidade de manutenção, proporcionada pela robustez das máquinas, acesso facilitado aos diodos e regulador de tensão;

• Facilidade de manutenção da corrente de curto-circuito devido a presença de bobina auxiliar para alimentação do regulador de tensão.

3.3.1 NORMAS APLICÁVEIS

As máquinas são projetadas, fabricadas e testadas segundo as normas ABNT, IEC e DIN, onde aplicáveis. Especificamente podemos citar:

• VDE 0530-Máquinas Elétricas Girantes (Especificação e Características de Ensaio); • NBR 5117-Máquinas Síncronas (Especificação); • NBR 5052-Máquinas Síncronas (Método de Ensaio).

3.3.2 GERADORES COM EXCITAÇÃO POR ESCOVAS

3.3.2.1 TIPO SL (ANTIGO DL) No gerador SL, o campo é alimentado em corrente contínua por escovas e anéis

coletores, e a tensão alternada é retirada do estator (fig.3.2.1), neste sistema normalmente o campo é alimentado por uma excitatriz chamada de excitatriz estática. A tensão de saída do gerador é mantida constante para qualquer carga e fator de potência, pois esta verifica constantemente a tensão de saída. Quando acionado na rotação nominal o processo de escorvamento se inicia pela tensão residual do gerador.


66


VANTAGENS: • Menor tempo de resposta na recuperação de tensão; • Menor queda de tensão na partida de motores de indução. DESVANTAGENS: • Exige manutenção periódica no conjunto escovas e porta escovas; • Não é aconselhável a utilização em centro de processamento de dados,

telecomunicações, devido a possibilidade de gerar rádio interferência em função de mau contato das escovas.

3.3.3 GERADORES COM EXCITAÇÃO SEM ESCOVAS (BRUSHLESS) Para aplicação industrial temos os seguintes tipos: a) SP (antigos DKBH e DKBP) - O gerador tipo SP possui uma excitatriz auxiliar ao

regulador de tensão, formada por ímãs permanentes. No regulador, a tensão proveniente da excitatriz auxiliar é retificada, enviada a um gerador de pólos fixos (excitatriz principal) e ponte retificadora girante . Então, essa tensão contínua é aplicada ao rotor da máquina (figura 3.26).

Neste sistema as escovas e porta escovas são eliminados pois a tensão de alimentação do campo do gerador é obtida através da tensão induzida na excitatriz e o único elemento de interação é o campo magnético.

Na linha SP a excitatriz auxiliar é montada em compartimento separado do estator principal da máquina.

A antiga linha D possuia duas variações: • DKBH: excitatriz auxiliar sem ímãs, montada internamente ao gerador.

Neste tipo de excitatriz, se a máquina ficar parada por longos períodos, pode-se ter dificuldade de se iniciar o escorvamento.

• DKBP: excitatriz auxiliar com ímãs, montada externamente ao gerador (montada na tampa traseira).

b) SS (antigo DKBL) - No gerador tipo SS a alimentação do regulador é obtida

através de TAP's do próprio enrolamento para baixa tensão ou TP's (trafos de potencial) para alta tensão. Então, no regulador, a tensão é retificada e enviada a um gerador de pólos fixos (excitatriz principal) e ponte retificadora girante.

c) GTA (antigo BTA) - Gerador brushless (sem escovas) sem excitatriz auxiliar.

Utiliza um enrolamento auxiliar independente, alojado nas ranhuras da armadura (bobina auxiliar). Serve para fornecer a tensão para o regulador de tensão. (figuras 3.27 e 3.28).

A bobina auxiliar é um bobinado auxiliar que fica alojado em algumas ranhuras do estator principal da máquina. Sua função é fornecer potência para alimentar o campo da excitatriz principal, regulada e retificada pelo regulador de tensão.


67


Em condições normais de operação do gerador, é produzida uma tensão monofásica de frequência nominal do gerador, sofrendo pequenas distorções na forma de onda, dependendo do tipo de carga (resistiva, indutiva ou capacitiva).

Em situações de curto-circuito na saída do gerador, é produzida uma tensão monofásica de terceira harmônica que alimenta o regulador de tensão e mantém o curto-circuito.

Figura 3.25 - Gerador com Excitação por Escovas

Figura 3.26 - Gerador tipo DKBH (linha antiga - com excitatriz auxiliar).


68


Figura 3.27 - Gerador tipo BTA (linha antiga).

Figura 3.28 - Gerador tipo GTA (linha atual)


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3.3.4 GERADORES COM EXCITAÇÃO SEM ESCOVAS PARA APLICAÇÕES ESPECIAIS

a) TELECOMUNICAÇÕES - Os geradores tipo Telecomunicações são fabricados

elétrica e mecanicamente conforme especificações da norma TELEBRÁS . As aplicações mais comuns são grupos diesel de emergência para centrais telefônicas, repetidoras, radares, sistema de rádio, aeroportos e outras cargas críticas.

Vantagens:

• Não utiliza escovas e porta-escovas conseguindo-se com isso, manutenção reduzida, solicitando cuidados apenas na lubrificação dos rolamentos.

• Não introduz rádio-interferências ocasionado pelo mau contato das escovas. • Deformações na forma de onda gerada, provocada pelas cargas, não

interferem na regulação, pois o regulador é alimentado por uma bobina auxiliar, independente da tensão de saída.

• Admite facilmente o controle de tensão manual.

Características Técnicas:

• Normas aplicáveis: VDE, ABNT, IEC e TELEBRÁS. • Forma construtiva: B5/B3T com flange para acoplamento monobloco a motor

diesel. • Reatância sub-transitória de eixo direto (xd") menor que 12%. • Distorção harmônica total menor que 3% para carga linear. • Precisão da regulação de tensão ±0,5% para qualquer valor de carga com fator

de potência entre 0,8 e 1,0. • Transitório de tensão para degrau de 100% da carga: ±10% da tensão nominal. • Tempo de resposta para recuperar a tensão, menor que 0,5 segundos. • Variações de ±5% na rotação do motor diesel, não prejudicam a regulação da

tensão. • Faixa de ajuste da tensão nominal pelos potenciômetros: ajuste normal ±15%,

ajuste fino ±5% • Sobrecarga admissível: 10% durante 1 hora a cada 6 horas, de 200% por 15

segundos a cada 1 hora.

b) NAVAL - Os geradores para uso naval são projetados e fabricados para atender

parâmetros e características técnicas de acordo com as entidades classificadoras e normas afins.

c) MARINIZADO - Os geradores marinizados são projetados e fabricados para

atender parâmetros e características técnicas para aplicações em ambientes marítimos, entretanto, não obedecem a entidades classificadoras.


70


3.3.5 MOTORES SÍNCRONOS Devido a portaria no 85 do DNAEE de 15/03/1992 que alterou o valor mínimo do fator

de potência de 0,85 para 0,92, tornou-se mais difícil atender a este limite. Uma das soluções aplicáveis para a obtenção de fatores de potência dentro da faixa

especificada pela portaria é a utilização de motores ou compensadores síncronos. A grande vantagem da aplicação destas máquinas é a facilidade no ajuste e a

possibilidade da manutenção contínua do valor do fator de potência pré-ajustado. O motor síncrono apresenta ainda vantagem de poder acionar uma carga no eixo

(mecânica), enquanto funciona como compensador do fator de potência. Os motores síncronos caracterizam-se quanto à dinâmica de funcionamento, por terem a

mesma velocidade de rotação do campo girante da armadura em regime permanente e por não terem, por si só, conjugado de partida.

Deste modo, tais motores necessitam de um método de partida. Na prática, o mais comum consiste em dar a partida no motor síncrono como se este fosse um motor assíncrono e depois excitar o indutor (alimentar o enrolamento de campo com corrente contínua), a fim de sincronizá-lo.

Para os motores síncronos de pólos salientes, o método de partida consiste na aplicação de barras de cobre, latão ou alumínio nas sapatas polares, que são curto-circuitadas nas extremidades por meio de anéis coletores, como se fosse a gaiola de um motor de indução assíncrono. A figura 3.29a mostra as barras curto-circuitadas nas sapatas polares. A gaiola de partida também é chamada de enrolamento amortecedor, pois além de fornecer o conjugado de partida, amortece as oscilações causadas pelas variações de carga, estabilizando a rotação do motor.

A partida do motor síncrono sem escovas ("brushless") é feita com enrolamento de campo (excitação) curto-circuitado e com o induzido (armadura) conectado à rede. Curto-circuita-se o enrolamento de campo com o objetivo de evitar a indução de tensões muito altas entre seus terminais, o que provocaria a perfuração do isolamento.

Liga-se a armadura a uma rede de tensão alternada e, então, manifesta-se o conjugado de motor assíncrono e o rotor acelera até próximo à velocidade síncrona sem contudo, atingí-la. Quando a velocidade do rotor for cerca de 95% da velocidade síncrona, é alimentado o enrolamento de campo com corrente contínua. O campo magnético criado pelo enrolamento de campo entrelaça-se com o campo magnético da armadura, manifestando o conjugado de sincronismo e fazendo com que o rotor acompanhe o campo de armadura, movimentando-se à velocidade síncrona.

Este fenômeno transitório é chamado "sincronização".


71


Figura 3.29 – Perfil da chapa do campo (a) e

Diagrama esquemático para Motor Síncrono (b) Sistema de Excitação Sem Escovas para Motor Síncrono O sistema de excitação sem escovas é constituído de: • Excitatriz auxiliar; • Excitatriz principal; • Enrolamento de campo. A excitatriz auxiliar é uma máquina de pólos externos. Seu rotor é constituído de barras

axiais encravadas nas sapatas polares do rotor da máquina principal, que são seus pólos de excitação. O estator, constituído de chapas, possui um enrolamento trifásico.

A excitatriz principal é um gerador de corrente trifásica de pólos salientes que acomodam as bobinas do campo de excitação, que são ligadas em série.

O rotor da excitatriz principal é laminado, e suas ranhuras abrigam um enrolamento trifásico ligado em estrela. O ponto comum desta ligação estrela é inacessível. De cada ponto da ligação estrela saem dois fios para os retificadores girantes, assentados sobre dois suportes dissipadores.

O enrolamento de campo é montado sobre o rotor da máquina principal, com as bobinas enroladas sobre os pólos de excitação. O esquema do sistema de excitação do campo do motor síncrono sem escovas é mostrado na figura 3.29b.

O estator da máquina principal, que é alimentado pela rede através dos terminais U1, V1, W1 induz através das barras axiais encravadas no rotor, uma tensão trifásica na excitatriz


72


auxiliar. Esta tensão é retificada e alimenta o estator da excitatriz principal. A tensão induzida no rotor da excitatriz principal é retificada e alimenta o enrolamento de campo.

Na partida é induzida uma tensão muito alta no rotor da máquina e isto faz com que ocorra chaveamento dos tiristores, curto-circuitando o enrolamento de campo. Quando a tensão cai para 130V (aproximadamente em 95% da rotação), os tiristores deixam de conduzir e o enrolamento de campo passa, então, a receber a tensão retificada.

Vantagens deste sistema: • Não utiliza escovas e porta-escovas; • Não introduz rádio-interferência pelo mau contato das escovas; • Manutenção reduzida, solicitando cuidados apenas na lubrificação dos rolamentos.

3.3.6 REGULADOR DE TENSÃO O regulador de tensão é eletrônico e automático. Tem por finalidade manter a tensão

constante, independente das variações da carga. Retifica a tensão trifásica proveniente da bobina auxiliar ou do estator da excitatriz ou de TAP's da armadura da máquina principal, levando-a através de um transistor de potência ao enrolamento de campo da excitatriz principal. Possui também circuitos de proteção para assegurar um controle confiável do gerador.

3.3.7 TEMPO DE REGULAGEM DA TENSÃO (TEMPO DE RESPOSTA) Como tempo de regulagem, subentende-se aqui, o tempo transcorrido desde o início da

queda de tensão, até o momento em que a tensão entra no intervalo de tolerância estacionária, (por exemplo) ± 0,5 e permanece a mesma (figura 3.30).

Figura 3.30 - Tempo de Regulagem de Tensão

O tempo exato de regulagem, depende na prática de inúmeros fatores, portanto só pode

ser indicado aproximadamente. A figura 3.40 dá uma indicação aproximada sobre os tempos de regulagem a serem

considerados, e valem para os degraus de cargas nominais.


73


Em condições diferentes da acima, os tempos podem ser calculados proporcionalmente à queda de tensão.

Figura 3.40 - Tempo de Regulagem de Tensão

3.3.8 NOMENCLATURA DAS MÁQUINAS SÍNCRONAS WEG

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Tipo de Máquina

G

Máquina Síncrona não Engenheirada

S

Máquina Síncrona Engenheirada

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Carcaça .160 até 2000

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Comprimento da Carcaça

S, M, L, A, B, C, D, E ,F


74


G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Aplicação

I

Industrial

M

Marinizado

T

Telecomunicações

N

Naval

E

Especial

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Característica

T Gerador Brushless c/Bobina auxiliar

P

Gerador Brushless c/Excitatriz auxiliar

S

Gerador Brushless s/auxiliar

L

Gerador com escovas

D

Motor com escovas

E

Motor Brushless sem Excitatriz auxiliar

F

Motor Brushless com Excitatriz auxiliar

M

Monofásico Brushless sem Excitatriz auxiliar

N

Monofásico Brushless com Excitatriz auxiliar

Q

Monofásico Brushless com Bobina auxiliar

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Código do Pacote

00 até 99

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Tipo de Rotor

S Pólos Salientes

L

Pólos Lisos

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Número de Pólos


75


GTA.315MI31104C

Tipo de Cálculo

C Consulta

E

Especificação para OP,AM e AT

K

Catálogo

G T A . 3 1 5 M I 3 1 S 0 4 C

Tipo de Refrigeração

A Aberto Autoventilado

F

Trocador de calor ar-ar

W

Trocador de calor ar-água

I

Ventilacao forçada Independente

D

Auto-Ventilador por Dutos

T

Ventilação Forçada por Dutos

L

Ventilacao Forçada com Trocador Ar -água

V

Ventilação Forçada Aberto


76


3.4 CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Entre outros, dois fatores influem na determinação da potência admissível: a

temperatura do meio refrigerante e a altitude em que o gerador for instalado. a) Meio refrigerante: Na maioria dos casos o ar ambiente de temperatura não superior

a 40oC e isento de elementos prejudiciais. b) Altitude (não superior a 1000m sobre o nível do mar). Até nestes valores de altitude e temperatura ambiente considera-se condições normais

que o gerador deve fornecer, sem sobre aquecimento, sua potência nominal.

3.4.1 ALTITUDE Gerador funcionando em altitude acima de 1000m apresentam problemas de

aquecimento causado pela rarefação do ar e consequentemente diminuição do seu poder de arrefecimento.

A insuficiente troca de calor entre o gerador e o ar circundante, leva à exigência de redução de perdas, o que significa também redução de potência.

Os geradores tem aquecimento diretamente proporcional as perdas e estas variam aproximadamente, numa razão quadrática com a potência.

3.4.2 TEMPERATURA AMBIENTE. Geradores que trabalham em temperaturas inferiores a –20oC apresentam os seguintes

problemas: a) Excessiva condensação, exigindo drenagem adicional ou instalação de resistência de

aquecimento, caso o gerador fique longos períodos parado. b) Formação de gelo nos mancais provocando endurecimento das graxas ou

lubrificantes dos mancais, exigindo o emprego de lubrificantes especiais ou graxa anti-congelante.

Em geradores que trabalham a temperatura ambiente constantemente superiores a 40oC,

o enrolamento pode atingir temperaturas prejudiciais a isolação.Este fato tem que ser compensado por um projeto especial do gerador, usando materiais isolantes especiais ou pela redução da potência nominal do mesmo.

3.4.3 DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA ÚTIL DO GERADOR NAS DIVERSAS CONDIÇÕES DE TEMPERATURA E ALTITUDE

Associando os efeitos da variação da temperatura e da altitude à capacidade de

dissipação, a potência do gerador pode ser obtida multiplicando-se a potência útil pelo fator de multiplicação encontrado na figura 3.41.


77


As máquinas podem ser operadas à potência nominal, nas diversas altitudes, desde que as seguintes temperaturas não sejam excedidas:

0 a 1000m 40oC 1000 a 2000m 30oC 2000 a 3000m 20oC 3000 a 4000m 10oC

Fig. 4.3.1 - Diagrama de Potência em Função da

Altitude e da Temperatura Ambiente.

3.4.4 ATMOSFERA AMBIENTE

3.4.4.1 AMBIENTES AGRESSIVOS Ambientes agressivos, tais como, estaleiros, instalações portuárias, indústria de pescado

e múltiplas aplicações navais, indústria química e petroquímica, exigem que os equipamentos que neles trabalham sejam perfeitamente adequados para suportar tais circunstâncias com elevada confiabilidade, sem apresentar problemas de qualquer espécie.

Para aplicação de geradores nestes ambientes agressivos deverá ser feito uma consulta a fábrica.

Nos casos de geradores para uso naval apresentam características especiais de acordo com as exigências de construção, inspeção e ensaios estabelecidos nas normas das sociedades classificadoras, entre as quais:


78


• American Bureau of Shipping; • Bureau Veritas; • Lloyds Register of Shipping; • Germanischer Lloyd. e outras conforme tabela 3.3, que determinam o limite máximo de potência do catálogo.

REDUÇÃO DA POTÊNCIA CONFORME ENTIDADES CLASSIFICADORAS E NORMAS

SOBRECARGA ADMISSÍVEL S/ AQUECIMENTO PREJUDICIAL NORMA

MÁXIMA TEMPERATURA AMBIENTE oC

POTÊNCIA EM % % TEMPO

OBSERVAÇÃO

VDE 0530 1972 40 100 50 15seg Germanischer Lloyd

1973 45 96 50%p/ cos 0,5 2min

IEC 1969 50 40

76 100 50 15seg 1) 2)

Lloyds Register 1975 45 92 50 15seg ABS 1975 50 88 NV 1976 45 92 50%p/ cos 0,6 2min BV 1977 50 92

RIN a 1976 50 92 50 15seg Seeregister de UdSSR

1975 45 96 50 2min

Tabela 3.3 - Potência Máxima de Catálogo em Função da Temperatura Ambiente 1) Linha superior é para navios, linha inferior para instalações terrestres; 2) Classe de isolamento "B". Classe "F", só com autorização especial. Máquinas

classe "F", funcionando com classe "B", a potência precisa ser diminuída para 0,84 da potência nominal;

3) Quando houver anexação de filtro, será preciso considerar uma redução de potência de 5%.

3.4.5 GRAUS DE PROTEÇÃO Os invólucros dos equipamentos elétricos, conforme as características do local em que

serão instaladas e de sua acessibilidade, devem oferecer um determinado grau de proteção. Assim, por exemplo, um equipamento a ser instalado num local sujeito a jatos de água

deve possuir um invólucro capaz de suportar tais jatos, sob determinados valores de pressão e ângulo de incidência, sem que haja penetração de água.

3.4.5.1 CÓDIGO DE IDENTIFICAÇÃO As normas IEC e ABNT-NBR 6146 definem os graus de proteção dos equipamentos

elétricos por meio das letras características IP seguidas por dois algarismos.


79


1o Algarismo: Indica o grau de proteção contra penetração de corpos sólidos estranhos e contato acidental.

0 - sem proteção 1 - corpos estranhos de dimensões acima de 50mm 2 - idem, acima de 12mm 4 - idem, acima de 1mm. 5 - proteção contra acúmulo de poeiras prejudiciais ao gerador.

2o Algarismo: Indica o grau de proteção contra penetração de água no interior do

gerador

0 - sem proteção 1 - pingos de água na vertical 2 - pingos de água até a inclinação de 15• com a vertical 3 - água de chuva até a inclinação de 60• com a vertical 4 - respingos de todas as direções 5 - jatos de água de todas as direções 6 - água de vagalhões 7 - imersão temporária 8 - imersão permanente

As combinações entre os dois algarismos, isto é, entre os dois critérios de proteção,

estão resumidos na tabela 3.4. Note que, de acordo com a norma, a qualificação do gerador em cada grau no que refere

a cada um dos algarismos, é bem definida através de ensaios padronizados e não sujeita a duplas interpretações, como acontecia anteriormente.


80


1o ALGARISMO 2o ALGARISMO GERADORES CLASSE DE

PROTEÇÃO PROTEÇÃO CONTRA CONTATO

PROTEÇÃO CONTRA CORPOS ESTRANHOS PROTEÇÃO CONTRA ÁGUA

IP00 NÃO TEM NÃO TEM NÃO TEM

IP02 NÃO TEM NÃO TEM PINGOS DE ÁGUA ATÉ UMA INCLINAÇÃO DE 15o COM A

VERTICAL

IP11 TOQUE ACIDENTAL COM A MÃO

CORPOS ESTRANHOS SÓLIDOS DE DIMENSÕES

ACIMA DE 50mm. PINGOS DE ÁGUA NA VERTICAL

IP12 PINGOS DE ÁGUA ATÉ UMA INCLINAÇÃO DE 15o COM A

VERTICAL

IP13 ÁGUA DE CHUVA ATÉ UMA INCLINAÇÃO DE 60o COM A

VERTICAL.

IP21 TOQUE COM OS DEDOS CORPOS ESTRANHOS

SÓLIDOS DE DIMENSÕES ACIMA DE 12mm.

PINGOS DE ÁGUA NA VERTICAL

IP22 PINGOS DE ÁGUA ATÉ UMA INCLINAÇÃO DE 15o COM A

VERTICAL

IP23 ÁGUA DE CHUVA ATÉ UMA INCLINAÇÃO DE 60o COM A

VERTICAL

A B E R T O

IP44 TOQUE COM FERRAMENTAS

CORPOS ESTRANHOS SÓLIDOS ACIMA DE 1mm

RESPINGOS DE TODAS AS DIREÇÕES

IP54 PROTEÇÃO COMPLETA CONTRA TOQUE

PROTEÇÃO CONTRA ACÚMULO DE POEIRAS

NOCIVAS

RESPINGOS DE TODAS AS DIREÇÕES

F E C H A D O

IP55 JATOS DE ÁGUA DE TODAS AS DIREÇÕES

Tabela 3.4 - Grau de Proteção

3.4.5.2 TIPOS USUAIS Embora os algarismos indicativos do grau de proteção possam ser combinados de

muitas maneiras, somente alguns tipos de proteção são empregados nos casos normais. São eles IP21, IP23 (geradores abertos). Para aplicações especiais mais rigorosas, são comuns também os graus de proteção IP54 (ambientes muito empoeirados) e IP55 (casos em que os equipamentos são lavados periodicamente com mangueiras, como em fábricas de papel).

3.4.6 LIMITES DE RUÍDO As normas IEC 39.9 e a NBR - projetos limites 3:02.8-001 especificam limites máximos

de nível de potência sonora, em decibéis, na escala de ponderação A, dB (A), para ruídos de máquinas elétricas girantes transmitindo através do ar, conforme Tabela 3.5.


81


GRAUS DE PROTEÇÃO

IP22

IP44

IP22

IP44

IP22

IP44

IP22

IP44

IP22

IP44

IP22

IP44

VELOCIDADE NOMINAL -RPM

n > 960

960 < n ≤ 1320

1320 < n ≤ 1900

1900 < n ≤ 2360

2360 < n ≤ 3150

3150 < n ≤ 3750

FAIXAS DE POTÊNCIAS NOMINAIS, P

GERADORES

kW

cv

NÍVEL DE POTÊNCIA SONORA dB(A)

P < 1,1

P < 1,1

71

76

75

78

78

80

80

82

82

84

85

88

1,1 < P < 2,2

1,5 < P < 3,0

74

79

78

80

81

83

83

86

85

88

89

91

2,2 < P < 5,5

3,0 < P < 7,5

77

82

81

84

85

87

86

90

89

92

93

95

5,5 < P < 11

7,5 < P < 15

81

85

85

88

88

91

90

94

93

96

97

99

11 < P < 22

15 < P < 30

84

88

88

91

91

95

93

98

96

100

99

102

22 < P < 37

30 < P < 50

87

91

91

94

94

97

96

100

99

103

101

104

37 < P < 55

50 < P < 75

90

93

94

97

97

99

98

102

101

105

103

106

55 < P < 110

75 < P< 150

94

96

97

100

100

103

101

105

103

107

104

108

110 < P < 220

150 < P < 300

97

99

100

103

103

106

103

108

105

109

106

110

220 < P < 630

300 < P < 860

99

101

102

105

106

108

106

110

107

111

107

112

630 < P < 1100

860 < P < 1500

101

103

105

108

108

111

108

112

109

112

109

114

1100 < P < 2500

1500 < P < 3400

103

105

108

110

110

113

109

113

110

113

110

115

2500 < P < 6300

3400 < P < 8600

105

108

110

112

111

115

111

115

112

115

111

116

Tabela 3.5 - Nível de potência sonora em dB(A).

3.4.7 VIBRAÇÃO

A tabela 3.6 indica valores admissíveis para a máxima velocidade de vibração para as

diversas carcaças, dentro de 3 tipos de balanceamento que são: Normal, Reduzido e Especial conforme Norma DIN 45665. Os geradores normalmente são balanceados no grau N.


82


VALOR LIMITE DA VELOCIDADE DE VIBRAÇÃO

VEF E VALOR DE PICO, EQUIVALENTE DA VELOCIDADE DE VIBRAÇÃO: veq - 2 .vef 2 em mm/s para carcaça:

80 a 132

160 a 225

250 a 315

BALANCEAMENTO

FAIXA DE ROTAÇÃO

vef

veq

vef

veq

vef

veq

N

(normal)

600 até 1800

Além de 1800 até 3600

1.80

2.50

2.80

4.00

4.50

6.30

R

(reduzida)

600 até 1800


0.71

1.12

1.00

1.60

1.12

1.80

1.60

2.60

1.80

2.80

2.50

4.00

S

(especial)

600 até 1800


0.46

0.71

0.63

1.00

0.71

1.12

1.00

1.60

1.12

1.80

1.60

2.50

Tabela 3.6 - Limites de vibração Para vibrações ainda menores deverão ser tomados os valores de nível S, divididos por

1,6. Somente para vibrações senoidais puras é possível um cálculo simples da amplitude da vibração. O aparelho para medição deve corresponder as exigências, conforme DIN 45666.Não sendo feitas especificações especiais, os valores do nível N de vibrações valem para todas as máquinas elétricas.

3.4.8 VENTILAÇÃO As perdas são inevitáveis no gerador e o calor gerado por elas deve ser dissipado, ou

seja, transferido para o elemento de resfriamento do gerador, usualmente o ar ambiente. A maneira pela qual é feita a troca de calor entre as partes aquecidas do gerador e o ar ambiente é o que define o SISTEMA DE VENTILAÇÃO do gerador. Os sistemas usuais são de dois tipos principais:

3.4.8.1 GERADOR ABERTO É o gerador em que o ar ambiente circula no interior do gerador em contato direto com

as partes aquecidas que devem ser resfriadas. Neste sistema o gerador apresenta uma proteção IP21 ou IP23. Possui um ventilador

interno acoplado ao eixo.


83


Figura 3.42 - Gerador Aberto

O ventilador aspira o ar ambiente que após passar através da máquina é devolvido

quente novamente ao meio ambiente. O gerador aberto propriamente dito, ou seja, aquele em que não há nenhuma restrição à

livre circulação do ar ambiente por dentro do gerador, é raramente usado, na realidade, as entradas e saídas de ar costumam ser parcialmente protegidas, segundo diversos graus de proteção que foram descritos no ítem 3.4.5.

A figura 3.42 mostra o esquema do circuito de refrigeração do gerador auto-ventilado. A proteção neste caso é IP23, pois a saída possui venezianas que dão a proteção contra água a 60o. No caso da proteção IP21 a veneziana é substituída por uma grade.

3.4.8.2 GERADOR TOTALMENTE FECHADO "Gerador Fechado de tal modo que não haja troca de meio refrigerante entre o interior e

o exterior da carcaça, não sendo necessariamente estanque" (Definição da ABNT). O ar ambiente é separado do ar contido no interior do gerador não entrando em contato

direto com as partes internas do gerador. A transferência de calor é toda feita na superfície externa do gerador.

O gerador não é "estanque", isto é, as folgas de montagem não impedem totalmente a penetração do ar ambiente para dentro do gerador e a saída de ar de dentro para fora. Por exemplo:

Quando o gerador começa a funcionar, o ar contido no seu interior se aquece e se expande, criando uma leve diferença de pressão e fazendo com que um pouco de ar "escape" do gerador para o ambiente. Quando o gerador para, o ar interno esfria e se contrai, fazendo com que um pouco do ar externo penetre no gerador. O gerador, assim, "respira" em função das oscilações de temperatura.

Dependendo da maneira como é feita a troca de calor na superfície externa do gerador, existem os seguintes tipos de geradores totalmente fechado:


84


a) Gerador totalmente fechado com trocador de calor ar-ar. O gerador possui dois ventiladores acoplados no eixo, um interno e outro externo. O

trocador de calor é colocado na parte superior do gerador.

Figura3.43 - Refrigeração do gerador com trocador de calor ar-ar.

O trocador de calor ar-ar é constituído de tubos colocados axialmente e montados na

parte superior do gerador. O tubo é fornecido em aluminio trefilado, liga ABNT 1100 e em algumas aplicações, em aço sem costura, fosfatizado e protegido por uma tinta anti-corrosiva.

b) Gerador totalmente fechado com trocador de calor ar-água O gerador possui um ventilador acoplado no eixo. A figura 3.44 mostra o esquema do

circuito de refrigeração do gerador com trocador de calor ar-água.

Figura 3.44 - Refrigeração do gerador com trocador de calor ar-água


85


3.4.9 ACESSÓRIOS/ESPECIALIDADES

3.4.9.1 RESISTÊNCIA DE AQUECIMENTO As resistências de aquecimento são utilizadas em gerador instalado em ambientes muito

úmidos, impedindo a condensação de água ao ficarem parados por longo espaço de tempo, devido ao fato de aquecerem o enrolamento alguns graus acima do ambiente (5 a l0oC).

CARCAÇA POTÊNCIA (W)

160 48 225 90 250 90 280 180 315 180 355 180 400 180 450 180

Tabela 3.7 - Potência das Resistências de Aquecimento por Carcaça A aplicação é opcional, solicitada pelo cliente ou recomendada pela WEG quando ficar

evidenciada a aplicação em ambientes desfavoráveis. As resistências de aquecimento poderão funcionar em redes de alimentação de 110V,

220V e 440V, dependendo da tensão da resistência e da ligação das mesmas. A tensão de alimentação das resistências deverá ser especificada pelo cliente.

Dependendo da carcaça, serão empregados os resistores de aquecimento da tabela 3.7.

3.4.9.2 PROTEÇÃO TÉRMICA DE GERADORES ELÉTRICOS A proteção térmica é efetuada por meio de termoresistências(resistência calibrada),

termistores, termostatos ou protetores térmicos. Os tipos de detetores a serem utilizados são determinados em função da classe de temperatura do isolamento empregado, de cad a tipo de máquina e da exigência do cliente.

3.4.9.2.1 TERMORESISTÊNCIAS(PT-100) São elementos onde sua operação é baseada na característica de variação da resistência

com a temperatura, intrínseca a alguns materiais(geralmente platina, níquel ou cobre). Possuem resistência calibrada, que varia linearmente com a temperatura, possibilitando um acompanhamento contínuo do processo de aquecimento do gerador pelo display do controlador com alto grau de precisão e sensibilidade de resposta. Sua aplicação é ampla nos diversos setores de técnicas de medição e automatização de temperatura nas indústrias em geral. Geralmente, aplica-se em instalações de grande responsabilidade, como por exemplo, em mancais de rolamentos ou buchas. Um mesmo detetor pode servir para alarme e para desligamento.

Desvantagem: • Os elementos sensores e o circuito de controle possuem um alto custo.


86


3.4.9.2.2 TERMISTORES(PTC E NTC) São detetores térmicos compostos de sensores semi-condutores que variam sua

resistência bruscamente ao atingirem uma determinada temperatura.

PTC - Coeficiente de Temperatura Positivo NTC - Coeficiente de Temperatura Negativo

O tipo "PTC" é um termistor cuja resistência aumenta bruscamente para um valor bem

definido de temperatura, especificado para cada tipo. Essa variação brusca na resistência interrompe a corrente no PTC, acionando um relé de saída, o qual desliga o circuito principal. Também pode ser utilizado para sistemas de alarme ou alarme e desligamento (2 por fase).

Para o termistor "NTC" acontece o contrário do PTC, porém, sua aplicação não é normal em geradores elétricos, pois os circuitos eletrônicos de controle disponíveis, geralmente são para o PTC.

Os termistores possuem tamanho reduzido, não sofrem desgastes mecânicos e têm uma resposta mais rápida em relação aos outros detetores, embora permitam um acompanhamento contínuo do processo de aquecimento do gerador. Os termistores com seus respectivos circuitos eletrônicos de controle oferecem proteção completa contra sobreaquecimento produzido por sobrecarga, sub ou sobretensões ou liga-desliga. Possuem um baixo custo, relativamente ao do tipo Pt-100, porém, necessitam de relé para comando da atuação do alarme ou operação.

3.4.9.2.3 TERMOSTATOS São detetores térmicos do tipo bimetálico com contatos de prata normalmente fechados,

que se abrem quando ocorre determinada elevação de temperatura. Quando a temperatura de atuação do bimetálico baixar, este volta a sua forma original instantaneamente permitindo o fechamento dos contatos novamente.

Os termostatos podem ser destinados para sistemas de alarme, desligamento ou ambos (alarme e desligamento) de geradores elétricos trifásicos, quando solicitado pelo cliente. São ligados em série com bobina do contator. Dependendo do grau de segurança e da especificação do cliente, podem ser utilizados três termostatos (um por fase) ou seis termostatos (grupos de dois por fase).


87


Máxima sobreelevação de temperatura permitida por classe de isolamento. t em ºC (Métodos da variação de resistência) NORMA

Máxima temperatura

ambiente ºC ta A E B F

Brasil ABNT NBR - 5117 40 60 75 80 100

Norma Internacional IEC 34 - 1 40 60 75 80 100

Alemanha VDE 0530 parte 40 60 75 80 100

USA NEMA MG 1 e ASA 40 60 - 80 105

Canadá CSA C 22.2 N0 54 40 60 - 80 105

Grã-Bretanha BS 2613 40 60 75 80 100

Austrália BS 2613 40 60 75 80 100

Bélgica NBN 7 40 60 75 80 100

Dinamarca DS 5002 40 60 75 80 100

França NF CS1 -100 40 60 75 80 100

Holanda VEMET N 1007 40 - 70 80 100

Índia IS: 325-1961 40 60 75 80 -

Itália CE 12-3 40 60 70 80 100

Noruega NEM AV 40 60 75 80 -

Áustria OVE - MIO 40 - 75 80 100

Suécia SEN 22 40 60 70 80 100

Suíça SEV 3009 40 60 75 80 100

Tabela 3.8 - Máxima sobreelevação de Temperatura Permitida por Classe de isolamento Para operar em alarme e desligamento (dois termostatos por fase), os termostatos de

alarme devem ser apropriados para atuação na elevação de temperatura prevista do gerador, enquanto que os termostatos de desligamento deverão atuar na temperatura máxima do material isolante.


88


3.5 CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO

3.5.1 POTÊNCIA NOMINAL É a potência que o gerador pode fornecer, dentro de suas características nominais, em

regime contínuo. O conceito de potência nominal, ou seja, a potência que o gerador pode fornecer, está intimamente ligado à elevação de temperatura do enrolamento (Tabela 3.10). Sabemos que o gerador pode acionar cargas de potência bem acima de sua potência nominal, até quase atingir o limite de estabilidade.

O que acontece, porém, é que se esta sobrecarga for excessiva, isto é, for exigida do gerador uma potência muito acima daquela para a qual foi projetado, o aquecimento normal será ultrapassado e a vida do gerador será diminuída, podendo ele, até mesmo, queimar-se rapidamente.

A potência do gerador é fixada em relação a potência das fontes consumidoras, ou de acordo com a potência do motor do acionamento:

a) Fixação de potência de acordo com a potência das fontes consumidoras. Para a determinação do tamanho da máquina devemos conhecer a potência aparente S:

S = UL x IL x 3 . Onde: S = potência aparente [VA];

UL = tensão de linha [V]; IL = corrente de linha [A].

Nos catálogos a potência aparente é dada em kVA, sendo válida para os fatores de

potência entre 0,8 e 1,0 (Indutivos). Para fatores de potência menores que 0,8, a potência deve ser reduzida conforme a

figura 3.45, isto implica portanto que o cos(ϕ) também deve ser conhecido. Portanto, se um gerador for conectado a carga com fatores de potência distintos, é

preciso averiguar antes, quais os componentes de potência ativa e reativa, e daí determinar a potência aparente total, bem como o fator de potência geral.

)Qn + ... + Q2 + (Q1 + )Pn + ... + P2 + (P1 = S 22

Onde: Pn = componente da potência ativa da fonte consumidora (VA);

Qn = componente da potência reativa da fonte consumidora (VAr).

SP = osc ∑

ϕ


89


Figura 3.45 – Potência em função do cos(ϕ)

b) Fixação da potência de acordo com a potência do motor de acionamento. Muitas vezes, não é possível conhecer a potência exata das fontes consumidoras. Neste

caso a potência do gerador é determinada a partir da potência de acionamentos e, como fator d e potência podemos adotar 0,8.

Da potência útil do motor de acionamento, diminuímos as perdas do gerador, para obter a potência ativa que fica a disposição nos terminais do gerador.

]kW[ 100

)G( . P = P M

Gη

Onde: PG - potência do gerador [kW]

PM - potência do motor acionante [kW] η(G) - rendimento do gerador (%)

Para potência do motor acionante dado em [cv], multiplicar por 0,736 para obter [kW]

PM[kW] = PM[cv] x 0,736 Devemos levar em consideração o rendimento dos geradores indicado nos catálogos

para fatores de potência entre 0,8 e 1,0.

)Cos( x 100 x P =

)Cos(P

= S MG

ϕη

ϕ

Exemplos: Numa indústria deve ser instalado um Grupo Diesel para fornecer eletricidade às suas

instalações, onde existem as seguintes fontes consumidoras.


90


a) Iluminação 80 [kVA] Cos(ϕ) = 0,7 b) Aquecimento 152 [kVA] Cos(ϕ) = 1,0 c) 1 motor trifásico WEG - IP54 - 40 [cv] - IV d) 1 motor trifásico WEG - IP54 - 60 [cv] – IV Carcaça 200L e) 1 motor trifásico WEG - IP54 - 75 [cv] - IV

Do catálogo de motores trifásicos WEG obteremos:

motor 40 [cv], 30 kW, Cos(ϕ) = 0,85, η = 90,9%, IP/IN = 7,6 motor 60 [cv], 45 kW, Cos(ϕ) = 0,88, η = 90,8%, IP/IN = 7,8 motor 75 [cv], 55 kW, Cos(ϕ) = 0,90, η = 91,9%, IP/IN = 7,4

Para determinação da potência foi considerado serviço contínuo. Será analisado

posteriormente a influência da partida dos motores. Para o cálculo da potência ativa e aparente nos motores geralmente indica-se a potência

útil no eixo; a potência ativa consumida abtém-se dividindo pelo rendimento. Do valor da potência ativa e da reativa, obtém-se a potência aparente total do gerador,

bem como o fator de potência para o motor de 40 cv teremos:

]kW[ 33,0 = 90,9

30 = 100 x ]kW[ P

= ]kW[ P m 100×η

]kVA[38,8 = 0,8533,0 =

cos]kW[ P = ]kVA[ S

ϕ

]kW[ P - ]kVAr[ S = ]kVAr[ Q 22

]kVAr[ 20,4 = )(33,0 - )(38,8 = Q 22

Desta maneira, e para os demais, obteremos os seguintes resultados da Tabela 3.9

CARGA cos ϕ η% S(kVA) P(kW) Q(kVAr) Iluminação 0.70 80 56 57,1

Aquecimento 1.00 152 - Motor 40 cv 0.85 90,9 38.8 33.0 20.4 Motor 60 cv 0.88 90,8 56.3 49.5 26.8 Motor 75 cv 0.90 91,9 66.4 59.8 28.9

Tabela 3.9 - Quadro Geral de Potência A potência aparente do gerador será:

)28,9 + 26,8 + 20,4 + 0 + (57,1 + )59,8 + 49,5 + 33,0 + 152 + (56 = S 22

]kVA[ 375 = S O fator de potência geral será:


91


0,934 = 375

350,3 = SP = )os(c ∑

ϕ

Do catálogo de geradores WEG, tipo industrial obtemos o gerador GTA315SI25, para

tensão de 220V com potência de 405 kVA. O rendimento do gerador com carga total, está indicado no catálogo como 94%.

A potência do acionamento do gerador será:

0,940

0,934 x 405 = )cos( x ]kVA[ P

= P GM

ηϕ

]kW[402 = PM Neste exemplo foram analisadas as condições estacionárias do gerador, entretanto antes

que o tamanho da máquina possa ser determinado em definitivo, ainda resta examinar as condições para a partida de motores.

O procedimento está descrito no item 3.5.3.

3.5.2 ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA-CLASSE DE ISOLAMENTO

3.5.2.1 AQUECIMENTO DO ENROLAMENTO A potência útil fornecida pelo gerador é menor que a potência acionante, isto é, o

rendimento do gerador é sempre inferior a 100%. A diferença entre duas potências representa as perdas, que são transformadas em calor, o qual aquece o enrolamento e deve ser dissipado para fora do gerador, para evitar que a elevação de temperatura seja excessiva.

O mesmo acontece em todos os tipos de máquinas elétricas. No motor do automóvel, por exemplo, o calor gerado pelas perdas internas tem que ser

retirado do bloco pelo sistema de circulação de água com radiador ou pela ventoinha, em motores resfriados a ar.

No item 3.4 podem ser vistos os diferentes tipos de ventilação. Vida útil de máquina elétrica girante Se não considerarmos as peças que se desgastam devido ao uso, como escovas e

rolamentos, a vida útil de máquina elétrica é determinada pelo material isolante. Este material é afetado por muitos fatores, como umidade, vibrações, ambientes

corrosivos e outros. Dentre todos os fatores, o mais importante é, sem dúvida, a temperatura de trabalho dos materiais isolantes empregados.

Um aumento de 8 a 10 graus na temperatura da isolação reduz sua vida útil pela metade. Quando falamos em diminuição da vida útil da máquina, não nos referimos às

temperaturas elevadas, quando o isolante se queima e o enrolamento é destruído de repente. Vida útil da isolação, em termos de temperatura de trabalho, bem abaixo daquela em que o material se queima, refere-se ao envelhecimento gradual do isolante, que vai se tornando ressecado, perdendo o poder isolante, até que não suporte mais a tensão aplicada e produza o curto-circuito.

A experiência mostra que a isolação tem uma duração praticamente ilimitada, se a sua temperatura for mantida abaixo de um certo limite. Acima deste valor, a vida útil da isolação vai se tornando cada vez mais curta, à medida que a temperatura de trabalho é mais alta. Este limite


92


de temperatura é muito mais baixo que a temperatura de "queima" do isolante e depende do tipo de material empregado.

Esta limitação de temperatura se refere ao ponto mais quente da isolação e não necessariamente ao enrolamento todo. Evidentemente, basta um ponto fraco no interior da bobina para que o enrolamento fique inutilizado.

3.5.2.2 CLASSES DE ISOLAMENTO Definição das classes: Como foi visto acima, o limite de temperatura depende do tipo de material empregado.

Para fins de normalização, os materiais isolantes e os sistemas de isolamento (cada um formado pela combinação de vários materiais) são agrupados em Classes de isolamento, cada qual definida pelo respectivo limite de temperatura, ou seja, pela maior temperatura que o material pode suportar continuamente sem que seja afetada sua vida útil.

As classes de isolamento utilizados em máquinas elétricas e os respectivos limites de temperatura conforme a Norma NBR 7094 são as seguintes:

• Classe A(105oC); • Classe E(120oC); • Classe B(130oC); • Classe F(155oC); • Classe H (180oC). As classes B e F são as comumente utilizadas em motores normal, já para geradores os

mais comuns são a F e H.

3.5.2.3 MEDIDA DA TEMPERATURA DO ENROLAMENTO É muito difícil medir a temperatura do enrolamento com termômetros ou termopares,

pois a temperatura varia de um ponto a outro e nunca se sabe se o ponto da medição está próximo do ponto mais quente.

O método mais preciso e mais confiável de se medir a temperatura de um enrolamento é através da variação de sua resistência ôhmica com a temperatura, que aproveita a propriedade dos condutores de variar sua resistência, segundo uma lei conhecida.

A elevação da temperatura pelo método da resistência, é calculada por meio da seguinte fórmula, para condutores de cobre:

t - t + )t + (234,5R

R - R = t - t = t a111

12a2∆

Onde: ∆t = Elevação da temperatura;

t1 = Temperatura do enrolamento antes do ensaio, praticamente igual a do meio refrigerante, medida por termômetro;

t2 = Temperatura dos enrolamentos no fim do ensaio;


93


ta = Temperatura do meio refrigerante no fim do ensaio; R1 = Resistência do enrolamento no início do ensaio; R2 = Resistência do enrolamento no fim do ensaio. 234,5 = Cte material (cobre).

3.5.2.4 APLICAÇÃO À MÁQUINAS ELÉTRICAS A temperatura do ponto mais quente do enrolamento deve ser mantida abaixo do limite

da classe. A temperatura total vale a soma da temperatura ambiente já com a elevação de temperatura (∆t) mais a diferença que existe entre a temperatura média do enrolamento e a do ponto mais quente.

As normas de máquinas elétricas fixam a máxima elevação de temperatura (∆t), de modo que a temperatura do ponto mais quente fica limitada, baseada nas seguintes considerações:

a) A temperatura ambiente é, no máximo 40oC, por norma, e acima disso as condições

de trabalho são consideradas especiais. b) A diferença entre a temperatura média e a do ponto mais quente não varia muito de

máquina para máquina e seu valor estabelecido em norma, baseado na prática é 5oC, para as classes A e E, 10oC para classe B e 15oC para as classes F e H.

As normas de máquinas elétricas, portanto, estabelecem um máximo para a temperatura

ambiente e especificam uma elevação de temperatura máxima para cada classe de isolamento. Deste modo, fica indiretamente limitada a temperatura do ponto mais quente.

Os valores numéricos e a composição da temperatura admissível do ponto mais quente são indicados na tabela 3.10.

OBS: Para geradores de construção naval deverão ser obedecidos todos os detalhes

particulares de cada entidade classificadora.

Classe de Isolamento A E B F H Temperatura ambiente oC 40 40 40 40 40

∆t= elevação de temperatura

(método de resistência)

oC 60 75 80 100 125

Diferença entre o ponto mais quente e a

temperatura média oC 5 5 10 15 15

Total: temperatura do ponto mais quente

oC 105 120 130 155 180

Tabela 3.10 - Composição da temperatura em função da classe de isolamento


94


3.5.3 QUEDA DE TENSÃO

3.5.3.1 CÁLCULO DA QUEDA DE TENSÃO Ao se aplicar uma carga no gerador teremos subitamente uma queda de tensão que

depende da reatância do gerador, da corrente, do cos ø da carga e do tipo de regulação. Os maiores problemas de queda de tensão e recuperação de tensão ocorrem na partida de motores de indução.

Durante a partida de motores de indução, o fator de potência é da ordem de 0,3. Para facilitar o cálculo vamos considerar o cos(ϕ) igual a zero, bem como desprezarmos

a impedância dos cabos de alimentação e a resistência interna do gerador. Admitindo as simplificações mencionadas (figura 3.46).

mA

A

X + XX = U∆

Figura 3.46 - Impedância para um Gerador Síncrono (modo simplificado)

Em função da variação da carga a reatância do gerador varia com o tempo (xd”, xd' e xd

conforme as constantes de tempo próprias) como mostrado no item 3.2.5. Na figura 3.47 é mostrado a variação da tensão em função do tempo. As curvas

mostradas dependem de parâmetros do gerador e do tempo de resposta da excitação e do sistema de regulação.


95


Figura 5.3.2 - Variação da Tensão em Função do Tempo

O cálculo da queda de tensão torna-se complexa se levarmos em consideração a

variação da reatância no tempo. Podemos chegar a valores muito próximos da realidade se considerarmos para a queda de tensão a reatância transitória (xd'), para máquinas com excitatriz e regulador eletrônico e a reatância subtransitória (xd") para máquinas com excitação estática (com escovas).

A equação da queda de tensão fica então:

100 . dX + 1

dX = U%*

*

∆

Ou de forma genérica para qualquer valor de Ip/In do gerador; vale a relação:

100 . (Ip/In)] . dX[ + 1

(Ip/In)] . dX[ = U%*

*

∆

Onde: X* d = xd'em máquinas com excitatriz e regulador eletrônico, em pu

(Geradores brushless); X* d = xd" em máquinas com excitatriz estática, em pu (Geradores com escovas); Ip = corrente de partida do motor; In = corrente nominal do gerador.

A tabela 3.11 mostra o valor de ∆U em função de X* d e Ip/In para cos(ϕ) igual a zero.


96


3.5.3.2 INFLUÊNCIA DO FATOR DE POTÊNCIA Se houver necessidade de se calcular a queda de tensão para cos ø diferente de zero

devemos utilizar o gráfico da figura 3.48. Neste gráfico, podemos encontrar o valor de correção "x" e que deverá ser multiplicada

pelo ∆U para cos(ϕ) = 0. ∆U(cos(ϕ) qualquer) = X. ∆U(cos(ϕ) = 0).

A queda de tensão, como pode ser visto na curva, irá reduzir quando o fator de potência

crescer.

3.5.3.3 INFLUÊNCIA DA CARGA INICIAL

As cargas iniciais em geradores podem ser agrupadas em três tipos: • Impedância constante; • kVA constante; • Corrente constante. A corrente do gerador reduzirá proporcionalmente à tensão do gerador, quando este

estiver sob uma carga do tipo impedância constante. Conseqüentemente este efeito reduzirá a queda de tensão. Para efeito de cálculo poderá ser desprezado.

Exemplo de carga tipo impedância constante: • Lâmpadas; • Aquecedores; • Resistores. Quando se tem cargas do tipo kVA constante, na redução da tensão teremos um

aumento da corrente, ocasionando conseqüentemente um aumento da queda de tensão. Um exemplo deste tipo de carga são motores de indução. A variação da corrente em

motores de indução, com relação a queda de tensão, pode ser vista na figura 3.50 Esta variação de corrente deverá ser adicionada à corrente de partida do motor de

indução. Apesar dos fatores de potência serem diferentes, considera-se de forma pessimista, iguais.

Ao se combinar cargas do tipo kVA constante e impedância constante, obtemos cargas do tipo corrente constante, pois o efeito é contrário com tendência de se anularem.Neste

caso, a queda de tensão não provocaria variações de corrente e conseqüentemente não haveria queda de tensão.

Estes tipos de cargas podemos considerar como o mais comum. Podemos utilizar, para o cálculo da queda de tensão, a tabela 3.11.


97


Figura 3.48 - Correção de ∆U em Função do Cos(ϕ)

Figura 3.49 -Fatores de Redução da Corrente (K1)

e Conjugado (K2) em Função da Tensão


98


Figura 3.50 - ∆I em Motores de Indução

3.5.4 LIMITAÇÕES NA PARTIDA DE MOTORES Consideramos como limite da corrente na partida de um motor o valor de 2 x IN do

gerador. Acima deste valor a queda de tensão residual torna-se grande e o tempo de permanência (limite térmico) é pequeno, como mostrado no gráfico da figura 3.51, podendo ser inferior ao tempo de partida do motor. No caso específico de 2 x IN o tempo de sobrecarga, como pode ser visto no gráfico, é aproximadamente de 20 a 30s.

Para reduzir a corrente de partida de motores, normalmente são utilizados dispositivos tipo partida estrela triângulo ou chave compensadora.

A variação da corrente de partida em relação a tensão (K1) pode ser vista no gráfico da figura3.49. Esta redução na corrente deverá ser levado em consideração no cálculo da queda de tensão. Outro fator também a ser levado em conta é a potência da máquina acionante, normalmente dimensionada cos(ø) = 0,8 (potência útil [kW] = 0,8 x potência aparente [kVA]). A queda de tensão resultante na partida de motores poderá tornar o motor não apto para acionar a carga. No gráfico da figura 3.49 poderá ser verificado a redução do conjugado (K2)com a queda de tensão. Deverá ser analisado o tipo de carga a ser acionada, obtendo-se o valor mínimo de conjugado e conseqüentemente o limite da queda de tensão.

No caso do uso de geradores em paralelo a reatância total deve ser calculada pela expressão:

xdI + ... +

xdI+

xdI =

xdI

*Gn

*G

*G

*T 21


99


Onde: xd* = reatância total (xd' ou xd", conforme o caso); xd*1...n = reatância de cada gerador ligado em paralelo; IT = Corrente nominal total dos geradores em paralelo; IG1...n = Corrente nominal de cada gerador ligado em paralelo.

OBS: Se for utilizado dois geradores iguais em paralelo, a reatância total é igual

reatância individual dos geradores.

QUEDA DE TENSÃO EM GERADORES SÍNCRONOS

QUEDA DE TENSÃO (para Cos(ϕ) = 0.0)

IP/IN x*(pu) 0.200 0.400 0.600 0.800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200 2.400 2.600 2.800 3.000

0.050 0.010 0.020 0.029 0.038 0.048 0.057 0.065 0.074 0.083 0.091 0.099 0.107 0.115 0.123 0.130 0.060 0.012 0.023 0.035 0.046 0.057 0.067 0.077 0.088 0.097 0.107 0.117 0.126 0.135 0.144 0.153 0.070 0.014 0.027 0.040 0.053 0.065 0.077 0.089 0.101 0.112 0.123 0.133 0.144 0.154 0.164 0.174 0.080 0.016 0.031 0.046 0.060 0.074 0.088 0.101 0.113 0.126 0.138 0.150 0.161 0.172 0.183 0.194 0.090 0.018 0.035 0.051 0.067 0.083 0.097 0.112 0.126 0.139 0.153 0.165 0.178 0.190 0.201 0.213 0.100 0.020 0.038 0.057 0.074 0.091 0.107 0.123 0.138 0.153 0.167 0.180 0.194 0.206 0.219 0.231 0.110 0.022 0.042 0.062 0.081 0.099 0.117 0.133 0.150 0.165 0.180 0.195 0.209 0.222 0.235 0.248 0.120 0.023 0.046 0.067 0.088 0.107 0.126 0.144 0.161 .178 0.194 0.209 0.224 0.238 0.251 0.265 0.130 0.025 0.049 0.072 0.094 0.115 0.135 0.154 0.172 0.190 0.206 0.222 .238 0.253 0.267 0.281 0.140 0.027 0.053 0.077 0.101 0.123 0.144 0.164 0.183 0.201 0.219 .235 0.251 0.267 0.282 0.296 0.150 0.029 0.057 0.083 0.107 0.130 0.153 0.174 0.194 0.213 0.231 0.248 0.265 0.281 0.296 0.310 0.160 0.031 0.060 0.088 0.113 0.138 0.161 0.183 0.204 0.224 0.242 0.260 0.277 0.294 0.309 0.324 0.170 0.033 0.064 0.093 0.120 0.145 0.169 0.192 0.214 0.234 0.254 0.272 0.290 0.307 0.322 0.338 0.180 0.035 0.067 0.097 0.126 0.153 0.178 0.201 0.224 0.245 0.265 0.284 0.302 0.319 0.335 0.351 0.190 0.037 0.071 0.102 0.132 0.160 0.186 0.210 0.233 0.255 0.275 0.295 0.313 0.331 0.347 0.363 0.200 0.038 0.074 0.107 0.138 0.167 0.194 0.219 0.242 0.265 0.286 0.306 0.324 0.342 0.359 0.375 0.210 0.040 0.077 0.112 0.144 0.174 0.201 0.227 0.251 0.274 0.296 0.316 0.335 0.353 0.370 0.387 0.220 0.042 0.081 0.117 0.150 0.180 0.209 0.235 0.260 0.284 0.306 0.326 0.346 0.364 0.381 0.398 0.230 0.044 0.084 0.121 0.155 0.187 0.216 0.244 0.269 0.293 0.315 0.336 0.356 0.374 0.392 .408 0.240 0.046 0.088 0.126 0.161 0.194 0.224 0.251 0.277 0.302 0.324 0.346 0.365 0.384 0.402 0.419 0.250 0.048 0.091 0.130 0.167 0.200 0.231 0.259 0.286 0.310 0.333 0.355 0.375 0.394 0.412 0.429 0.260 0.049 0.094 0.135 0.172 0.206 0.238 0.267 0.294 0.319 0.342 0.364 0.384 0.403 0.421 0.438 0.270 0.051 0.097 0.139 0.178 0.213 0.245 0.274 0.302 0.327 0.351 0.373 0.393 0.412 0.431 0.448 0.280 0.053 0.101 0.144 0.183 0.219 0.251 0.282 0.309 0.335 0.359 0.381 0.402 0.421 0.439 0.457 0.290 0.055 0.104 0.148 0.188 0.225 0.258 0.289 0.317 0.343 0.367 0.389 0.410 0.430 0.448 0.465 0.300 0.057 0.107 0.153 0.194 0.231 0.265 0.296 0.324 0.351 0.375 0.398 0.419 0.438 0.457 0.474 0.310 0.058 0.110 0.157 0.199 0.237 0.271 0.303 0.332 0.358 0.383 0.405 0.427 0.446 0.465 0.482 0.320 0.060 0.113 0.161 0.204 0.242 0.277 0.309 0.339 0.365 0.390 0.413 0.434 0.454 0.473 0.490 0.330 0.062 0.117 0.165 0.209 0.248 0.284 0.316 0.346 0.373 0.398 0.421 0.442 0.462 0.480 0.497 0.340 0,064 0.120 0.169 0.214 0.254 0.290 0.322 0.352 0.380 0.405 0.428 0.449 0.469 0.488 0.505 0.350 0.065 0.123 0.174 0.219 0.259 0.296 0.329 0.359 0.387 0.412 0.435 0.457 0.476 0.495 0.512 0.360 0.067 0.126 0.178 0.224 0.265 0.302 0.335 0.365 0.393 0.419 0.442 0.464 0.483 0.502 0.519 0.370 0.069 0.129 0.182 0.228 0.270 0.307 0.341 0.372 0.400 0.425 0.449 0.470 0.490 0.509 0.526 0.380 0.071 0.132 0.186 0.233 0.275 0.313 0.347 0.378 0.406 0.432 0.455 0.477 0.497 0.516 0.533 0.390 0.072 0.135 0.190 0.238 0.281 0.319 0.353 0.384 0.412 0.438 0.462 0.483 0.503 0.522 0.539 0.400 0.074 0.138 0.194 0.242 0.286 0.324 0.359 0.390 0.419 0.444 0.468 0.490 0.510 0.528 0.545

Tabela 3.11 - Queda de Tensão em Geradores Síncronos Onde: IP = Corrente de partida do motor

IN = Corrente nominal do gerador


100


EXEMPLO DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO EM GERADORES ENVOLVENDO VÁRIOS MOTORES

Dados necessários: a) Gerador GTA250MI33, 230 kVA, 440V Xd'= 16.3% (Xd'= 0.163pu) b) Motores de indução

b.1) 100 cv - 4 pólos - 440 V - IN = 120 A IP = 1056 A b.2) 75 cv - 4 pólos - 440 V - IN = 87,5 A IP = 647,5 A b.3) 25 cv - 4 pólos - 440 V - IN = 31,5 A IP = 271 A

c) Condição de recebimento de carga do gerador

c.1) Primeiramente parte o motor de 100 cv, utilizando chave compensadora com TAP de 65%

c.2) Outra condição seria a partida (com TAP de 65%) do motor de 75 cv, considerando que os motores de 100 e 25 cv estejam em funcionamento.

SOLUÇÃO: Cálculo da corrente do gerador:

A 302 = 440 . 3

230000 = IG

I - Cálculo da queda de tensão provocada pela partida do motor de 100cv (através de chave compensadora no Tap 65%) considerando os motores de 25 e 75cv desligados:

IN = 120A IP = 1056 A

Obs: Supor queda de tensão de 15% no gerador (estimativa inicial) Utilizando chave compensadora com TAP 65 % e queda de tensão no gerador de 15%

(0,85.0,65 = 0,55) obtemos, da figura 3.49:

K1 = 0,45 K1 . IP = IP 100%65% motor

A 475 = 0,45 . 1056 = IP 65% motor Mas, em se tratando de chave compensadora teremos que referir a corrente de partida do

motor (secundário da chave compensadora) ao gerador (primário da chave compensadora).


101


0,65 = IPIP =

IIP

65% motor

ref. motor

sec

prim

0,65 . IP = IP 65% motorref. motor A 309 = 0,65 . 475 = IP ref. motor

1,023 = 302309 =

IIP

g

ref motor

11,09%=V∆ Teremos uma queda de tensão de:

14,29% = 100 . 1,023 . 0,163 + 1

1,023 . 0,163 = 100 . IP/IN] . dX[ + 1

IP/IN . dX = V′

′∆

Refazendo o cálculo (1a iteração) para queda de tensão no gerador de 14,29%, temos:

0,46 = K1 0,56 = 0,1429) - (1 . 0,65 → K1 . IP = IP 100%65% motor

486A = 0,46 . 1056 = IP 65% motor 0,65 . IP = IP 65% motorref. motor 316A = 0,65 . 486 = IP ref. motor

1,046 = 302316 =

IgIP ref. motor

Teremos uma queda de tensão de:

14,57% = 100 . 1,046] . [0,163 + 1

1,046] . [0,163 = 100 . IP/IN] . dX[ + 1

IP/IN] . dX[ = V′

′∆

II - Cálculo da queda de tensão provocada pela partida do motor de 75cv (através de chave compensadora no Tap 65%), considerando que os motores de 100 e 25cv já estejam em funcionamento: II.1 - Contribuição individual do motor de 75cv - IN = 87,5 A IP = 647,5 A Supondo queda de tensão inicial de 15% e utilizando chave compensadora com TAP

65%: 0,65 . 0,45 . 647,5 = IP 65%ref. motor

189A = IP 65%ref. motor

0,627 = 302189 =

IgIP ref. 65% motor


102


A queda de tensão que ocorrerá, considerando somente a partida do motor de 75cv será:

100% . 0,627] . [0,163 + 1

0,627 . 0,163 = V∆

9,27% = V∆ II.2 - Contribuição dos motores de 100 e 25cv quando da partida do motor de 75cv: Nota: o processo de cálculo é iterativo e segue o roteiro mostrado abaixo: II.2.1 - Valor suposto de queda = 15%. Do gráfico da figura 3.50, obtemos a variação da corrente dos motores em carga. Para o caso em questão temos ∆i = 0,26 Logo, os acréscimos de corrente dos motores serão: • Motor de 100cv (IN = 120 A - 440 V):

Acréscimo = ∆i . 120 = 0,26 .120 Acréscimo = 31,2 A

30231,2 =

IgAcrésscimo = (M100) i∆

0,103=i(M100)∆ • Motor de 25cv (IN = 31,5 A - 440 V):

Acréscimo = 0,26 . 31,5 Acréscimo = 8,2 A

0,027 = 3028,2 = (M25) i∆

Cálculo da queda

_i(M25) + _i(M100) + (M75) IgIP =

INIP

0,027 + 0,103 + 0,627 = INIP

0,757 = INIP

100 . 0,163] . [0,757 + 1

0,163 . 0,757 = V∆

%V 11=∆

Como supomos ∆V = 15% e resultou numa queda de 11% refaremos o cálculo:


103


II.2.2 - Admitindo queda de 11%, da figura 3.50, ∆i = 17% Motor de 100cv à ∆i(M100) = 0,067 Motor de 25cv à ∆i(M25) = 0,018

i(M25) + i(M100) + (M75) IgIP =

INIP

∆∆

0,712 = INIP

0,018 + 0,067 + 0,627 = INIP

100% . 0,163] . [0,712 + 1

0,163 . 0,712 = V∆

10,4%=V∆ Então, como o ∆V estipulado é aproximadamente igual ao ∆V calculado. Poderemos

encerrar o cálculo CONCLUSÃO: Podemos observar que a contribuição dos motores já em

funcionamento não causaram um acréscimo muito significativo, neste caso, na queda geral.

3.5.5 SOBRECARGA Segundo as normas VDE 530 ou ABNT os geradores síncronos devem fornecer 1,5

vezes a corrente nominal durante 15 segundos. Neste caso, através de sua regulagem, deve-se manter a tensão muito próxima da nominal.

Para utilização a bordo de navios, os geradores devem fornecer 1,5 vezes a corrente nominal, durante 2 minutos.

No caso da linha TELEBRÁS a sobrecarga admissível é de 1,1 vezes a corrente nominal durante 1 hora.

A sobrecarga momentânea em função da corrente, para máquinas de execução normal (tipos de catálogos), é mostrada na figura 3.51.


104


Figura 5.4.1 - Curva de Sobrecarga Momentânea em

função da Corrente (para máquinas normais)

3.5.6 SOBREVELOCIDADE As máquinas síncronas estão aptas, segundo a norma NBR 5052 a resistir a 1,2 vezes a

velocidade nominal durante 2 minutos. Nesta condição a máquina poderá ou não estar excitada.

3.5.7 CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO Sempre que se fizer uma conexão entre dois pontos com potenciais diferentes e baixa

resistência teremos um curto-circuito. Em regra geral, este acidente normalmente é prejudicial ao circuito elétrico.

As correntes de curto-circuito nos sistemas podem ser calculados considerando as reatâncias com seus valores em percentual.

A corrente de curto-circuito máxima trifásica pode ser calculada pela seguinte expressão (xd'' em %):

(A) 100 x dx

I x 2,55 = M`XIcc F

′′

e a corrente eficaz de uma fase será:


105


(A) 100 x dx

I = I F

cceff ′′

A corrente de curto-circuito permanente, fica acima de 2 vezes a corrente nominal do

gerador, cujo ajuste é feita na fábrica. Como visto no item 3.5.4, o gerador deverá ser desligado o mais tardar após 5 segundos.

3.5.8 CONVERSÃO DE REATÂNCIAS É hábito dar-se as reatâncias de uma máquina como valor de referência por unidade

(pu). Como grandeza de referência vale a reatância nominal.

) ( I x 3

U = X

N

NN Ω

(pu) 1,0 = X N Se a mesma máquina for utilizada para um número maior de rotações e em vez de 60Hz,

outra tensão ou outra potência a reatância da máquina se modifica conforme a expressão abaixo:

X2 = X1 .(f2/f1) . SN2/SN1 . (UN1/UN2)2 Onde: X2 = reatância na base nova;

X1 = reatância na base velha; f2 = freqüência na base nova; f1 = freqüência na base velha; SN2= potência na base nova; SN1= potência na base velha; UN1= tensão na base velha; UN2= tensão na base nova.

OBS: Devemos lembrar que para geradores de catálogos só serão possíveis alterações na

rotação caso sejam de 50Hz para 60Hz. A variação de tensão só será possível para menos ou proporcionalmente a freqüência. No caso de variação de tensão para menos deverá ser reduzido também proporcionalmente a potência.

Exemplo: É dado um gerador de 850 kVA - 380 V - 50Hz. O gerador sem alteração

deverá passar a acionar com 60Hz e fornecer 1000kVA e 440V. Para 50 Hz e 850 kVA a reatância transitória obtida do cálculo foi de xd' = 21%. Que grandeza terá a reatância transitória para a nova condição de acionamento?

Solução:

Xd' 60Hz = Xd' 50Hz . 60/50 . 1000/850 .(380/440)2 Xd' 60Hz = 21 x 1,053 = 22%


106


3.5.9 PROTEÇÃO DO GERADOR Neste item trataremos de alguns aspectos relativos à proteção dos geradores, mas não

nos preocuparemos com características de projetos, pois estaria fora do objetivo desta apostila. Sobre certas condições anormais de funcionamento do gerador, poderemos ter valores

elevados de tensão terminal. Isto pode ocorrer, por exemplo, com o disparo na rotação da máquina primária, ou quando a referência de tensão terminal (do regulador) é interrompida. Nestes casos o gerador deve ter uma supervisão da tensão de modo a desexcitar a máquina. Geradores com regulagem de tensão independente da freqüência, acionados com rotações abaixo de 90% de sua rotação nominal, durante um período prolongado, devem ser desligados.

Se o gerador estiver alimentando uma rede, e ocorrer um curto-circuito na mesma, ocorre uma situação crítica no momento em que o curto é desfeito e a tensão é restabelecida. A potência fornecida pelo gerador, certamente não corresponderá a mesma antes do curto-circuito, desta maneira, através do torque acionante, teremos uma aceleração ou um retardamento. Nestas condições, as tensões não estarão mais em fase. Conforme a duração do curto e devido ao ângulo de defasagem, aparecem fortes processos de reajustes, que podem ser comparados aos de uma saída de sincronismo. Como conseqüência, podem aparecer danos nos acoplamentos, nas bases, bem como no circuito de excitação. Desta maneira, ocorrendo curto na rede, se a tensão cair para 50% da nominal, o gerador deve ser imediatamente desacoplado da rede.

3.5.10 REGIME DE SERVIÇO É o grau de regularidade da carga a que o gerador é submetido. O gerador é projetado

para regime contínuo, isto é, a carga é constante, por tempo indefinido, e igual à potência nominal da máquina.

A indicação do regime da máquina deve ser feita pelo comprador, da forma mais exata possível. Nos casos em que a carga não varia ou nos quais varia de forma previsível, o regime poderá ser indicado numericamente ou por meio de gráficos que representem a variação em função do tempo das grandezas variáveis. Quando a seqüência real dos valores no tempo for indeterminada, deverá ser indicada uma seqüência fictícia não menos severa que a real.

3.5.10.1 REGIMES PADRONIZADOS Os regimes que serão citados foram definidos em vista especialmente na aplicação de

geradores, (por exemplo S1, S2 e S3): a) Regime S1 Funciona à carga constante de duração suficiente para que se alcance o equilíbrio

térmico (figura 3.52) tN = Funcionamento em carga constante; θmáx = Temperatura máxima atingida durante o ciclo.


107


Figura 3.52 - Regime S1

b) Regime de Tempo Limitado (S2) Funciona à carga constante, durante um certo tempo, inferior ao necessário para atingir

o equilíbrio térmico, seguido de um período de repouso de duração suficiente para restabelecer a igualdade de temperatura com o meio refrigerante (figura 3.53).


tN = Funcionamento em carga constante θmáx = Temperatura máxima atingida durante o ciclo c) Regime Intermitente Periódico (S3) Sequência de ciclos idênticos , cada qual incluindo um período de funcionamento a

carga constante e um período de repouso durante um ciclo de regime e no qual a corrente de partida não afeta de modo significante a elevação de temperatura (figura 3.54).

tN = Funcionamento em carga constante tR = Repouso θmáx = Temperatura máxima atingida durante o ciclo


108


Fator de duração do cliclo (ED)

100% . t + t

t = EDRN

N


3.5.11 DIAGRAMA DE CARGA Para se operar seguramente um gerador devemos conhecer os limites de operação da

máquina. Estes limites podem ser determinados pela potência da máquina acionante, estabilidade de funcionamento, excitação do campo, e limite térmico do gerador. Estas condições são todas analisadas através do diagrama de carga(figura 3.56).

Neste diagrama podemos analisar a área dentro do qual o gerador pode funcionar, podemos então avaliar as condições de operação da máquina.

A construção do diagrama não será analisada neste trabalho, apenas, com base nos diagramas obtidos, são tecidos comentários dos limites do gráfico.

O limite da máquina acionante é definida pela potência útil entregue pelo gerador, e determinada pelo limite da máquina (linha FD do gráfico).

O limite de estabilidade é determinado pela curva BC, onde é definido a máxima potência (ângulo de carga máxima δ da figura 3.55.

Com a redução da excitação (carga capacitiva descrito no item 3.2.3.c).


109


Figura 3.55 - Ângulo de carga máximo δ

Figura 3.56 - Diagrama de Carga de Máquinas

Síncronas (Curva de Capabilidade) Ao atingir a excitação zero teremos somente a potência que depende do conjugado de

relutância, e na variação se faz com dobro do ângulo de carga δ (conforme descrito no item. 3.2.6.). Para excitação zero, o ângulo de carga seria 45o para a máxima potência. Este limite pode ser visto na curva AB.

O limite térmico da armadura é determinado pelas perdas no estator e a capacidade de ventilação da máquina. As perdas preponderantes são as joules, ocasionadas pela corrente de armadura (curva CD). O limite térmico do rotor é determinado pela corrente de excitação, e ocorre na região de carga indutiva, onde serão necessários fortes excitações (curva DE).


110


O gerador deverá ser capaz de operar com uma variação de ± 10% de tensão. A redução de tensão reduzirá a capacidade de fornecer potência reativa capacitiva,

aquecerá o estator e aumentará o ângulo de carga. Por outro lado, o aumento da tensão provocará maior estabilidade (carga capacitiva), menor ângulo de potência, e maior aquecimento do enrolamento de excitação.

Para uma utilização segura do gerador, todos os pontos de operação deverá estar na região interna do diagrama de carga, observando-se a máxima potência ativa e reativa. Podemos observar no gráfico que a maior limitação se encontra na região de cargas capacitivas. Estas porém não correspondem a condição de funcionamento.

Os geradores de baixa tensão tem sua principal aplicação na ligação de equipamentos industriais ou aplicações específicas como telecomunicações, onde teremos cargas normalmente de caráter indutivo e não lineares.

Nestas condições o gerador estará sob forte excitação. O limite de carga capacitiva se faz necessário para grandes geradores ligados a longas

linhas de transmissão abertas, por estas se tornarem cargas capacitivas.

3.5.12 OPERAÇÃO EM PARALELO DE GERADORES Durante um ciclo de operação de um gerador, ele pode ser exigido, ora em sua potência

nominal e ora em valores menores que o nominal. Quando o gerador está sendo pouco exigido, o seu rendimento e da máquina acionante

caem. Por este motivo, entre outros, e pelo fato de termos uma maior segurança de fornecimento de energia pode-se optar pela operação em paralelo de geradores. Quando da ligação de geradores em paralelo devemos observar:

1) A tensão do gerador a ligar seja igual à tensão da rede; 2) O ângulo de fase de tensão gerada pelo gerador corresponde a das barras da rede a

que é ligado; 3) As freqüências dos sistemas a ligar devem ser praticamente iguais; 4) A ordem de seqüência das fases nos pontos a ligar deve ser mesma. Ligando-se geradores em paralelo, a distribuição da potência ativa depende do

conjugado acionante, enquanto que a corrente reativa, depende da excitação de cada gerador. As máquinas acionantes mostram uma tendência de queda de rotação com o aumento da potência ativa, isto é necessário para termos uma distribuição estável da potência ativa. Da mesma maneira, para termos uma distribuição estável de reativos, devemos ter uma diminuição na excitação do gerador, com aumento dos reativos. Isto pode ser mostrado na figura 3.57, onde a curva características da tensão é decrescente.

Figura 3.57- Distribuição estável de reativos


111


Para conseguirmos diminuir a excitação é preciso fornecer ao regulador um sinal de corrente com parte reativa. Isto é conseguido, utilizando um transformador estático Bf1 (com relação IN:1) e a reatância estática Br2 (2,3Ω) figura 3.59. Com a tensão obtida entre as fases U e W e com o transformador estático que está na fase V, consegue-se enviar ao regulador um valor proporcional, da tensão gerada o qual é a soma geométrica de uma tensão proporcional à tensão U-W e a tensão na resistência estática (figura 3.58).

Figura 3.58 - Análise geométrica da tensão gerada

Figura 3.59 - Operação em Paralelo de Geradores

Como podemos ver na figura 3.58, a soma geométrica das duas tensões é máxima

quando o gerador fornece corrente reativa. Com carga puramente resistiva, a soma geométrica


112


quase não desvia da tensão proporcional entre U e W. Logo, um aumento na potência reativa, faz com que o gerador "veja" um aumento do valor atual da tensão do gerador, teremos então uma diminuição da corrente de excitação provocando estabilidade na tensão terminal.

Normalmente a influência estática da corrente reativa será escolhida tal que, para uma corrente reativa da ordem de grandeza da corrente nominal do gerador corresponde a uma qued a na tensão de aproximadamente 5%.

DIVISÃO DE POTÊNCIA ATIVA Para dois geradores operando em paralelo, se a carga é aumentada, existe uma redução

em suas velocidades, a qual é sentida pelo sistema de controle de velocidade da máquina primária. O regulador de velocidade age para reestabelecer a velocidade normal. A divisão de carga entre dois geradores é determinada pelas características do regulador de velocidade da máquina primária.

Se um sistema tem características de velocidade tipo "a" (figura 3.60) e outro tipo "b", eles irão dividir a carga numa proporção Pa e Pb quando estiverem operando em uma velocidade S. O controle de carga em uma unidade é conseguida, ajustando as características do regulador de velocidade para cima ou para baixo.

Figura 3.60 - Característica de velocidade

DIVISÃO DE (VA) REATIVOS: A tensão aplicada em uma carga conectada à dois geradores é determinada pela

excitação total nos mesmos. Geradores idênticos com reguladores de velocidade de suas máquinas primárias com

características iguais, dividem cargas igualmente e se possuírem mesma excitação dividem VA reativos iguais. Cada gerador opera com mesmo FP. Um acréscimo de excitação de um dos geradores irá causar um aumento na tensão do sistema e este gerador irá suprir uma maior parcela dos VA reativos.

Um decréscimo na excitação do outro gerador fará com que a tensão terminal volte ao valor original, mas irá agravar a diferença na divisão dos VA reativos.

Ajustes da excitação do gerador então, determinam não só a tensão aplicada à carga mas também a divisão de reativos entre os geradores.


113


3.5.13 CÁLCULO DA BOBINA DE ATERRAMENTO DO PONTO ESTRELA DE GERADORES

Quando ligamos cargas monofásicas em geradores trifásicos, principalmente se estas

ligações forem desequilibradas, teremos uma influência considerável da terceira harmônica. Por conseqüência, teremos circulação de corrente de seqüência zero pelo circuito. Para conseguirmos eliminar ou diminuir este efeito, deve-se utilizar uma reatância limitadora da corrente no neutro aterrada do gerador.

Esta reatância pode ser calculada da seguinte forma:

0,3 . In 3

Un = Xdr

Onde: UN = tensão nominal do gerador;

IN = corrente nominal de fase do gerador. Ainda devemos observar: a) A bobina deverá ter característica linear até 0,3 x In; b) Deverá resistir termicamente a 0,4 x In.


114


3.6 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

3.6.1 COMPONENTES PRINCIPAIS O gerador completo, pode ser desmontado numa série de unidades funcionais, que são

mostradas a seguir. A composição dos geradores depende do tipo de máquina (linha GTA ou linha S).

3.6.1.1 ESTATOR DA MÁQUINA PRINCIPAL A carcaça é de aço calandrado (GTA) ou chapa soldada (S). O pacote de chapas do

estator, com seu respectivo enrolamento, está assentado sobre as nervuras da carcaça. Os enrolamentos são normalmente produzidos para classe de isolamento F ou H e são

fixadas por uma cunha de fechamento, composta de material isolante. As cabeças dos enrolamentos são fortalecidas para que possam resistir a choques e

vibrações (figura 3.61).

3.6.1.2 ROTOR DA MÁQUINA PRINCIPAL O rotor acomoda o enrolamento de campo, cujos pólos são formados por pacotes de

chapas. Um enrolamento em gaiola, para amortecimento compensa serviços em paralelo, e com carga irregular.

3.6.1.3 ESTATOR DA EXCITATRIZ PRINCIPAL A excitatriz principal é um gerador de corrente trifásica de pólos salientes, e está presa à

placa do mancal não acionado por vários parafusos (figura 3.61). Os pólos salientes acomodam as bobinas de campo, que são ligadas em série, sendo que sua extremidade é levada ao bloco de conexão na caixa de bornes.

3.6.1.4 ROTOR DA EXCITATRIZ PRINCIPAL E DIODOS RETIFICADORES GIRANTES O rotor da excitariz principal está montado sobre o eixo da máquina principal. O rotor é

laminado e suas ranhuras abrigam um enrolamento trifásico ligado em estrela. O ponto comum desta ligação estrela é inacessível. De cada ponto da ligação estrela saem dois fios para os retificadores girantes, assentados os suportes dissipadores. Dos dois fios, um é ligado ao retificador sobre o suporte positivo e o segundo, ao mesmo retificador sobre os suporte negativo.


115


3.6.1.5 EXCITATRIZ AUXILIAR Somente na linha SP - A excitatriz auxiliar é uma máquina de pólos externos. Seu rotor

é constituído por imãs, que são seus pólos de excitação. O estator, constituído de chapas, possui um enrolamento trifásico, e encontra-se no lado não acionado.

3.6.1.6 ENROLAMENTO AUXILIAR (OU BOBINA AUXILIAR) É um bobinado auxiliar monofásico, que fica alojado em algumas ranhuras do estator

pricipal. Sua função é fornecer potência para alimentar o campo da excitatriz principal, regulado

e retificado pelo regulador de tensão.

3.6.2 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO Quando o fabricante projeta um gerador e o oferece à venda, ele tem que partir de certos

valores adotados para: - características de carga alimentada; - condiçoes em que o gerador irá funcionar. O conjunto desse valores constitui as "características nominais" do gerador. A maneira

pela qual o fabricante comunica estas informações ao cliente, é através da placa de identificação do gerador (figura 3.62).

Figura 3.62 - Placa de identificação


116


3.6.3 NORMAS Evidentemente é impossível colocar na placa de identificação todas as informações por

extenso, de modo que é preciso recorrer a certas abreviações. Além disso é preciso que os valores apresentados sejam objetivos e não dêem margem diversas sobre seu significado ou limites de variação.

Para isto, o fabricante tecnicamente apto recorre a Normas Técnicas que padronizam as abreviações e símbolos e também estabelecem de uma só maneira o significado e os limites de validade dos valores declarados. Os geradores WEG são fabricados segundo as normas ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) e as normas internacionais da IEC (International Eletrotechnical Commission).

3.6.4 PINTURA - GERADORES PARA APLICAÇÃO GERAL A pintura destes geradores consiste em duas camadas: • Fundo: após a limpeza, as peças são pintadas com tinta fundo alquídica, aplicada por

imersão. A espessura da película seca é de, no mínimo, 30µm. • Acabamento: a pintura final, feita após a máquina completamente montada, consiste

de uma demão de esmalte sintético alquídico, aplicado com pistola. A espessura da película seca é de , no mínimo, 30µm.

3.6.5 TERMINAIS DE ATERRAMENTO O aterramento tem a finalidade de proteger os operadores de máquinas elétricas ou de

máquinas acionadas pelo mesmo, contra possíveis curto-circuitos entre uma parte energizada e carcaça da máquina. Esta proteção se dá pelo oferecimento de um caminho mais fácil para o fluxo de corrente, desviando-a desta forma do operador da máquina. O sistema de aterramento se localizará normalmente no pé direito do lado da caixa de ligação.

3.6.6 FORMA CONSTRUTIVA Os geradores WEG são construídos nas formas construtivas B15 (single bearing),

B5/B3, conforme pode ser observado no catálogo de geradores. As formas construtivas D5 e D6 são, normalmente, utilizadas em geradores de grande

porte utilizados principalmente em hidro e turbogeração. Para linha GTA as formas construtivas padrões normalmente oferecidas são: • Mancal único com acoplamento por discos flexíveis (B15T); • Mancal duplo com acoplamento por flange (B5/B3T).


117


Figura 3.61 - Partes integrantes do gerador GTA

Figura 3.63 - Forma construtiva B15T (GTA)


118


Figura 3.64 - Forma construtiva B5/B3T (GTA)

Figura 3.65 - Forma construtiva B3 (Linha S, fechado com trocador de calor ar-ar)


119


Figura 3.66 - Forma construtiva B5/B20 (antiga linha DKB)

Figura 3.67 - Forma construtiva D5 (linha S, com trocador de calor ar-água)


120


Figura 3.68 - Forma construtiva D6 (linha S, máquina aberta)

3.6.7 CONDIÇÕES USUAIS DE SERVIÇO Dentre as informações padronizadas por norma que não precisam ser declaradas por

extenso na placa de identificação, estão as condições sob as quais o gerador foi feito para funcionar, ou seja, as "condições usuais de serviço". Se o gerador for comprado para trabalhar em condições especiais, o fato deve ser claramente indicado no pedido. As condições usuais de serviço são:

a) Meio refrigerante (na maioria dos casos o meio ambiente) de temperatura não superior a 40ºC e isento de elementos prejudiciais ao gerador;

b) Localização à sombra; c) Altitude não superior a 1000 m sobre o nível do mar.


121


3.7 SELEÇÃO DE GERADORES

3.7.1 CARACTERÍSTICAS NECESSÁRIAS PARA A CORRETA SELEÇÃO Para a correta especificação do gerador, são necessárias as seguintes informações na fase

da consulta:

1) Potência nominal (kVA) 2) Tipo de refrigeração (Aberto, Troc. ar-ar ou Troc. ar-água) 3) Rotação (no de pólos) 4) Fator de Potência 5) Tensão nominal 6) Número de fases (Trifásico ou Monofásico) 7) Freqüência de operação (Hz) 8) Tipo de excitação: - sem escovas - sistema com escovas com excitatriz estática 9) Grau de proteção 10) Forma construtiva 11) Temperatura ambiente 12) Altitude 13) Tipo de aplicação: Industrial, Telecomunicações, Naval, Marinizado 14) Característica da carga. Ex: partida de motores de indução 15) Faixa de ajuste da tensão 16) Precisão da regulação 17) Acessórios 18) Sobrecargas ocasionais 19) Tensão de alimentação dos aquecedores internos 20) Tipo de regulação (U/f constante ou U constante) 21) Tipo de acoplamento 22) Máquina acionante

3.7.2 PRINCIPAIS APLICAÇÕES DE GERADORES Devido a sua simplicidade na instalação e manutenção os geradores são muito utilizados

como pequenos centros de geração de energia, pr incipalmente no interior onde as redes de distribuição de energia elétrica ainda não estão presentes. Por exemplo, em fazendas, vilarejos, unidades repetidoras de telecomunicações, etc.

É usado como NO-BREAK (fornecimento sem interrupção ou de emergência) em hospitais, centrais de computação, centros de comandos de sistemas, telecomunicações, aeroportos, etc.

Outra aplicação típica é o uso de geradores agrupados a motores para a transformação de freqüência ou tensão e conversores rotativos.


122


3.7.2.1 CONVERSÃO DE FREQÜÊNCIA • Acoplamento a redutor com motor e gerador síncrono (relação de engrenagens); • Acoplamento por correia com motor assíncrono e gerador síncrono (relação de

polias); • Acoplamento direto (no mesmo eixo) com motor síncrono de 12 pólos e gerador

síncrono de 10 pólos ou múltiplos destes (relação de pólos).

Figura 3.69 - Acoplamento entre motor assíncrono e gerador 60/50 Hz

Características: As vantagens da conversão de freqüência com máquinas girantes sobre a conversão

estática de estados sólido, são: • Melhor forma de onda de tensão; • Sofre pouca influência nas variações da tensão da rede; • Mantém a tensão no gerador durante uma breve falta na rede com o uso de um

volante de inércia no eixo; • Freqüência tão constante como a da rede de alimentação quando usado um motor

síncrono; • Pequena influência dos consumidores na rede de alimentação.

Figura 3.70 - Acoplamento entre motor CA e gerador


123


Aplicações: • Equipamentos militares; • Equipamentos portuários em geral; • Laboratório de ensaio de máquinas; • Acionamento de equipamentos importados.

3.7.2.2 CONVERSÃO DE CORRENTE

Figura 3.71 - Conversor de corrente CC/CA

Possibilidades: a) Acoplamento direto de motor cc com gerador síncrono; b) Acoplamento direto de motor cc com gerador síncrono, mais um volante de inércia

opcional. Características: • A freqüência do gerador varia em função da carga, pois o motor CC apresenta

variações na rotação. Para uma rotação constante, o sitema de regulagem é mais complexo;

• Mantém a tensão gerada durante breve interrupção da rede CC (Ex: nas comutações) quando usado um volante de inércia no eixo;

• Pode-se obter tensão gerada com distorção harmônica menor que 3%; • É ideal para uso em NO-BREAK's, pois o motor pode ser alimentado pela rede CA

por intermédio de um conversor estático e na falta da rede, a alimentação é fornecida pelo banco de baterias.

Aplicações: • Navios com rede de alimentação em CC; • Laboratórios; • Clínicas/hospitais; • Subestações de grande porte;


124


• Centrais de energia elétrica; • Refinarias; • Sistemas NO-BREAK's, etc.

3.7.2.3 NO-BREAK a) Bateria: funciona como sistema de fornecimento de energia ininterrupta, composta

basicamente por motor CC, gerador síncrono, volante de inércia, base comum de montagem e banco de baterias;

b) No-Break Diesel: como no caso anterior funciona como sitema de energia ininterrupta, composta basicamente de gerador síncrono, volante de inércia, acoplamento eletromagnético, motor diesel e base comum (Fig. 7.2.5).

As principais aplicações são: • Estações de rádio e televisão; • Centro de processamento de dados

Figura 3.72 - Sistema de alimentação ininterrupta

Poderá ser associado a rede um grupo diesel de emergência para assegurar tempo de

operação ilimitado.

Figura 3.73 - Sistema de alimentação ininterrupta com motor Diesel


125


3.7.2.4 SHORT-BREAK DIESEL Funciona como sistema de suprimento de energia com interrupção momentânea (0,1 a

1s), ao faltar a rede. É composto basicamente por: motor de indução, gerador síncrono, volante de inércia, acoplamento eletromagnético, motor diesel e base comum de montagem (figura 3.74).

Figura 3.74 - Short-break diesel

Assegura o fornecimento de energia com tempo ilimitado, mas com pequena

interrupção e queda de velocidade durante a partida do motor diesel, que é auxiliada pelo volante de inércia.

As aplicações principais são: controle de tráfico de ruas, vias férreas, salas operatórias, etc.

3.7.2.5 GERADORES PARA CPD

Figura 3.75 - Acoplamento entre motor-gerador

O motor síncrono recebe energia da rede de alimentação e aciona o gerador síncrono

que fica separado e eletricamente isolado da rede. Mesmo que a rede apresente transientes de centenas de volts, severas sub ou sobretensões e ainda descontinuidades (faltas) de até 120 ms, o grupo motor-gerador alimentará o equipamento eltrônico com tensão limpa e estabilizada.


126


3.7.2.6 GERADORES LINHA INDUSTRIAL Os geradores da linha industrial são considerados geradores tipo standart e apresentam

as seguintes carcaterísticas básicas para o tipo GTA: • Tensão nominal 220/380/440, 220/440 ou 380 V; • Comportamento estacionário da tensão entre vazio e plena carga e para fator de

potência entre 0,8 e 1,0 de • 0,5%; • Queda de tensão admissível igual a 5%; • Ajuste do valor de referência de • 5%; • Comportamento dinâmico da tensão: tempo de regulagem em média de 200 a 700

ms na ligação da carga nominal, com uma queda de tensão de 12 a 20% dependendo da máquina;

• Distorção harmônica entre fases menor que 5%; • Carga assimétrica máxima igual a 30%; • Sobrecargas momentâneas igual a 2,0 x IN durante 20 s; • Corrente de curto-circuito permanente de 3 x IN; • Normas aplicáveis VDE, ABNT e IEC.

3.7.2.7 GERADORES PARA TELECOMUNICAÇÕES (PADRÃO TELEBRÁS) Os geradores síncronos tipo TELECOMUNICAÇÕES são fabricados conforme

especificações da norma Telebrás. As aplicações mais comuns são: Grupos Diesel de emergência para centrais telefônicas, repetidoras, radares, sistemas de

rádio, aeroportos e outras cargas típicas. Vantagens: • Não utilizam escovas, conseguindo-se com isso manutenção reduzida, solicitando

cuidados apenas na lubrificação dos rolamentos; • Não introduzem rádio-interferência pelo mau contato das escovas; • Deformações da forma de onda gerada, provocadas pelas cargas, não interferem na

regulação, pois o regulador é alimentado por uma excitatriz auxiliar, independente da tensão de saída;

• Admitem facilmente o controle manual da tensão. • Características técnicas • Normas aplicáveis: VDE, ABNT, IEC e TELEBRÁS; • Forma construtiva B5/B3T; • Reatância subtransitória de eixo direto (Xd'') menor que 12%; • Distorção harmônica total menor que 3% para carga linear; • Precisão de regulação de tensão ± 0,5% para qualquer valor de carga com fator de

potência entre 0,8 e 1,0.; • Transitório de tensão para degrau de 100% da carga igual a ± 10% da tensão

nominal; • Tempo de resposta para recuperar a tensão menor que 0,5 segundos;


127


• Variações de ± 5% na rotação do motor diesel não prejudicam a regulação da tensão;

• Faixa de ajuste da tensão nominal pelos potenciômetros: ajuste normal ± 15%, ajuste fino ± 5%;

• Sobrecarga admissível: 10% durante 1 hora a cada 6 horas, 200% por 15 segundos a cada 1 hora.

3.7.2.8 GERADORES ALIMENTANDO CARGAS DEFORMANTES Nas aplicações com uso de geradores não podemos deixar de citar as cargas do tipo não

lineares, que levam a certas considerações na utilização das máquinas. Cargas ditas deformantes são tipos de cargas com comportamento não linear de corrente

e/ou tensão e ainda, dependendo do tipo, com grande quantidade de harmônicos. A forma de onda das correntes dessas cargas não é senoidal, o que ocasiona uma corrente que não traduz a nominal solicitada pelo equipamento. Atualmente este tipo de carga encontra-se presente em muitas aplicações industriais, comerciais e residenciais e como tal deve ser determinada para uma condizente aplicação do gerador.

Alguns exemplos de cargas deformantes: • Equipamentos eletrônicos (no-break’s, computadores, fontes, carregadores de

bateria, conversores de frequência, reatores eletrônicos); • Máquinas com bobinas e núcleos de ferro que normalmente trabalham saturadas

(motores, transformadores, máquinas de solda, reatores); • Fornos a arco. • A alimentação desses tipos de cargas pelos geradores pode causar alguns

inconvenientes nas máquinas e também em seus sistemas, conforme seguem: • Aquecimento excessivo dos enrolamentos estatóricos e barras de amortecimentos,

devido ao aumento das perdas no cobre; • Aquecimento das chapas do estator e rotor, devido ao aumento das perdas no ferro; • Correntes de neutro excessivas, ocasionadas por desbalanceamentos; • Sobredimensionamento de cabos, quadros, proteções, etc. • Devido às observações acima deve-se, antes da aplicação, elaborar um estudo das

cargas e realizar um levantamento do teor e conteúdo de harmônicos do sistema a ser atendido pelo gerador.

• Com os resultados desse estudo e sua interpretação, pode-se tomar alguns cuidados nos geradores a serem utilizados, entre eles:

• Utilização de uma máquina mais robusta, com potência equivalente maior, o que se traduz principalmente em menor reatância e consequentemente menor queda de tensão e menos aquecimento;

• Utilização de máquina com passo de bobinagem 2/3, para cargas com alto teor de 3a harmônica.


128


3.8 ENSAIOS Os ensaios são agrupados em ENSAIOS DE ROTINA, ENSAIOS DE TIPO E

ENSAIOS ESPECIAIS, realizados conforme norma VDE 530 e NBR 5052. Outros ensaios não relacionados poderão ser realizados mediante consulta previa.

3.8.1 ENSAIOS DE ROTINA • Resistência ôhmica dos enrolamentos; • Resistência do Isolamento; • Tensão Elétrica Aplicada ao Dielétrico; • Seqüência e Equilíbrio de Fases; • Saturação em Vazio; • Em Vazio com Excitação própria (Regulador de Tensão); • Curto-Circuito Trifásico Permanente.

3.8.2 ENSAIOS DE TIPO • Ensaios de Rotina; • Elevação de Temperatura; • Sobrevelocidade; • Reatância Subtransitória do Eixo Direto.

3.8.3 ENSAIOS ESPECIAIS • Relação de Curto Circuito Trifásico Permanente; • Manutenção da Corrente em Curto-Circuito; • Desempenho do Regulador de Tensão; • Distorção Harmônica; • Rendimento; • Vibração; • Nível de Ruído; • Determinação do fator de Interferência Telefônica (para Teleco); • Determinação das características em "V" de máquinas síncronas. OBS: Os ensaios serão limitados a potência de 500 kVA. Para as potências superiores os

resultados serão extrapolados.


129


3.9 COLETÂNEA DE FÓRMULAS Fem induzida v)(B^ sen. v . 1 . B = e [V]

Rotação Síncrona p

f . 120 = n [rpm]

Ligação triângulo 3 . If = I1 [A]

UL = Vf [V] Ligação estrela If = I1 [A]

3 . Uf = U1 [V] Potência 3 . I1 . U1 = S [VA]

Potência Eletromagnética δδ sen2xq1

2Uf . m + sen

xdUf . E . m = P

20

[W]

Potência do Acionamento (g)

100 . Pg(kW) = Pnη

[kW]

Queda de Tensão 100 . (Ip/In)] . dX[ + 1

(Ip/In) . dX = U%*

*

∆ [pu]

Conversão de Reatâncias )(Un1/Un2 . Sn2/Sn1. (f2/f1) . X1 = X2 2 [pu]

Corrente de Curto-Circuito 100 x dx

If = Icceff′′

[A]

% em dx 100 x dx

If x 2,55 = M`XIcc ′′′′

[A]


130


4 CARACTERISTICAS E ESPECIFICAÇÕES DE TRAN SFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO E FORÇA

4.1 INTRODUÇÃO O curso em questão refere-se a transformadores trifásicos, imersos em líquido isolante,

previstos para instalação interna ou externa, com capacidade até 30.000kVA, em freqüência de 60 Hz e especiais.

Destina-se este breve trabalho, a dar subsídios e esclarecimentos necessários para uma boa especificação de transformadores. Aliás, uma correta seleção implica diretamente na redução do custo do equipamento e nos prazos de recebimento e instalação.

Os transformadores WEG são projetados e construídos segundo normas ABNT, conforme as últimas edições vigentes.

Recomendamos, para aqueles que desejarem se aprofundar no estudo de transformadores, que tenham a disposição as seguintes normas:

• NBR 5356 - Transformadores de Distribuição para Postes e Plataformas Padronização; • NBR 5440 - Transformadores de Distribuição para Postes e Plataformas Padronização; • NBR 5380 - Transformador de Potência Método de Ensaio; • NBR 5416 - Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência Procedimento; • NBR 5458 - Eletrotécnica e Eletrônica Transformadores Terminologia.

É muito importante também, que o interessado tenha em mãos as publicações

específicas para transformadores, emitidas pela Concessionária de Energia da região onde será instalado o equipamento.


131


4.2 NOÇÕES FUNDAMENTAIS

4.2.1 TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES A energia elétrica, até chegar ao ponto de consumo, passa pelas seguintes etapas: a) Geração Onde a força hidráulica dos rios ou a força do vapor superaquecido é convertida em

energia nos chamados geradores. b) Transmissão Os pontos de geração normalmente encontram-se longe dos centros de consumo. Torna-

se necessário elevar a tensão no ponto de geração, para que os condutores possam ser de seção reduzida, por fatores econômicos e mecânicos, e diminuir a tensão próxima do centro de consumo, por motivos de segurança. O transporte de energia é feito em linhas de transmissão, que atingem até centenas de milhares de Volts e que percorrem milhares de quilômetros.

c) Distribuição Como dissemos acima, a tensão é diminuida próximo ao ponto de consumo, por

motivos de segurança. Porém, o nível de tensão desta primeira transformação, não é ainda o de utilização, uma vez que é mais econômico distribuí-la em média tensão. Então, junto ao ponto de consumo, é realizada uma segunda transformação, a um nível compatível com o sistema final de consumo (baixa tensão).

Como podemos notar, é imprescindível a manipulação do nível de tensão num sistema e potência, quer por motivos econômicos, quer por motivos de segurança, ou ambos. Isto é possível graças a um equipamento estático, de construção simples e rendimento elevado, chamado transformador.

A seguir, apresentamos esquematicamente um sistema de potência, onde temos geração, transmissão, distribuição e transformação de energia elétrica


132


Figura 4.1

4.2.2 TIPOS DE TRANSFORMADORES Sendo um equipamento que transfere energia de um circuito elétrico a outro, o

transformador toma parte nos sistemas de potência, para ajustar a tensão de saída de um estágio do sistema à tensão da entrada do seguinte. O transformador nos sistemas elétricos e eletromecânicos poderá assumir outras funções, como isolar eletricamente os circuitos entre si, ajustar a impedância do estágio seguinte à do anterior, ou todas estas finalidades citadas, ao mesmo tempo.

A transformação da tensão (e da corrente) é obtida graças a um fenômeno chamado Indução Eletromagnética, ao qual nos ateremos mais adiante.


133


4.2.2.1 DIVISÃO DOS TRANSFORMADORES QUANTO À FINALIDADE a) Transformadores de corrente; b) Transformadores de potencial; c) Transformadores de distribuição; d) Transformadores de força.

4.2.2.2 DIVISÃO DOS TRANSFORMADORES QUANTO AOS ENROLAMENTOS

a) Transformadores de dois ou mais enrolamentos; b) Autotransformadores.

4.2.2.3 DIVISÃO DOS TRANSFORMADORES QUANTO AOS TIPOS CONSTRUTIVOS

a) Quanto ao material do núcleo:

1) Com núcleo ferromagnético; 2) Com núcleo de ar.

b) Quanto a forma do núcleo:

1) Nuclear ou envolvido; 2) Encouraçado ou envolvente.

c) Quanto ao número de fases:

1) Monofásico; 2) Polifásico (principalmente o trifásico).

d) Quanto à maneira de dissipação de calor:

1) Parte ativa imersa em líquido isolante (transformador imerso); 2) Parte ativa envolta pelo ar ambiente (transformador a seco).

4.2.3 COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR O fenômeno da transformação é baseada no efeito da indução mútua. Veja a figura

abaixo, onde temos um núcleo constituído de lâminas de aço prensadas e onde foram construídos dois enrolamentos.


134


Figura 4.2

U1 = tensão aplicada na entrada (primária); N1 = número de espiras do primário; N2 = número de espiras do secundário; U2 = tensão de saída (secundário).

Se aplicarmos uma tensão U1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma

corrente IL alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também alternado.

A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o caminho de menor relutância.

Este fluxo originará uma força eletro motriz (f.e.m.) E1 no primário e E2 no secundário proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos, segundo a relação:

aNN

EE

==2

1

2

1

Onde: a = razão de transformação ou relação entre espiras. As tensões de entrada e saída U1 e U2 diferem muito pouco das f.e.m. induzidas E1 e E2

e para fins práticos podemos considerar:

aNN

UU

==2

1

2

1

Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação:

2211 NINI ⋅=⋅ ou

aNNII

==⋅ 121

2

Onde: I1 é a corrente no primário e I2 no secundário. Quando a tensão do primário U1 é superior à do secundário U2, temos um transformador

abaixador. Caso contrário, teremos um transformador elevador de tensão.


135


Para o transformador abaixador a > 1 e para o elevador de tensão a < 1. Cabe ainda fazer notar que sendo o fluxo magnético proveniente de corrente alternada,

este também será alternado, tornando-se um fenômeno reversível, ou seja, podemos aplicar uma tensão em qualquer dos enrolamento que teremos a f.e.m. no outro.

Baseando-se neste princípio, qualquer dos enrolamentos poderá ser o primário ou secundário. Chama-se de primário o enrolamento que recebe a energia e secundário o enrolamento que alimenta a carga.

4.2.4 SISTEMAS ELÉTRICOS Faremos uma rápida revisão de conceitos e fórmulas de cálculo, envolvidos nos

sistemas elétricos com o objetivo de reativar a memória e retirar da extensa teoria aquilo que realmente interessa para a compreensão do funcionamento e para o dimensionamento do transformador.

4.2.4.1 SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA MONOFÁSICA

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

fixa, como entre os pólos de uma bateria, varia com o tempo, mudando de sentido alternadamente, donde o seu nome. O número de vezes por segundo que a tensão muda de sentido e volta à condição inicial é a frequência do sistema, expressa em:

“Ciclos por segundo” ou “hertz”, simbolizada por “Hz”. No sistema monofásico, uma tensão alternada U (volts) é gerada e aplicada entre dois

fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (amperes).

Figura 4.3

4.2.4.1.2 TIPOS DE LIGAÇÃO Se ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta ligação poderá ser feita

de dois modos:


136


• Ligação em série (Figura 4.4): em que duas cargas são atravessadas pela corrente total ou de circuito. Neste caso, a tensão em cada carga será a metade da tensão do circuito.

• Ligação em paralelo (Figura 4.5): em que é aplicada às duas cargas, a tensão do

circuito. Neste caso, a corrente em cada carga será a metade da corrente total do circuito.

Figura 4.4

Figura 4.5

4.2.4.2 SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA TRIFÁSICA O sistema trifásico é formado pela associação de três sistemas monofásicos de tensões,

U1, U2 e U3 tais que a defasagem entre elas seja 120º, os “atrasos” de U2 e U1 em relação a U3 sejam iguais a 120º (considerando um ciclo completo 360º ). (Figura 1.4)

Ligando entre si os três sistemas monofásicos e eliminando os fios desnecessários, teremos um sistema trifásico de tensões defasadas de 120º e aplicadas entre os três fios do sistema.


137


Figura 4.6

4.2.4.2.1 TIPOS DE LIGAÇÃO a) Ligação Triângulo Chamamos tensões e correntes de fase as tensões e correntes de cada um dos três

sistemas monofásicos considerados, indicados por Uf e If. Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indica a Figura 4.7, podemos

eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.

Figura 4.7


138


A tensão em qualquer destes três fios chama-se tensão de linha (UL), que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se corrente de linha (IL).

Examinando o esquema da Figura 4.8, vê-se que: 1) À carga é aplicada a tensão de linha UL que é a própria tensão do sistema

monofásico componente, ou seja, UL = UF; 2) A corrente em cada fio de linha, ou corrente de linha IL é a soma das correntes das

duas fases ligadas a este fio, ou seja, I = If1 + If2. Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente, como

mostra a Figura 4.9. Pode-se verificar que:

ffL I,II ⋅=⋅= 73213

Figura 4.8 Figura 4.9 Exemplo: temos um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220 volts. A

corrente de linha medida é de 10 amperes. Ligando a este sistema uma carga trifásica composta de três cargas iguais ligadas em triângulo, qual a tensão e a corrente ligada em cada uma das cargas?

Temos Uf = UL = 220 volts em cada uma das cargas. IL = 1,732 x If, temos If = 0,577 x IL = 0,577 x 10 = 5.77 em cada uma das cargas. b)Ligação Estrela Ligando um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três restantes,

forma-se um sistema trifásico em estrela (Figura 4.10). Às vezes o sistema trifásico em estrela é a “quatro fios” ou “com neutro”.


139


O quarto fio é ligado ao ponto comum às três fases. A tensão de linha, ou a tensão nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidas do mesmo modo que na ligação triângulo.

Examinando o esquema da figura 4.11 vê-se que: 1) A corrente em cada fio da linha, ou corrente da linha IL = IF. 2) A tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica (Figura 4.12)

das tensões de duas fases às quais estão ligados os fios considerados, ou seja:

ffL U,UU ⋅=⋅= 73213

U V W

I1 I2 I3

Uf1 Uf2 Uf3

If1 If3If2

Figura 4.10

Figura 4.11


140


Figura 4.12

Exemplo: Temos uma carga trifásica composta de três cargas iguais, cada carga é feita

para ser ligada a uma tensão de 220 volts, absorvendo 5,77 ampéres. Qual a tensão nominal do sistema trifásico que alimenta esta carga em suas condições normais? (220 volts e 5,77 ampéres) Qual a corrente de linha?

Temos Uf = 220 volts (normal de cada carga).

UL = 1,732 x 380 volts IL = I f = 5,77 ampéres

c) Ligação Zig-Zag Este tipo de ligação é preferível onde existem desequilíbrios acentuados de carga. Cada fase do secundário, compõe-se de duas bobinas dispostas cada uma sobre colunas

diferentes, ligadas em série, assim a corrente de cada fase do secundário afeta sempre por igual as duas fases do primário.

Na Figura 4.13 temos um diagrama mostrando as ligações e os sentidos das correntes em cada enrolamento. Na Figura 4.14 temos o diagrama fasorial da ligação zig-zag.

Figura 4.13

O transformador torna-se mais caro, além do aumento de 15,5% no volume de cobre e é

mais trabalhosa a sua montagem.


141


Além de atenuar a 3 a harmônica oferece a possibilidade de 3 tensões: 220/127; 380/220V; 440/254V.

Figura 4.14

Supondo tensões de linha para V1 = 220/127V (Figura 4.15).

Figura 4.15

060 11 ∠+∠= VVVZZ onde 012 ∠= VV 01712760017127 ,,VZZ +∠= 0171271105163 ,j,VZZ +==

110527190 j,VZZ += 30220∠=ZZV tensão de fase

3803220 =⋅=ZZLinhaV Desta maneira com dois enrolamentos conseguimos em ligação Zig-Zag 380 / 220 V. Para obtermos 220/127V ligamos em paralelo as duas bobinas de uma mesma coluna e

para 440/254V ligamos as bobinas em série.


142


4.2.4.2.2 AUTOTRANSFORMADOR Possui estrutura magnética semelhante aos transformadores normais, diferenciando-se

apenas na parte elétrica, isto é, os enrolamentos do primário e secundário possuem um certo número de espiras em comum, Figura 4.16.

Figura 4.16

11 V

PI = 2

2 VPI =

21 III −=

A relação entre a tensão superior e a tensão inferior não deve ser superior a 3. É

reversível, pode ser abaixador ou elevador. Não possui comutador, quando tiver várias tensões, é dotado de painel de religação ou as diversas saídas podem ser diretamente nas buchas.

O autotransformador trifásico trifásico é realizado com agrupamento das fases em estrela.

Vantagens: • o deslocamento angular entre AT e BT é sempre nulo; • possibilidade de ligação do centro à terra a fim de eliminar o perigo de sobretensões

com respeito à terra linha BT.

4.2.5 POTÊNCIAS Em um sistema elétrico, temos três tipos de potências: potência aparente, a ativa e

reativa. Estas potências estão intimamente ligadas de tal forma que constituem um triângulo, o

chamado Αtriângulo das potências (Figura 4.17).


143


Figura 4.17 - Triângulo das potências

S = potência aparente, expressa em VA (volts-ampére) P = potência ativa ou útil, expressa em W (watt) Q = potência reativa, expressa em VAr (volt ampére reativa) ϕ = ângulo que determina o fator de potência.

4.2.5.1 POTÊNCIA ATIVA OU ÚTIL É a componente da potência aparente (S), que realmente é utilizada em um

equipamento, na conversão da energia elétrica em outra forma de energia. Num sistema monofásico:

)cos(IUP ϕ⋅⋅= Num sistema trifásico:

)cos(IUP FF ϕ⋅⋅⋅= 3 ou )cos(IUP LL ϕ⋅⋅⋅= 3

4.2.5.2 POTÊNCIA REATIVA É a componente da potência aparente (S), que não contribui na conversão de energia. Num sistema monofásico:

ϕ⋅⋅= senIUQ Num sistema trifásico:

ϕ⋅⋅⋅= senIUQ ff3 ou

ϕ⋅⋅⋅= senIUQ LL3 [Var]

4.2.6 POTÊNCIA APARENTE É a soma vetorial da potência útil e a reativa. É uma grandeza que para ser definida,

precisa de módulo e ângulo, características do vetor. Módulo: 22 QPS += Ângulo: (ϕ)


144


=ϕ

PQarctg

Aqui, podemos notar a importância do fator de potência. Ele é definido como:

SP)cos(.p.f =ϕ=

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

porém o primeiro tem cos ϕ = 0,5 e o segundo tem cos ϕ = 0,92. Pelo triângulo das potências chega-se à conclusão de que a potência aparente a ser

fornecida ao primeiro equipamento é de 2000 VA, enquanto que o segundo requer apenas 1087 VA.

Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S) e por aí se nota a importância da manutenção de um fator de potência elevado numa instalação. O baixo fator de potência causa sérios problemas às instalações elétricas, entre as quais podem ser destacados; sobrecargas nos cabos e transformadores, crescimento da queda de tensão, redução do nível de iluminamento, aumento das perdas no sistema de alimentação.

Além disto, as concessionárias de energia cobram pesadas multas sobre a tarifa de energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a 0,92.

A potência aparente pode ser calculada por:

IUS ⋅= [VA] Sistema monofásico

LLff IUIUS ⋅⋅=⋅⋅= 33 Sistema trifásico. Outras relações importantes:

]VA[)cos(

PSϕ

=

]VA[)sen(

QSϕ

=

A seguir, introduzimos uma tabela prática para determinação dos valores de tensão,

corrente, potência e fator de potência de transformadores em Tabela 4.1. função do tipo de ligação:


145


Determinação Estrela Triângulo Zig-zag

Tensão de Linha U/L Ul UL Tensão no enrolamento U/L 3 Ul UL/ 3 Corrente de linha I/L IL IL Corrente de enrolamento I/L IL/ 3 IL

Ligações dos enrolamentos

Esquemas

Potência Aparente KVA S = 3.Uf.If = 3 .UL.IL Potência Ativa KW P = 3.Uf.If cosϕ = 3 .UL.IL.cosϕ Potência Reativa KVAr Q = 3.U f.If cosϕ = 3 .UL.IL senϕ Potência absorvida da rede primária KVA SP = kVA (nominais) / η (Rendimento)

Fator de Potência do primário cos ϕ1 = cosϕ2 . (100 - ey) - er (*)

Fator de Potência do secundário Do projeto de instalação (cos ϕ2)

(*) ey = Tensão de curto -circuito er = componente da tensão de curto -circuito

EXEMPLO:CÁLCULO DA POTÊNCIA APARENTE REQUERIDA POR DOIS EQUIPAMENTOS COM FATOR DE POTÊNCIA (COS ϕ) DIFERENTES.

APARELHO 1

WP 100=

50,cos =ϕ

SPcos =ϕ

APARELHO 2

WP 100=

920,cos =ϕ

ϕ=

cosPS


146


APARELHO 1 : VA,

S 200050

1000==

APARELHO 2 : VA

,S 1087

9201000

==

CONCLUSÃO:

Verificamos que o equipamento 2 que possui o maior fator de potência requer

apenas 1.087 VA, enquanto que o equipamento 1 requer 2000 VA de potência aparente. Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e por aí nota-se a

importância da manutenção de um fator de potência elevado em uma instalação. Deveremos lembrar também que as concessionárias de energia cobram pesadas

multas sobre tarifa de energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a 0,92.


147


4.3 DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO

4.3.1 POTÊNCIA NOMINAL Entende-se por potência nominal de um transformador, o valor convencional de

potência aparente, que serve de base ao projeto, aos ensaios e às garantias do fabricante e que determina o valor da corrente nominal que circula, sob tensão nominal, nas condições especificadas na respectiva norma.

4.3.1.1 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS A potência nominal de um transformador trifásico é a potência aparente definida pela

expressão: Potência nominal = Un . In . 3/1000 (kVA)

4.3.1.2 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS A potência nominal de um transformador monofásico é a potência aparente definida

pela expressão: Potência nominal = Un . In/1000 (kVA)

4.3.1.3 POTÊNCIAS NOMINAIS NORMALIZADAS As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR-5440), dos

transformadores de distribuição para instalação em postes e plataformas, são as seguintes: a) Transformadores monofásicos para instalação em postes: 5, 10, 15, 25, 37.5, 50, 75

e 100 kVA; b) Transformadores trifásicos para instalação em postes 15, 30, 45, 75, 112.5 e

150kVA; c) Transformadores trifásicos para instalação em plataformas: 225 e 300kVA. Há potências normalizadas pela ABNT para transformadores de potência, que são as

seguintes: 500,750,1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3750, 5000, 7500, 10000. Recomenda-se a escolha de um destes valores, pois os fabricantes já possuem projetos

prontos para os mesmos, o que reduz os custos e o tempo de entrega dos referidos transformadores.


148


4.3.2 TENSÕES

4.3.2.1 DEFINIÇÕES • Tensão Nominal: (Un) é a tensão para a qual o enrolamento foi projetado. • Tensão a vazio: (Uo) é a tensão entre os bornes do secundário do transformador

energizado, porém sem carga. • Tensão sob carga: (Uc) é a tensão entre os bornes do secundário do transformador,

estando o mesmo sob carga, correspondente à sua corrente nominal. Esta tensão é influenciada pelo fator de potência (cosØ)

A variação entre a tensão a vazio e sob carga e sob determinado fator de potência; chama-se de “regulação”.

• Tensão Superior: (TS) é a tensão correspondente à tensão mais alta em um

transformador. Pode ser tanto referida ao primário ou secundário, conforme o transfomador seja abaixador ou elevador.

• Tensão inferior: (TI) é a tensão correspondente à tensão mais baixa em um

transformador. Pode ser também referida ao primário u secundario, conforme o transformador seja elevador ou abaixador.

• Tensão de curto-circuito: (Ucc%) mais comumente chamada de impedância, é a

tensão expressa usualmente em percentagem (referida a 751C) em relação a uma determinada tensão, que deve ser ligada aos terminais de um enrolamento para obter a corrente nominal no outro enrolamento, cujos terminais estão curto circuitados.

A tensão de curto-circuito medida deve manter-se dentro de + 7,5% de tolerância, em relação ao valor declarado pelo fabricante.

Na tabela do item 3.1 encontraremos os valores de impedância (coluna 5) para os transformadores de que trata este manual.

• Impedância de Sequência Zero: É a impedância, sob frequência nominal, entre os

terminais de linha de um enrolamento polifásico em Estrela ou Zig-Zag, interligados e o terminal de neutro. Seu valor depende do tipo de ligação.

É necessário conhecer a impedância de sequência zero para o estudo de circuitos polifásicos de desiquilibrados (curto-circuito), somente é levada em consideração em transformadores Delta-Estrela (zig-zag) aterrado ou Estrela-Estrela (Zig-Zag) duplamente aterrado.


149


4.3.2.2 ESCOLHA DA TENSÃO NOMINAL 1o caso: Transformadores de distribuição regidos pela NBR 5440 Tabela I - Transformadores sem Derivação

Tensão (V)

Primário Secundário Tensão máxima do equipa - Mento kV (eficaz)

Trifásico ou monofásico (FF)

Monofásico (FN) Trifásicos Monofásicos

1 2 3 4 5

15

24,2

36,2

13800 13200

23100 22000

34500 33000

7967 7621

13337 12702

19919 19053

380/ 220

ou

220/ 127

2 terminais 220

ou 127 ou

3terminais 440/220 ou 254/127 ou 240/120 ou

230/115 Tabela II - Derivações e Relações de Tensões

Tensão (V) Primário Secundário Tensão máxima de equipa -

mento kV (eficaz) Deriva-ção no Trifásico e

monofásico (FF)

Monofásicos (FN) Trifásicos Monofásicos

15.0

24.2

36.2

1 2 3

1 2 3

1 2 3

13800 13200 12600

23100 22000 20900

34500 33000 31500

7967 7621 7275

13337 12702 12067

19919 19053 18187

380/ 220

ou

220/127

2terminais 220ou127

ou

3 terminais 440/220ou 254/127ou 240/120ou

230/115

FF - tensão entre fases; FN - tensão entre fase e neutro. 2o caso: Transformador de distribuição a ser instalado no domínio de uma

concessionária. A concessionária de energia elétrica possui norma própria. As tensões serão, portanto,

definidas pela mesma.


150


Exemplo: CERJ:

AT: 13800 - 13200 - 12600 - 12000 - 11400 - 10800 V BT: 380/220 V ou 220/127 V

CEEE:

AT: 13800 - 13200 - 12600 V ou 23100 - 22000 - 20900 V BT: 380/220 V ou 220/127 V

3o caso: Transformador para uso industrial. Em uma indústria poderemos ter três ou até quatro níveis de tensão: Subestações de entrada: Primário - 72,5 kV e 138 kV Secundário - 36,2 kV - 24,2 kV ou 13,8 kV Subestações de distribuição: Primário - 36,2 kV - 24,2 kV ou 13,8 kV Secundário -440/254 V, 380/220 V ou 220/127V Quando a potência dos transformadores for superior a 3MVA não se recomenda baixar

a tensão diretamente para tensão de uso, pois os mesmos tornam-se muito caros devido as altas correntes.

Recomenda-se baixar para uma média tensão, ou seja, 6,9 kV, 4,16 kV ou 2,4 kV e, próximo aos centros de carga rebaixar novamente para as tensões de uso.

Ainda um caso particular de nível de tensão primária deve ser comentado. Existem algumas regiões onde o nível de tensão de distribuição está sendo alterado. Neste caso, a concessionária avisa o interessado, que a tensão atual passará a outro nível dentro de um determinado período de tempo; logo, o transformador a ser instalado deverá ser capaz de operar em duas tensões primárias, para evitar a necessidade de aquisição de novo equipamento quando da alteração.

Estes transformadores especiais são chamados de religáveis. A escolha da tensão do secundário depende de vários fatores. Dentre eles destacamos: a) Econômicos - a tensão de 380/220V requer seções menores dos condutores para

uma mesma potência. b) Segurança - a tensão de 220/127V é mais segura com relação a contatos acidentais. De uma forma geral, podemos dizer que para instalações onde equipamentos como

motores, bombas, máquinas de solda e outras máquinas constituem a maioria da carga, deve-se usar 380/220V e para instalações de iluminação e força de residências deve-se adotar 220/127V. Na NBR 5440 da ABNT encontramos a padronização das tensões primárias e secundárias.


151


4.3.3 DERIVAÇÕES Para adequar a tensão primária do transformador à tensão de alimentação, o

enrolamento primário, normalmente o de TS, é dotado de derivações (taps), que podem ser escolhidos mediante a utilização de um painel de ligações ou comutador, conforme projeto e tipo construtivo, instalados junto à parte ativa, dentro do tanque. Este aparato, na maioria dos transformadores de baixa potência, deve ser manobrado com o transformador desconectado da rede de alimentação.

Em geral o valor da tensão primária, indicada pela concessionária constitui o valor médio entre aqueles que efetivamente serão fornecidos durante o exercício.

4.3.3.1 DEFINIÇÕES Derivação principal: Derivação à qual é referida a característica nominal do enrolamento, salvo indicação

diferente à derivação principal é: a) no caso de número ímpar de derivações, a derivação central; b) no caso de número para de derivações, aquela das duas derivações centrais que se

acha associada ao maior número de espiras efetivas do enrolamento; c) caso a derivação determinada segundo “a” ou “b” não seja de plena potência, a mais

próxima derivação de plena potência.

Figura 4.18


152


Derivação superior: Derivação cujo fator de derivação é maior do que 1. Derivação inferior: Derivação cujo fator de derivação é menor do que 1. Degrau de derivação: Diferença entre os fatores de derivação, expressos em percentagem, de duas derivações

adjacentes. Faixa de derivações: Faixa de derivação do fator de derivação, expresso em percentagem e referido ao valor

100. A faixa de derivações é expressa como segue: a) se houver derivações superiores ou inferiores + a %, - b % ou + a % (quando a = b); b) se houver somente derivações superiores + a %; c) se houver somente derivações inferiores b %. A Figura 4.18 é a representação esquemática de um enrolamento trifásico com três

derivações e a forma de suas conexões.

Tabela III

Posições do comutador 1 2 3

Comutador conecta os pontos 10-7 11-8 12-9

7-13 8-14 9-15

13-4 14-5 15-6

Tensão em cada derivação UN + a% UN UN - b%

Percentual de variação por degrau a b

Tabela IV

Classe Derivação Superior

Derivação Principal

Derivação Inferior

Degrau de Derivação

15 13800 13200 12600 + 4,5

24,2 23100 22000 20900 + 5%

36,2 34500 33000 31500 + 4,5


153


4.3.4 CORRENTES

4.3.4.1 CORRENTE NOMINAL A corrente nominal (In) é a corrente para a qual o enrolamento foi dimensionado, e cujo

valor é obtido dividindo-se, a potência nominal do enrolamento pela sua tensão nominal e pelo fator de fase aplicável (1 para transformadores monofásicos e 3 para transformadores trifásicos).

4.3.4.2 CORRENTE DE EXCITAÇÃO A corrente de excitação ou a vazio (Io) é a corrente de linha que surge quando em um

dos enrolamentos do transformador é ligada a sua tensão nominal e frequência nominal, enquanto os terminais do outro enrolamento (secundário) sem carga, apresentam a tensão nominal.

A corrente de excitação é variável conforme o projeto e tamanho do transformador, atingindo valores percentuais mais altos quando menor for a potência do mesmo.

A corrente de excitação, conforme Figura 4.19 apresenta as suas componentes ativa e reativa, que se determinam pelas seguintes expressões:

Figura 4.19

)cos(II p 00 φ⋅= )sen(II q 00 φ⋅=

sendo 0

00 IV

P)cos(

⋅=φ

A componente reativa originada pela magnetização representa mais que 95% da

corrente total, de forma que uma igualdade de Iq com lo leva somente a um pequeno erro.


154


Em transformadores trifásicos normais, Io não é idêntico nas três fases, em virtude do caminho mais longo no ferro, relativo às fases externas. Por isso Io referente a fase central é menor que das outras.

Devido ao fato acima, o valor de Io fornecido pelo fabricante, representa a média das três fases e é expresso em percentagem da corrente nominal.

4.3.4.3 CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO Em um curto-circuito no transformador, é preciso distinguir a corrente permanente

(valor efetivo) e a corrente de pico (valor de crista).

4.3.4.3.1 CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO PERMANENTE Quando o transformador, alimentado no primário pela sua tensão e frequência nominal e

o secundário estiver curto-circuitado nas três fases, haverá uma corrente de curto-circuito permanente, que se calcula pela seguinte expressão:

100⋅=(%)E

)A(I)CA(I

Z

Ncc

IN = corrente nominal EZ = impedância a 751C (%) A intensidade e a duração máxima da corrente de curto que deve suportar o

transformador são normalizadas. Se a Icc calculada for superior a 25 vezes a corrente nominal, o transformador deverá

suportar 3 segundos 25 vezes In. Porém, se a Icc calculada for inferior, o equipamento deverá suportar durante 2 segundos a mesma corrente do caso anterior.

4.3.4.3.2 CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO DE PICO Entende-se como corrente de curto-circuito de pico, o valor máximo instantâneo da

onde de corrente, após a concorrência do curto-circuito. Esta corrente provoca esforços mecânicos elevados e é necessário que os enrolamentos

estejam muito bem ancorados por cuidadosa disposição de cabos e amarrações para tornar o conjunto rígido.

Enquanto a corrente de pico afeta o transformador em sua estrutura mecânica, a corrente permanente afeta de forma térmica.

Os esforços mecânicos advindos da corrente de curto são mais acentuados em transformadores de ligação Zig-Zag, porque somente a metade de cada enrolamento de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase.


155


4.3.4.4 CORRENTE DE PARTIDA OU In RUSH É o valor máximo da corrente de excitação (Io) no momento em que o transformador é

conectado à linha (energizado) ela depende das características construtivas do mesmo. A corrente de partida é maior quanto maior for a indução usada no núcleo e maior

quanto menor for o transformador. O valor máximo varia em média de 4 a 20 vezes a corrente nominal.

O fabricante deverá ser consultado para se saber o seu valor. Costuma-se admitir seu tempo de duração em torno de 0,1s (após a qual a mesma já desapareceu).

4.3.5 FREQUÊNCIA NOMINAL Frequência nominal é a frequência da rede elétrica de alimentação para a qual o

transformador foi projetado. No Brasil todas as redes apresentam a frequência de 60Hz, de forma que os

equipamentos elétricos são projetados para esta mesma frequência. Existem muitos países onde a frequência nominal padrão é 50 HZ, como Argentina,

Uruguai, Paraguai, etc.

4.3.6 NÍVEL DE ISOLAMENTO O nível de isolamento dos enrolamentos deve ser escolhido entre os valores indicados

na tabela abaixo (NBR 5356).


156


Tensão máximado equipamento

kV (eficaz)

Tensão suportável nominal deimpulso atmosférico

PlenokV (crista)

CortadokV (crista)

Tensão suportável nominal à frequenciaindustral, durante 1 min. e tensão ind uzida

kV (eficaz)

1

0,61,2

7,2

15

24,2

36,2

72,5

92,4

145

242

2

40

6095

110125

150150170200350380

450450550650750850950

3

44

66105

121138

165165187220385418

4954956057158259351045

4

410

20

34

50

70

140150

185185230275325360395

Tabela V - Níveis de Isolamento para tensão máxima iguais ou inferior a 242KV

A escolha entre as tensão suportáveis nominais, ligadas a dada tensão máxima do

equipamento da tabela acima, depende da severidade das condições de sobretensão esperadas no sistema e da importância da instalação.

NBR 6939. Os valores escolhidos devem ser claramente indicados na especificação ou solicitação de oferta.

4.3.7 DESLOCAMENTO ANGULAR Em transformadores trifásicos, os enrolamentos de cada fase são construídos trazendo

intrinsicamente o conceito de polaridade, isto é, isolando-se eletricamente cada uma das fases, podemos realizar o teste de polaridade do mesmo modo que para os transformadores monofásicos.

No entanto tal procedimento torna-se pouco prático, além do mais, não nos informa a maneira como estão interligados os enrolamentos.


157


Assim uma nova grandeza foi introduzida, o deslocamento angular é o ângulo que define a posição recíproca entre o triângulo das tensões concatenadas primárias e o triângulo das tensões concatenadas secundárias e será medido entre fases.

De uma maneira prática: seja o transformador ligado na configuração mostrada na figura 4.19.

Figura 4.19

Traçamos os diagramas vetoriais de tensão do transformador, Figura 4.20. Tomando o

fasor de AT como origem, determinamos o deslocamento angular através dos ponteiros de um relógio cujo ponteiro grande (minutos) se acha parado em 12 coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário) e um terminal de linha do enrolamento de alta tensão e cujo ponteiro pequeno (horas) concide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário e o terminal de linha correspondente do enrolamento considerado.

H1

H3 H2

X1

X2

X3 Figura 4.20

Para os transformadores de que tratamos nesta especificação, o mais comum é a

utilização da ligação triângulo na alta tensão e estrela na baixa (designado por Dy). Quando ao deslocamento angular, o normal é de 301 para mais ou menos (avanço ou

atraso), cujas designações são dy11 e Dy1. As demais ligações e deslocamentos angulares não requerem nenhum cuidado especial e

podem ser facilmente fornecidas.


158


A tabela apresentada a seguir mostra designação de ligações de transformadores trifásicos de uso generalizado, e o correspondente deslocamento angular.

Os diagramas de ligação pressupõem igual sentido de bobinagem para todos os enrolamtos.

A figura 4.21 mostra o defasamento do exemplo, usando indicação horário de fasores, o deslocamento no caso é Dy11, ou seja, - 30°.

Figura 4.21

4.3.8 IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS Junto aos terminais (buchas) encontramos uma identificação, pintada, ou marcada em

baixo relevo na chapa do tanque, constituída de uma letra e um algarismo. As letras poderão ser duas, H ou X. Os terminais marcados em H são os de alta tensão e os marcados com X são de baixa tensão. Os algarismos poderão ser 0, 1, 2 e 3 correspondendo, respectivamente, ao terminal de neutro e ao das fases, 1, 2 e 3. Portanto, as combinações possíveis são H0, H1, H2, H3 e X0, X1, X2 X3.

A disposição dos terminais no tanque é normalizada, de tal forma, que se olharmos o transformador pelo lado de baixa tensão, encontraremos mais à esquerda um terminal X acompanhado de menor algarismo daqueles que identificam este enrolamento (por exemplo: X0 ou X1). Consequentemente, ao olharmos o transformador pelo lado da alta tensão, encontraremos o terminal H1 mais a direita.

Para uma melhor compreensão, observe as figuras 4.22 a 4.26. Nestas figuras encontramos também o esquema de ligação dos transformadores à rede de alimentação e à carga.

Na figura 4.27 encontramos a título de ilustração, transformadores monofásicos ligados em banco, de modo a forma um equivalente trifásico. Este tipo de ligação apresenta a vantagem da manutenção e operação, quando danificar uma fase, basta trocar um dos transformadores por um de reserva, com menor tempo de parada, caso existir o de reserva à disposição. Porém, a desvantagem está no capital inicial empregado em 3 ou 4 transformadores monofásicos ao invés de 2 transformadores trifásicos de potência equivalente a custo menor.


159


1 bucha de AT 2 buchas de BT

Figura 4.22 Transformador monofásico FN

1 bucha de AT

3 buchas de BT Figura 4.23 - Transformador monofásico FN


160


Tabela 2.21


161


2 buchas de AT 2 buchas de AT 2 buchas de BT 3 buchas de BT

Figura 4.24 Trafo Monofásico FF Figura 4.25 Trafo Monofásico FF

3 buchas de AT 4 buchas de BT

Figura 4.26 Transformador Trifásico FF


162


Figura 4.27 Transformadores Monofásicos ligados em banco trifásico Dyn


163


4.4 CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO

4.4.1 PERDAS Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1000m, é

considerado que a temperatura ambiente não ultrapasse os 40ºC a média diária não seja superior aos 30ºC. Para estas condições, os limites de elevação de temperatura previstos em Normas são:

a) Média dos enrolamentos: 55ºC; b) Do ponto mais quente dos enrolamentos: 65ºC; c) Do óleo (próximo à superfície): 50ºC (selados), 55ºC (com conservador). a) Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em carga ou perdas no cobre): a.1) Perdas na resistência Ohmica dos enrolamentos: são perdas que surgem pela

passagem de uma corrente (I) por um condutor de determinada resistência (R); estas perdas são representadas pela expressão I2R e dependem da carga aplicada ao transformador.

a.2) Perdas parasitas no condutor dos enrolamentos: são perdas produzidas pelas

correntes parasitas induzidas, nos condutores das bobinas, pelo fluxo de dispersão; são perdas que dependem da corrente (carga), do carregamento elétrico e da geometria dos condutores das bobinas.

b) Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas a Vazio): b.1) Perdas por Histerese: são perdas provocadas pela propriedade das substâncias

ferromagnéticas de apresentarem um atraso entre a indução magnética (B) e o campo mangético (H). O fenômeno da histerese é análogo ao da inércia mecânica.

b.2) Perdas por Correntes parasitas: assim como no caso das perdas parasitas no

material condutor dos enrolamentos, o fluxo indutor variável induz no ferro forças eletromotrises que por sua vez farão circular as correntes parasitas em circuitos elétricos fechados; estas são proporcionais ao quadrado da indução.

Como vimos, as perdas se apresentam principalmente no núcleo e nos enrolamentos, e

são expressas em watts. Existem perdas originárias de indução nas ferragens e no tanque; e outras de origens

aleatórias nem sempre de perfeita definição, que porém comparadas as descritas nos itens “a” e “b” deste capítulo, podem ser desprezadas. Quando da realização de ensaio para determinação das perdas, estas aleatórias são detectadas juntamente com as principais.

Além da elevação de temperatura, a ABNT também estabelece as perdas máximas para transformadores de distribuição imersos em óleo, em função da potência, do número de fases e da tensão do primário.

Reproduzimos a seguir as tabelas da ABNT encontradas na NBR 5440/1984, onde consta o valor das perdas acima descritas.


164


Tabela 4.1 Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões e curto-circuito em transformadores trifásicos de tensão máxima do equipamento de 15kV:

Potência

(kVA)

Corrente de excitação

máxima (%)

Perdas em vazio máxima (W)

Perdas totais máxima (W)

Tensão de curto -circuito (impe- dância) a 75 ºC

15 30 45 75

112.5 150

225 300

5.0 4.3 3.9 3.4 3.1 2.9

2.6 2.4

120 200 260 390 520 640

900

1120

460 770

1040 1530 2070 2550

3600 4480

3.5

4.5

Tabela 4.2 Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-

circuito em transformadores trifásicos de tensões máximas do equipamento de 24,2kV e 36,2kV:

Potência (kVA) Corrente de excitação

máxima (%)

Perdas em vazio máxima (W)

Perdas totais

máxima (W)

Tensão de curto-circuito (Impedância)

a 75 ºC (%)

15 6.0 130 520 30 5.0 215 860 45 4.5 290 1160 75 4.0 425 1700

1125 3.6 575 2300 150 3.3 715 2860

4,0

225 3.0 970 3880 300 2.8 1200 4800

5.0

Tabela 4.3 Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-

circuito em transformadores monofásicos de tensão máxima do equipamento de 15kV:

Potência (kVA) Corrente de excitação máxima

Perdas em vazio máxima

(W)


Tensão curto-circuito

(Impedância) a 75 ºC (%)

5 4.2 55 165 10 3.5 70 270 15 3.2 100 370 25 2.8 140 540

37.5 2.5 190 730 50 2.3 220 860 75 2.1 270 1200

100 2.0 330 1550

2,5


165


Tabela 4.4 Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito em transformadores monofásicos de tensão máxima do equipamento de 24,2 e 36,2kV:

Potência (kVA) Corrente de excitação

máxima (%)

Perdas em vazio máxima

(W)


Tensão curto-circuito (Impedância) a 75 ºC

(%) 5 5.0 60 180

10 4.2 85 300 15 3.8 105 410 25 3.3 150 600

37.5 3.0 205 810 50 2.8 255 1010 75 2.2 290 1300

100 1.6 350 1600

3,0 (para 36,2 kV)

2,5 (para 24,2 kV)

4.4.2 RENDIMENTO “Relação, geralmente expressa em percentagem, entre a potência ativa fornecida e a

potência ativa recebida por um transformador”. Esta é a definição dada ao rendimento pela ABNT (TB-19). É dada pela expressão

(%)PP

P

t

100⋅+

=η

Onde: η = rendimento do transformador em %;

Pt = perdas totais, em kW que é função da potência fornecida pelo transformador;

P = potência fornecida pelo transformador em kW. O rendimento de determinado transformador não é fixo ao longo do seu ciclo de

operação, pois depende do fator de potência e da relação entre a potência fornecida e a potência nominal.

Esta última relação é conhecida como fator de carga. Usa-se então, para o cálculo do rendimento:

⋅++φ⋅⋅⋅+

−=ηcn

c

PbP)cos(SbPbP

20

201

Onde:

nPPaargfatordecb == ;

Sn = potência nominal em KVA; Po = perdas no ferro do núcleo magnético em KW; Pc = perdas no material dos enrolamentos em KW; (perdas de carga) cos ϕ = fator de potência da carga.

O rendimento máximo de um transformador ocorre quando as perdas no material dos

enrolamentos e as perdas no ferro forem iguais.


166


Se quisermos saber qual a carga que deve ser aplicada a um transformador para que este opere com rendimento máximo, devemos fazer:

c

o

PP

b = e nSbS ⋅=

Tabela 4.5 Transformadores trifásicos - Rendimentos

Potência (kVA) 15 30 45 75 112.5 150 225 300 500 15 97,02 97,49 97,74 98,00 98,19 98,32 98,42 98,52 98,32

24,2 96,64 97,21 97,48 97,78 97,99 98,12 98,30 98,42 97,80

36,2 96,64 97,21 97,48 97,78 97,99 98,12 98,30 98,42 97,30 Transformadores monofásicos – Rendimentos

Potência (kVA) 5 10 15 25 37.5 50 75 100 15 96,15 97,37 97,59 97,88 98,09 98,30 98.42 98,47

24,2 96,52 97,08 97,33 97,65 97,88 98,01 98,29 98,42 36,2 96,52 97,08 97,33 97,65 97,88 98,01 98,29 98.42

4.4.3 REGULAÇÃO Na linguagem prática a queda de tensão industrial ∆V, referida à corrente de plena

carga, é chamada de regulação, sendo expressa em percentagem da tensão secundária nominal é dada pela expressão:

( )

φ⋅−φ⋅+φ⋅+⋅φ⋅⋅=

200

2)sen(ER)cos(Ex)sen(Ex)cos(ERa%R

Sendo: a = fator de carga ER = componente resistiva da impedância em % Ex= componente reativa da impedância em % cos Ø = fator de potência da carga do transformador

)(cos)sen( φ−=φ 21 Na tabela abaixo, temos um exemplo específico do cálculo de rendimento e regulação:

Potência nominal = 300 kVA Perda a vazio = 1120W Perda total = 4480 Impedância = 4,5%


167


cos Ø carga % rend% regul% 0,8 0,8 0,8 0,8

25 50 75

100

97,83 98,39 98,35 98,16

0,8876 1,775 2,662 3,550

0,9 0,9 0,9 0,9

25 50 75

100

98,06 98,56 98,53 98,36

0,7416 1,483 2,225 2,966

1,0 1,0 1,0 1,0

25 50 75

100

98,25 98,71 98,67 98,52

0,3037 0,6074 0,9112 1,214

4.4.4 CAPACIDADE DE SOBRECARGA Como dissemos anteriormente, é a elevação de temperatura que limita a potência a ser

fornecida por um transformador. O aquecimento em excesso, contribui para o envelhecimento precoce do isolamento,

diminuindo a vida útil do transformador que teoricamente é de 65.000 horas de operação contínua com o ponto mais quente do enrolamento a 95ºC.

A temperatura ambiente é um fator importante na determinação da capacidade de carga dos transformadores, uma vez que a elevação de temperatura para qualquer carga, deve ser acrescida à ambiente para se determinar a temperatura de operação.

Os transformadores normalmente operam num ciclo de carga que se repete a cada 24 horas. Este ciclo de carga, pode ser constante, ou pode ter um ou mais picos durante o período.

Para se usar as recomendações de carregamento da NBR 5416/81, mostradas nas tabelas 4.7, 4.8, 4.9 e 4.10, o ciclo de carga real precisa ser convertido para um ciclo de carga retangular simples, mas termicamente equivalente. A carga permissível, obtida das tabelas acima citadas, são funções da carga inicial, da ponta de carga e da sua duração. Cada combinação de cargas nas tabelas deve ser considerada como um ciclo retangular de carga, constituído de uma carga inicial, essencialmente constante de 50, 70, 90 ou 100% da capacidade nominal, seguida de uma ponta de carga retangular de grandeza e duração dadas.

A perda de vida útil indicada nas tabelas são baseadas num ciclo de carga de 24 horas e representa o valor percentual da perda de vida em excesso que deve ser ser somada a perda de vida normal de 0,03691% ao dia produzida pela operação contínua a 95ºC, com 30ºC de temperatura ambiente.

Normalmente, os transformadores devem operar, segundo ciclos de carga que não propiciem perdas de vida adicionais, mas nos casos extremos de operação, onde esta perda de vida se torna necessária, deve-se impor um valor máximo de perda de vida adicional.

Por exemplo, numa emergência, uma concessionária que admite que em qualquer situação, a perda de vida adicional, não poderá passar de 0,25% e que tem seu transformador de 551C ONAN, operando a uma carga inicial de 70%, com 301 de temperatura ambiente, poderia permitir, conforme a tabela 4.8, que seu transformador chegasse até as seguintes cargas em função das durações das mesmas.


168


1 /2 hora a 200% da potência nominal 1 hora a 196% da potência nominal 2 horas a 172% da potência nominal 4 horas a 151% da potência nominal 8 horas a 135% da potência nominal

Deve-se evitar operar o transformador com temperaturas do ponto mais quente do

enrolamento superiores a 140ºC, devido a provável formação de gases na isolação sólida e no óleo, que poderiam representar um risco para a integridade da rigidez dielétrica do equipamento.

Nesta norma, também são admitidas cargas programadas de até 1,5 vezes a corrente nominal, para as quais, segundo a NBR 5416, não devem existir quaisquer outras limitações além das capacidades térmicas dos enrolamentos e do sistema de refrigeração.


169


Tabela 4.7 CARREGAMENTO DE TRANSFORMADORES DE 55ºC - ONAN - CARGA INICIAL = 50%

Temp. ambiente 0º 10º 20º 30º 40º 50º

Duração de ponta (horas)

Perda de vida

( s )

Carga da

ponta (s)

Temp. Ponto M.O. (ºC)

Temp. Topo óleo (ºC)

Carga da

ponta (s)

Temp. ponto M.O. (ºC)

Temp. ponto óleo (ºC)

Carga de

ponta (s)


Temp. topo M.O. (ºC)

Carga da

ponta (s)


Temp. topo óleo (ºC)

Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Normal 200 109 34 200 119 44 200 129 54 196 138 63 183 137 71 166 135 79 25 200 139 64 200 149 74 200 159(A) 84 54

1.00 2.00

0,5

4.00 Normal 200 122 46 200 132 56 189 133 64 175 132 70 161 131 77 145 128 83

.25 200 142 66 200 152(A) 76 191 154 (A) 84 177 159(A) 91

.50 1.00 2.00

1,0

4.00 Normal 187 120 60 176 127 66 164 126 71 152 125 77 139 124 82 124 122 87

0,25 200 142 66 198 150 75 197 149 80 177 148 86 165 147 91 153 146 97 0,5 1.00 2.00

2,0

4.00 Normal 164 121 66 154 121 71 143 120 75 132 119 78 120 117 84 106 115 80

0,25 183 143 78 173 142 82 164 142 87 154 141 91 143 139 95 132 139 100 0,50 188 150 81 180 150 86 170 149 90 160 148 94 150 147 99 139 146 103 1.00 195 157 (A) 85 186 157 (A) 90 177 156(A) 94 167 155(A) 98 158 155 (A) 98 158 155(A) 107 2.00

4,0

4.00 Normal 147 112 66 137 112 70 127 111 74 117 110 78 105 109 82 92 107 85

0,25 164 133 78 155 132 82 146 131 86 137 131 90 127 130 93 116 129 97

0,50 170 140 81 161 139 85 152 138 89 143 138 94 133 137 97 123 136 101

1.00 175 147 85 166 146 89 158 145 93 149 145 98 140 144 102 130 143 105 2.00 181 154(A) 98 173 154(A) 94 164 153(A) 98 155 152(A) 102 147 152(A) 106 137 151(A) 110

6,0

4.00 Normal 131 97 58 122 97 63 112 97 67 102 96 71 90 96 75 78 96 79

0,25 148 116 69 139 116 73 130 115 77 120 115 82 110 115 86 100 115 90 0,50 152 121 72 144 121 77 135 121 81 126 121 85 116 121 89 106 121 93 1.00 158 128 76 150 128 81 141 128 84 132 128 89 123 128 93 112 127 97 2.00 163 135 80 155 135 85 147 135 89 138 135 93 129 134 97 120 134 101

24,0

4.00 169 142 84 161 142 89 153 142 93 145 142 97 136 142 101 127 142 105

(A) Os valores assinaldos estão acima dos limites recomendados, tendo sido indicados

apenas para efeito de interpolação no cálculo dos valores máximos.


170





Perda de vida

( s )

Carga da

ponta (s)


Temp. Topo Óleo (ºC)

Carga da

ponta (s)



Carga de

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Normal 200 115 40 200 125 50 200 135 60 186 136 68 170 134 76 141 126 82 25 200 145 70 200 155 80 191 159(A) 88 54

1.00 2.00

0,5

4.00 Normal 200 127 51 194 132 60 181 131 67 167 130 73 150 127 80 123 119 84

.25 200 137 61 200 147 71 196 154(A) 80 183 153 (A) 87 168 151(A) 94

.50 1.00 2.00

1,0

4.00 Normal 182 127 62 171 126 67 159 125 73 146 124 78 130 121 82 106 113 85

.25 200 145 69 194 149 77 183 148 82 172 147 88 159 145 93 146 144 98

.50 200 155(A) 79 191 155(A) 85 180 155(A) 91 168 153(A) 96 155 151(A) 101 1.00 2.00

2,0

4.00 Normal 161 120 67 151 119 71 140 118 75 128 117 79 114 114 83 94 107 84

.25 180 142 78 171 141 82 161 140 87 151 139 91 140 138 95 127 136 99

.50 187 150 82 177 149 86 168 148 91 158 147 95 147 145 99 136 144 103 1.00 193 157(A) 86 184 156(A) 90 174 155(A) 94 165 154(A) 99 155 153 (A) 103 144 152(A) 107 2.00

4,0

4.00 Normal 146 111 66 136 111 70 126 110 74 115 108 77 102 106 80 95 102 82

.25 163 132 77 154 131 81 145 131 85 135 130 89 125 129 93 114 128 97

.50 168 139 81 160 138 85 151 137 89 141 136 93 131 135 97 121 135 101 1.00 174 146 85 166 145 89 157 145 93 148 144 97 138 143 101 128 142 105 2.00 180 154(A) 89 172 153(A) 94 163 152(A) 97 155 152(A) 102 145 151(A) 105 136 150(A) 110

6,0

4.00 Normal 131 97 58 122 97 62 112 96 67 101 96 71 90 96 75 77 95 79

.25 147 115 69 139 115 73 130 115 77 120 115 81 110 115 86 99 114 90

.50 152 121 72 144 121 77 135 121 81 126 121 85 116 120 89 105 120 93 1.00 158 128 76 149 128 80 141 128 84 132 128 89 122 127 93 112 127 97 2.00 163 135 80 155 135 84 147 135 89 138 134 93 129 134 97 120 134 101

24,0

4.00 169 142 84 161 142 89 153 142 93 145 142 97 135 141 101 126 141 105 (A) Os valores assinalados estão acima dos limites recomendados, tendo sido indicados



171


Tabela 4.9 CARREGAMENTO DE TRANSFORMADORES DE 55ºC - ONAN -CARGA INICIAL = 90%



Perda de vida

( s )

Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga de

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Normal 200 123 47 200 133 57 189 135 66 168 131 73 .25 200 143 67 200 153(A) 77 191 156(A) 86 166 149 83 .54 184 162(A) 95

1.00 2.00

0,5

4.00 Normal 198 132 57 185 131 64 170 129 70 150 124 76 40 75 69

.25 200 134 58 200 144 68 199 153(A) 78 186 152(A) 84 170 149 91 147 142 95

.50 181 158(A) 93 164 154(A) 99 1.00 2.00

1,0

4.00 Normal 176 126 64 164 124 69 151 122 74 133 117 78 74 86 71

.25 199 149 73 188 147 79 177 146 84 164 144 89 150 141 94 130 135 97

.50 200 149 74 195 155(A) 82 184 154(A) 87 173 152(A) 92 159 150 97 144 146 101 1.00 170 159(A) 101 155 156(A) 106 2.00

2,0

4.00 Normal 158 119 67 147 117 71 135 115 75 120 111 77 83 91 72

2.5 177 141 78 168 140 83 158 139 87 147 137 91 134 135 95 117 129 96 .50 184 148 82 174 147 86 164 146 90 154 145 95 142 142 99 128 139 101

1.00 190 155(A) 86 181 155(A) 90 171 153(A) 94 161 152(A) 99 151 151(A) 103 138 148 107 2.00 147 157(A) 111(A)

4,0

4.00 Normal 144 110 65 134 109 69 123 107 72 110 104 75 87 93 73

.25 162 131 77 153 130 81 143 129 85 134 128 89 122 126 92 107 121 93

.50 167 138 81 159 137 85 149 136 88 140 135 92 129 133 96 116 130 98 1.00 173 145 85 165 145 89 155 143 93 146 142 96 136 141 100 125 139 103 2.00 179 152(A) 89 171 152(A) 93 162 152(A) 97 153 150(A) 101 144 150 105 133 147 108

6,0

4.00 151 158(A) 109 141 157(A) 113(A) Normal 131 97 58 121 96 62 111 96 66 101 95 70 89 95 74 76 94 78

.25 147 115 69 138 115 73 129 114 77 120 114 81 109 114 85 98 114 89

.50 152 121 72 144 121 77 134 120 80 125 120 84 116 120 89 105 119 93 1.00 157 128 76 149 128 80 141 128 84 131 127 86 122 127 92 112 126 96 2.00 163 135 80 155 134 84 146 134 88 137 134 92 128 134 96 119 134 101

24.




172





Perda de vida

( s )

Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga de

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Carga da

ponta (s)



Normal 200 127 52 198 136 61 178 131 69 101 96 70 25 200 137 62 200 147 72 199 157(A) 82 177 151(A) 68 54 162 151(A) 97

1.00 2.00

0,5

4.00 Normal 193 131 59 178 129 66 160 1124 72 101 95 70

.25 200 137 61 200 147 71 194 152(A) 80 179 150 86 158 143 91

.50 189 158(A) 89 172 154(A) 94 144 143 96 1.00 166 159(A) 103 2.00

1,0

4.00 Normal 172 124 65 159 122 70 143 118 74 101 96 70

.25 195 147 74 184 146 79 173 145 85 159 142 90 141 136 93 50 87 79

.50 200 152(A) 76 192 154(A) 83 181 153(A) 86 169 151(A) 93 153 147 97 128 136 99 1.00 164 157(A) 101 147 151(A) 105 2.00

2,0

4.00 Normal 156 118 67 144 116 71 130 111 73 101 95 70

.25 176 140 78 166 138 82 155 137 87 143 134 90 127 128 92 87 105 85

.50 182 147 82 173 146 87 162 145 91 151 142 94 137 139 97 117 130 97 1.00 188 155(A) 86 179 154(A) 90 170 153(A) 95 159 152(A) 99 147 148 102 133 144 105 2.00 156 158(A) 107 144 155(A) 110(A)

4,0

4.00 Normal 143 109 65 133 108 68 120 104 71 100 95 70

.25 161 130 77 152 129 81 142 128 84 131 126 87 118 122 90 94 109 87

.50 166 137 80 158 136 84 148 135 88 138 134 92 127 131 95 111 125 96 1.00 173 145 85 164 144 89 155 143 92 145 142 96 134 139 99 122 136 102 2.00 178 152(A) 89 170 152(A) 93 161 150(A) 97 152 150 101 142 148 104 131 148 107

6,0

4.00 159 158(A) 105 150 157(A) 109 139 155(A) 112(A) Normal 131 96 58 121 96 62 111 96 66 100 95 70 88 94 74 75 94 78

.25 147 115 69 138 115 73 129 114 77 120 114 81 109 113 85 98 113 89

.50 152 121 72 143 121 76 134 120 80 125 120 84 115 119 88 105 119 93 1.00 157 127 76 149 128 80 140 127 84 131 127 88 122 127 92 112 128 96 2.00 163 135 80 155 134 84 146 134 88 137 134 92 128 134 96 118 133 100

24




173


4.5 CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO

4.5.1 OPERAÇÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS E ESPECIAIS DE FUNCIONAMENTO.

CONDIÇÕES NORMAIS As condições normais de posicionamento, nos quais o Transformador deve satisfazer as

prescrições da Norma NBR 5356, que são as seguintes: 4.5.1.1- Temperatura do meio de resfriamento para Transformadores resfriados a ar,

temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente) não superior a 40ºC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 30ºC.

4.5.1.1.1- Para Transformadores resfriados a água, temperatura da água d e

resfriamento (temperatura ambiente para transformadores) não superior a 30ºC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 25ºC.

4.5.1.2- Altitude: Altitude não superior a 1000m. 4.5.1.3- Tensão de alimentação: Tensão de alimentação aproximadamente senoidal e

tensão de fase, que alimentam um transformador polifásico, aproximadamente iguais em módulo e defasagem.

4.5.1.4- Corrente de carga: Corrente de carga aproximadamente senoidal e fator

harmônico não superior a 0,05pu. 4.5.1.5- Fluxo de Potência:

4.5.1.5.1- Os Transformadores (ou autotransformadores) interligados de sistemas devem ser projetados para funcionamento como abaixadores, ou elevadores (usinas), conforme for especificado pelo comprador.

4.5.2 CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO.

4.5.2.1 O TRANSPORTE E A INSTALAÇÃO DEVEM ESTAR DE ACORDO COM NBR 7036 OU A NBR 7037, A QUE FOR APLICÁVEL.

CONDIÇÕES ESPECIAIS São consideradas condições especiais de funcionamento, transporte e instalação, os que

podem exigir construção especial e/ou revisão de alguns valores normais e ou cuidados especiais no transporte, instalação e funcionamento do Tranformador, e que devem ser levadas ao conhecimento do fabricante.

Constituem exemplos de condições especiais:


174


a) Instalação em altitudes superiores a 1000m; b) Instalações em locais em que as temperaturas do meio de resfriamento estejam fora

dos limites estabelecidos em 4.5.1; c) Exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais;

d) Exposição a pós prejudiciais;

e) Exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós;

f) Sujeição a vibrações anormais, choque ou condições sísmicas; g) Sujeição a condições precárias de transporte, instalação ou armazenagem; h) Limitações de espaço na sua instalação; i) Dificuldades de manutenção; j) Funcionamento em regime ou frequência não usuais ou com tensões

apreciavelmente diferentes das senoidais ou assimétricas;

k) Cargas que estabelecem Harmônicas de corrente anormais, tais como os que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares;

l) Condições de carregamento especificados (potência e fator de potência) associadas a

transformadores ou auto-transformadores de mais de dois enrolamentos; m) Exigência de níveis de ruído e ou radiointerferência, diferentes das especificadas na

norma NBR-5356; n) Exigência de isolamento diferente das especificadas na Norma NBR-5356; o) Condições de tensão anormais, incluindo sobre-tensões Transitórias, ressonãncia,

sobretensões de manobra, etc, que possam requerer considerações especiais no projeto da isolação;

p) Campos Magnéticos anormalmente fortes; q) Transformadores de grande porte com barramentos blindados de fases isoladas de

altas correntes que possam requerer condições especiais do projeto; r) Nessecidade de proteção especiais contra contatos acidentais de pessoas com partes

vivas do transformador; s) Operação em paralelo com transformadores de outro fornecimento.


175


4.5.3 OPERAÇÃO EM PARALELO A operação em paralelo de transformadores se faz necessária em duas situações

principais: 1) Quando é necessário aumentar a carga de determinada instalação sem modificação

profunda no lay-out da mesma. 2) Quando, ao prevermos pane em um dos transformadores, quisermos continuar

operando o sistema, mesmo à carga reduzida. Dois transformadores operam em paralelo, quando estão ligados ao mesmo sistema de

rede, tanto no primário quanto no secundário (paralelismo de rede e barramento, respectivamente).

Mas não é possível ligarmos dois transformadores em paralelo, para operação satisfatória, se não forem satisfeitas as condições do ítem 4.5.2.

4.5.3.1 DIAGRAMAS VETORIAIS COM MESMO DESLOCAMENTO ANGULAR Se as demais condições forem estabelecidas, basta ligarmos entre si os terminais da

mesma designação.

4.5.3.2 RELAÇÕES DE TRANSFORMAÇÃO IDÊNTICAS INCLUSIVE DERIVAÇÕES

Surgirá uma corrente circular entre os dois transformadores caso tenham tensões

secundárias diferentes. Esta corrente se soma à corrente de carga (geometricamente) e no caso de carga indutiva

haverá um aumento de corrente total no transformador com maior tensão secundária enquanto que a corrente total do transformador com menor tensão secundária diminui. Isto significa que a potência que pode ser fornecida pelos dois transformadores é menor do que a soma das potências individuais, o que representa desperdício.

A corrente circulante existe também se os transformadores estiverem em vazio, sendo independente da carga e sua distribuição.

4.5.3.3 IMPEDÂNCIA A impedância é referida a potência do transformador. Transformadores da mesma potência deverão ter impedâncias iguais, no entanto a

norma NBR-5356 admite uma variação de até +/- 7,5%. Transformadores de diferentes potências:


176


Aplicando a fórmula abaixo, saberemos qual a impedância do novo transformador a ser instalado.

2

11

2 P´ZPZ ⋅

= (eq 4.1)

sendo: P = potência total da instalação (P1 + P2); P1 = potência do transformador velho; P2 = potência do transformador novo; Z1 = impedância do transformador velho; Z2 = impedância do transformador novo; Z’1 = impedância do transformador velho referido a base do novo.

Devemos inferir as impedâncias a uma mesma base de potência, que pode ser a de

qualquer um deles, da seguinte maneira:

2

122 P

PZ´Z ⋅= (eq 4.2)

1

211 P

PZ´Z ⋅= (eq 4.3)

Onde: Z’1 e Z’2 são as impedâncias dos transformadores na base nova de potência. A divisão de potência entre transformadores em paralelo é calculada como segue

abaixo:

P1Z1

P2Z2

21

21 ZZ

ZPP+⋅

= (eq 4.4)

21

12 ZZ

ZPP

+⋅

= (eq 4.5)

21 PPP += (eq 4.6)

Para os transformadores que irão operar em paralelo, as impedâncias ou tensões de

curto-circuito não poderão divergir mais do que (mais ou menos) 7,5% da média das impedâncias individuais, como já foi mencionado anteriormente, caso contrário o transformador de impedância menor receberá uma carga relativa maior do que o de impedância maior.

Quando o transformador de menor potência tiver a maior impedância, então são economicamente aceitáveis diferenças de 10 a 20% na impendância.


177


Caso contrário, condições de serviço anti-econômicas já ocorrerão em transformadores ligados em paralelo, cuja relação de potências for 1:3.

Exemplo: Qual a impendância de um novo transformador cuja potência é 1500KVA, o qual será

ligado em paralelo com outro já existente com as seguintes características: • Potência: 1000KVA; • Tensões Primárias: 13,8 - 13,22 - 12,6KV; • Tensões Secundárias: 380/220V; • Impedância: 5%; • Deslocamento Angular: Dyn 1; A impedância de 5% está referida na base de 1000KVA. Deveremos referí-la para a

base do transformador novo. Usando a equação 4.3:

100015005

1

211

×=

⋅=

PPZ´Z

Z’1 = 7,5% este valor é a impedância do 1000kVA na base do novo transformador de

1500kVA. Calcularemos a impedância que deverá ter, o novo transformador de 1500kVA. Da equação 4.1:

2

112 P

´ZPZ ⋅=

%%,Z 55715001000

2 =⋅=

Esta impedância já está na base do novo transformador (1500kVA). O novo transformador deverá ter as seguintes características: • Tensão Primária: 13,8 - 13,2 - 12,6 kV; • Tensão Secundária: 380/220 V; • Impedância: 5%; • Deslocamento angular: Dyn 1.


178


4.5.4 OPERAÇÃO EM PARALELO DIVISÃO DE CARGA ENTRE TRANSFORMADORES Pode-se calcular a potência fornecida individualmente, pelos transformadores de um

grupo em paralelo, através da seguinte fórmula:

∑ ⋅

⋅⋅=

nnNn

cNnFn

EP

PEMPP

1 1

∑

∑

=

n

n

Nn

n

Nn

EP

PEM

1

1

Onde: PFn = potência fornecida à carga pelo n-ésimo transformador. PNn = potência nominal do n-ésimo transformador EM = tensão média de curto-circuito (%) En = tensão de curto-circuito do n-ésimo transformador (%) Pc = potência solicitada pela carga (KVA)

Exemplo: Calcular as potências fornecidas individualmente, pelos transformadores,

PN1 = 300kVA, PN2 = 500kVA, PN3 = 750kVA, cujas tensões de curto-circuito são as seguintes:

E1 = 4,5%, E2 = 4,9%, E3 = 5,1%, e a potência solicitada pela carga é de 1550kVA.

%,

,,,

EM 9084

15750

94500

54300

750500300=

++

++=

155054

9084750500300

3001 ⋅⋅

++=

,,PF ]kVA[,PF 33271 =

155094

9084750500300

5002 ⋅⋅

++=

,,PF ]kVA[,PF 95002 =

155015

9084750500300

7503 ⋅⋅

++=

,,PF ]kVA[,PF 87213 =

Observa-se que o transformador de 300kVA por ter a menor impedância, está

sobrecarregado, enquanto que o transformador de 750kVA, que possui a maior impedância, está operando abaixo de sua potência nominal.


179


4.6 SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES

4.6.1 DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR No projeto de uma instalação elétrica, os critérios de dimensionamento dos

equipamentos e condutores assumem uma importância vital, uma vez que envolvem os dois principais fatores que estão na base do projeto, ou seja, a funcionalidade e o custo.

É evidente que um projeto superdimencionado pode também ser funcional, uma vez que não venha superar certos limites, além dos quais podem sobrevir efeitos negativos, porém o custo resultante não pode ser justificado.

Portanto, é necessário chegar a estabelecer um ponto de intersecção entre funcionalidade e custo, de tal modo que satisfaça a parte técnica e a econômica, tendo presente que um bom técnico, é aquele que consegue projetar ou construir uma instalação completamente funcional de maneira econômica.

No que diz respeito aos transformadores, onde se quer chegar a um valor de potência, de um ou mais deles, a serem instalados, se faz necessário que o projetista tenha em mente claramente o conceito de fator de demanda, de modo que, partindo dos valores de potência dos equipamentos alimentados pelo transformador, possa chegar a estabelecer, com conhecimento de causa, o valor de demanda máxima (ou da potência de alimentação) absorvível pela planta, e, portanto, definir de modo econômico, o dimensionamento dos transformadores.

4.6.2 FATOR DE DEMANDA (D) Entende-se por fator de demanda (d) como a razão da demanda máxima total (Dmt) da

instalação para a respectiva potência instalada (Pt) e é definido para um ponto de distribuição. Portanto conhecendo-se:

t

mt

PD

d =

podemos determinar qual a potência do transformador através de Dmt, sendo conhecida a potência instalada.

4.6.2.1 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA MÁXIMA DE UM GRUPO DE MOTORES Dado um grupo de n motores (com n maior ou igual a 10) de diversas potências.

Procedemos da seguinte maneira: 1 - Determina-se a potência nominal de cada motor em kVA

]kVA[VIPnom 10003 ⋅⋅

=


180


Sendo: Pnom = potência nominal de cada motor I = corrente absorvida pelo motor em A (retirada pelo catálogo do fabricante) V = tensão de alimentação dos motores.

2 - Determina-se a potência instalada: a potência instalada (Pinst) será o somatório

das potências nominais de cada motor. 3 - Determina-se o número de motores no cujas potências nominais, calculadas pelo

ítem 1 sejam maiores ou iguais que a metade da potência nominal do maior motor.

4 - Calculam-se as relações:

nnN =

inst

inst

PPP =

Sendo: n' = somatória dos motores n = número total de motores P’inst = potência instalada dos n’ motores

5 - Com N e P iremos a tebela 5,6 obtendo o fator de demanda (G) para a instalação. 6 - Calcula-se a demanda máxima por:

instPGDM ⋅= Obs: Este critério apresentado é empírico, pois dependendo da instalação todos os

motores operarão juntos, o que nos dará um G = 1. Considera-se sempre como 100% a demanda do maior motor, ou dependendo dos

maiores motores. Exemplo: Determinar a demanda máxima do grupo de motores indicados na tabela

abaixo: Na tabela obtemos:

n = 65 Pinst = 597,2

Consideramos o maior motor com demenda de 100% (kVA), sendo o valor dividido por

dois. Para determinar n’ o número de motores cujas as potências, sejam maiores ou iguais que a metade da potência nominal do maior motor.


181


]kVA[,, 23624072

=

será n’ = 8+5 = 13 Aos quais corresponde uma potência instalada:

P’inst =142,9+131,1=274[kVA] Calculamos as relações:

206513 ,N ==

45802597

274 ,,

P ==

Na tabela 5.6 com N = 0,2 e P = 0,50 obteremos:

G = 0,64 A demanda máxima será:

DM = [0,64 x (597,2 - 144,8)] + 144,8

DM = 434,3 kVA Nota: Através do Item 1 e tabela 4.11 (tab. 1200 RPM) obtemos os valores DM kVA

I II III No Cv KVA Pinst (KVA) 2 75 72,40 144,8 5 30 28,58 142,9 8 15 16,39 131,1 20 5 5,72 114,4 30 1,5 2,13 64,0 65 597,2

4.6.2.2 DETERMINAÇÃO DA DEMANDA MÁXIMA DA INSTALAÇÃO

Com o auxílio das tabelas 4.14, 4.15, 4.16, 4.17 e da fórmula a seguir, pode-se calcular a demanda máxima da instalação, que por sua vez definirá a potência do transformador:

Dmt = A + B + C + D + E

Sendo: A = Demanda da potência para iluminação e tomadas, conforme tabela 4.13. B = Demanda de todos os aparelhos de aquecimento (chuveiros, aquecedores,

fornos, fogões, etc...) calculada conforme tabelas 4.17 onde deve-se diversificar a demanda por tipo de aparelho.


182


C = Demanda de aparelhos de ar condicionado calculado conforme tabela 4.18. D = Demanda dos motores elétricos conforme ítem 4.6.2.1. E = Demanda individual das máquinas de solda a transformador, calculada

conforme tabela 4.15. Em todos os casos, no cálculo da demanda, o fator de potência e o rendimento devem

ser considerados.

4.6.3 CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS Os valores encontrados nas tabelas devem ser compreendidos como referidos aos casos

mais frequêntes e devem ser usados quando na falta de algum dado informativo. É natural que o técnico, antes de recorrer às tabelas, se informe sobre os ciclos usuais de

funcionamento e faça quanto mais possível, com que se aproximem os valores dos fatores com a realidade do caso que deve resolver.

4.6.4 CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO VALOR OBTIDO NA DEMANDA.

Uma vez descoberto o valor da demanda absorvida pela instalação, devemos escolher o

transformador ou os transformadores a serem instalados. Os principais critérios de escolha são: a) Eventuais aumentos de potência instalada; b) Conveniência da subdivisão em mais unidades; c) Potência nominal normalizada;

Número de Aparelhos Fator de Demanda % 1 a 10 100

11 a 20 86 21 a 30 80 31 a 40 78 41 a 50 75 51 a 75 70 76 a 100 65

acima de 100 60 Tabela 5.4 - Fatores de Demanda de condicionadores de ar


183


Solda a Arco Número de Aparelhos Fator de Demanda %

1º e 2º maior aparelho 100 3º aparelho 85 4º aparelho 70

soma dos demais aparelhos 60 solda à resistência

maior aparelho 100 soma dos demais aparelhos 60

Tabela 5.5 - Demanda individual das máquinas de solda a transformador • TABELA DE MOTORES IP54, IP(W)55 E QUÍMICO - Divisão II * Vide Catálogo de Motores Trifásicos. • TABELA DE MOTORES IP54, IP(W)55 E QUÍMICO - Divisão II * Vide Catálogo de Motores Trifásicos.

P N 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00

0,005 0,34 0,18 0,11 0,073 0,051 0,039 0,030 0,024 0,019 0,016 0,013 0,011 0,010 0,009 0,007 0,007 0,006 0,005 0,005 0,01 0,52 0,32 0,20 0,14 0,10 0,076 0,059 0,047 0,037 0,031 0,026 0,023 0,019 0,017 0,015 0,013 0,012 0,011 0,009 0,02 0,71 0,51 0,36 0,26 0,19 0,14 0,11 0,09 0,07 0,06 0,05 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 0,02 0,02 0,02 0,03 0,81 0,64 0,48 0,36 0,27 0,21 0,16 0,13 0,11 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,04 0,04 0,03 0,03 0,04 0,86 0,72 0,57 0,44 0,34 0,27 0,22 0,18 0,15 0,12 0,10 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,05 0,04 0,04 0,05 0,90 0,79 0,64 0,51 0,41 0,33 0,26 0,22 0,18 0,15 0,13 0,11 0,10 0,08 0,07 0,07 0,06 0,05 0,05 0,06 0,92 0,83 0,70 0,58 0,47 0,38 0,31 0,26 0,21 0,18 0,15 0,13 0,12 0,10 0,09 0,08 0,07 0,06 0,06 0,08 0,94 0,89 0,79 0,68 0,57 0,48 0,40 0,33 0,28 0,24 0,20 0,17 0,15 0,13 0,12 0,11 0,09 0,08 0,08 0,10 0,95 0,92 0,85 0,76 0,66 0,56 0,47 0,40 0,34 0,29 0,25 0,22 0,19 0,17 0,15 0,13 0,12 0,10 0,09 0,15 0,95 0,93 0,88 0,86 0,72 0,67 0,56 0,48 0,42 0,37 0,32 0,28 0,25 0,23 0,20 0,17 0,16 0,14 0,20 0,95 0,93 0,89 0,83 0,76 0,69 0,64 0,54 0,47 0,42 0,37 0,33 0,29 0,26 0,23 0,21 0,19 0,25 0,95 0,93 0,90 0,85 0,78 0,71 0,64 0,57 0,51 0,45 0,41 0,36 0,32 0,29 0,26 0,24 0,30 0,95 0,94 0,90 0,86 0,80 0,73 0,66 0,60 0,53 0,48 0,43 0,39 0,35 0,32 0,29 0,35 0,95 0,94 0,91 0,86 0,81 0,74 0,68 0,62 0,56 0,50 0,45 0,41 0,37 0,33 0,40 0,95 0,93 0,91 0,86 0,81 0,75 0,69 0,63 0,57 0,52 0,47 0,42 0,38 0,45 0,95 0,93 0,91 0,87 0,81 0,76 0,70 0,64 0,58 0,52 0,47 0,43 0,50 0,95 0,94 0,91 0,87 0,82 0,76 0,70 0,64 0,58 0,53 0,48 0,55 0,95 0,94 0,91 0,87 0,82 0,75 0,69 0,63 0,57 0,52 0,60 0,95 0,94 0,91 0,87 0,81 0,75 0,69 0,63 0,57 0,65 0,95 0,94 0,91 0,86 0,81 0,74 0,68 0,62 0,70 0,95 0,94 0,90 0,86 0,80 0,73 0,66 0,75 0,95 0,93 0,90 0,83 0,78 0,71 0,80 0,95 0,94 0,89 0,83 0,76 0,85 0,95 0,93 0,88 0,80 0,90 0,95 0,92 0,85 1,0 0,95

Tabela 5.6 - Fatores de demanda de grupos de motores.


184


VALORES NOMINAIS TÍPICOS DE APARELHOS ELÉTRICOS (Tensão Nominal 220V)

APARELHO POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS Aquecedor de água central (Boiler)

- De 50 a 100 litros 1000W - De 150 a 200 litros 1250W - 250 litros 1500W - De 300 a 350 litros 2000W - 400 litros 2500W

Aquecedor de água local 4000 a 8000W Aquecedor portátil d e ambiênte 700 a 1300W Aspirador de pó 250 a 800W Barbeador 8 a 12 W Batedeira 70 a 250W Cafeteira 1000W Chuveiro 3000 a 5300W Cobertor 150 a 200W Condicionador de ar

- 3/4cV 1200VA - 1 1/2cV 2400VA - central (residêncial) 5000VA

Congelador (freezer) 350 a 500VA Copiadora (tipo xeróx) 1500 a 6500VA Exaustor de ar (para cozinha) 300 a 500VA Ferro de passar roupa 400 a 1650W Fogão residêncial 4000 a 12000W Forno residêncial 4500W Forno de microondas ( residêncial) 1200W Geladeira (residêncial) 150 a 400 VA Lavadora de pratos (residêncial) 1200 a 2800VA Lavadora de roupas (residênc ial) 750 a 1200VA Liquidificador 100 a 250W Máquina de costura (doméstica) 60 a 100W Máquina de escrever 150W Moedor de lixo 300 a 600VA Secador de roupa 4000 a 6000W Secador de cabelos 500 a 1200W Televisor

- Portátil 75 a 100W - Tipo Console 150 a 350W

Torradeira 500 a 1200W Torneira 2500 a 3200W Ventilador

- Portátil 60 a 90W - De pé 250 VA


185


POTÊNCIAS NOMINAIS DOS PRINCIPAIS TIPOS DE LÂMPADAS

TIPO DE LÂMPADA POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS (W) Incandescente 15 - 25 - 40 - 60 - 75 - 100 - 150 - 200 - 300 - 500 -1000-1500 Fluorescente 15 - 20 - 30 - 40 - 65 - 100 - 110 - 125 - 135 Vapor de mercúrio 80 - 125 - 250 - 400 - 700 - 1000 - 2000 Vapor Metálico 375 - 1000 - 2000 Sódio Baixa Pressão 35 - 90 - 135 - 180 Sódio Alta Pressão 250 - 400 - 1000 Halógenas 500 - 1000 - 1500 - 2000 Mistas 160 - 250 - 500

FATORES DE DEMANDA DE ILUMINAÇÃO E TOMADAS

DESCRIÇÃO FATOR DE DEMANDA %

Auditórios, salões para exposições e semelhantes. 100 Bancos, Lojas e semelhantes. 100 Barbearias, salões de beleza e semelhantes. 100 Clubes e semelhantes. 100

Escolas e semelhantes. 100 para os primeiros kVA 50 para o que exceder de 12 kVA.

Escritórios (edifícios de) 100 para os primeiros 20 kVA 70 para o que exceder de 20 kVA

Garagens Comerciais e seme lhantes. 100

Hospitais e semelhantes. 40 para os primeiros 50 kVA 20 para o que exceder de 50 kVA

Hotéis e semelhantes. 100 Igrejas e semelhantes. 100

Edifícios de Apartamentos residênciais 100 para os primeiros 10kVA 35 para os seguintes 110 kVA

25 para o que exceder de 120 kVA Restaurantes e semelhantes. 100

Tabela 5.3


186


Fator de Demanda % Fator de Demanda % Número de Aparelhos com potêncial

de até 35kW com potêncial

superior a 35 KW

Número de Aparelhos com potêncial

de até 35KW com potêncial

superior a 35 KW 1 80 80 16 39 26 2 75 65 17 38 28 3 70 55 18 37 28 4 66 50 19 36 28 5 67 45 20 35 28 6 59 43 21 34 26 7 56 40 22 33 26 8 53 36 23 32 26 9 51 35 24 31 26 10 49 34 25 30 26 11 47 32 26 a 30 30 24 12 45 32 31 a 40 30 22 13 43 32 41 a 50 30 20 14 41 32 51 a 60 30 18 15 40 32 61 ou mais 30 16

Tabela 5.7 NOTA: Os fatores devem ser aplicados para cada tipo de aparelho separadamente.

4.6.4.1 EVENTUAIS AUMENTOS DA POTÊNCIA INSTALADA É provável que nos primeiros anos de funcionamento de uma instalação, se verifiquem

aumentos na carga instalada, por mais bem projetada que seja a instalação na partida. Em geral este aspecto se verifica em 90% dos casos.

Portanto, será interessante que o projetista conheça a fundo o caso de que está tratando e deverá prever um aumento de 5% a 15%.

4.6.4.2 CONVENIÊNCIA DA SUBDIVISÃO EM MAIS UNIDADES Este aspecto foi comentado anteriormente no capítulo relativo à Operação em Paralelo.

São dois os aspectos a serem levados em consideração neste momento: a) Operação em paralelo econômico e; b) Eventuais danos no transformadores ou manutenção. O primeiro traz benefícios, diminuíndo as perdas totais, e o segundo alerta ao fato de

que poderemos operar à carga reduzida, mesmo com a parada de uma unidade. No caso do dano, ter aplicado o critério econômico que aconselha a aquisição de uma

única máquina de potência adequada, pode ser a causa de um problema de grandeza diretamente proporcional ao valor da produção, uma vez que, vindo a faltar a fonte de energia, se impõe um período mais ou menos longo de completa parada de uma instalação.

Não obstante o custo inicial de aquisição ser maior, quando a potência necessária ultrapassa os 150KVA, a subdivisão em maior número de máquinas oferece a possibilidade de


187


criar uma instalação articulada e flexível, apta a adequar-se a cada situação e permitir o máximo e racional aproveitamento dos transformadores, com o mínimo dano.

4.6.4.3 POTÊNCIA NOMINAL NORMALIZADA Voltamos a tocar no assunto porque é de vital importância no dimensionamento da

instalação. Todos sabemos quanto demora a aquisição de um equipamento. Se o transformador idealizado não tiver um valor de potência normalizado, o tempo

necessário para a confecção da oferta, projeto e execução será maior, consequentemente o prazo para entrada em funcionamento da planta se estenderá, mantendo mais longe o início do retorno de capital.

A mesma dificuldade será sentida em caso de se necessitar reposição de uma unidade.

4.6.5 DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR

a) Potência; b) Tensões Primárias e derivações; c) Tensão Secundária; d) Frequência; e) Normas aplicáveis; f) Acessórios; g) Valores de Impedância, corrente de excitação e perdas; h) Qualquer outra característica importante: dimensões especiais por exemplo.


188


4.7 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Veremos agora as características construtivas do transformador, pois no item relativo

ao funcionamento do transformador, não nos preocupamos em mostrar a forma construtiva correta, uma vez que lá o objetivo era de esclarecer o fenômeno elétrico envolvido na transformação.

Chamamos de parte ativa do transformador, ao conjunto formado pelos enrolamentos, primário e secundário, e pelo núcleo, porém, sem dispositivos de prensagens e calços. A parte ativa deve constituir um conjunto mecanicamente rígido, capaz de suportar condições adversas de funcionamento. Na figura 4.28 vê-se a parte ativa de um transformador trifásico com todos os componentes.

Figura 4.28

4.7.1.1 NÚCLEO O núcleo é constituído por um material ferromagnético, que contém em sua composição

o silício, que lhe proporciona características excelentes de magnetização e perdas. Porém, este material é condutor e estando sob a ação de um fluxo magnético alternado,

dá condições de surgimento de correntes parasitas. Para minimizar este problema, o núcleo, ao invés de ser uma estrutura maciça, é construído pelo empilhamento de chapas finas, isoladas com Carlite.

Presta-se especial atenção para que as peças metálicas da prensagem sejam isoladas do núcleo e entre si para evitar as correntes parasitas, que aumentariam sensivelmente as perdas em vazio.

Estas chapas de aço, durante a sua fabricação na usina, recebem um tratamento especial com a finalidade de orientar seus grãos. É este processo que torna o material adequado à utilização em transformadores, devido à diminuição de perdas específicas.

É também com a finalidade de diminuir as perdas, que nestas chapas são feitos cortes a 451 nas junções entre as culatras e os pilares (Figura 4.29).


189


45º Figura 4.29

4.7.1.2 ENROLAMENTO Os enrolamentos, primários e secundários, são constituídos de fios de cobre, isolados

com esmalte ou papel, de seção retangular ou circular. O secundário, ou, dependendo do caso, BT, geralmente constitui um conjunto único

para cada fase (figura 4.30), ao passo que o primário pode ser uma bobina única (figura 4.31) ou fracionada em bobinas menores, que chamamos de panquecas.

Figura 4.30 Figura 4.31

Os enrolamentos são dispostos concentricamente, com o secundário ocupando a parte

interna e consequentemente o primário a parte externa, por motivo de isolamento e econômicos, uma vez que é mais fácil de “puxar” as derivações do enrolamento externo.

Chamamos de derivação, aos pontos, localizados no enrolamento primário, conectados ao comutator (vide ítem 4.6.1.4).

Tipos de bobinas: 1) Barril (qualquer potência); 2) Camada (qualquer potência); 3) Panqueca (até 1,5MVA); 4) Disco (acima de 1MVA); 5) Helice (acima de 1MVA); 6) Hobbart (acima de 1MVA).


190


4.7.1.3 DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM, CALÇOS E ISOLAMENTO Para que o núcleo se torne um conjunto rígido, é necessário que se utilize dispositivos

de prensagem das chapas. São vigas dispostas horizontalmente, fixadas por tirantes horizontais e verticais.

Devem ainda estar projetadas para suportar o comutador, os pés de apoio da parte ativa, suporte das derivações e ainda o dispositivo de fixação da parte ativa do tanque. Os calços são usados em vários pontos da parte ativa e tem várias finalidades.

Servem para constituir as vias de circulação de óleo, para impedir que os enrolamentos se movam, como apoio da parte ativa (neste caso chamado pé), e outras. Os materiais dos calços são vários e dentre eles podemos destacar o papelão (Presspan), o fenolite, a madeira, permalan, permawood e playboard.

O isolamento se faz necessário nos pontos da parte ativa onde a diferença de potencial seja expressiva, nos condutores, entre camadas dos enrolamentos, entre primário e secundário, entre fases e entre enrolamentos e massa.

Os materiais são diversos e devem atender às exigências de rigidez dielétrica e temperatura de operação (classe A-105ºC). No caso dos condutores, estes podem estar isolados em papel Kraft neutro ou esmalte; este último, na WEG, é de classe H (180ºC).

4.7.1.4 COMUTADOR DE DERIVAÇÕES Sua finalidade foi exposta no ítem relativo às tensões normalizadas. Pode assumir duas

formas básicas: tipo painel e tipo linear.

4.7.1.4.1 TIPO PAINEL O painel é instalado imerso em óleo isolante e localizado acima das ferragens superiores

de aperto do núcleo, num ângulo que varia de 20 a 30º, para evitar depósitos de impurezas em sua superfície superior.

A figura 4.32 mostra um comutador tipo painel de posições. Consta de chapa de fenolite a qual recebe dentro de determinada disposição, os terminais dos enrolamentos.

Os parafusos que recebem estes terminais estão isolados desta chapa do painel por meio de buchas de porcelana ou epoxí para garantir boa isolação entre eles.

A conexão entre os parafusos é feita por pontes de ligação de formato adequado a fácil troca de posição e perfeito contato com o aperto das porcas.

Só se usa comutador tipo painel para casos em que se tenha 8 ou mais derivações ou no caso de religáveis.


191



4.7.1.4.2 TIPO LINEAR Este tipo de comutador tem como principal vantagem a facilidade de operação, sendo

sua manobra feita internamente por meio de uma manopla situada acima do nível do óleo, ou feita externamente. O acionamento externo é usado obrigatoriamente quando o transformador possui conservador de óleo, ou ainda quando o mesmo possui potência maior que 300kVA.

Há 3 tipos básicos de comutadores lineares: a) COMUTADOR LINEAR 30A: com número de posições inferior ou igual a 7. Há

tanto com acionamentos externo quanto interno, simples ou duplo. Usado até 500kVA (figura 4.33)

b) COMUTADOR LINEAR 75A: com as mesmas caracteríticas do anterior, sendo que

este é usado de 750kVA até 2500kVA; c) COMUTADOR LINEAR 300A: número de posições até 13. Acionamento externo.

Usado para potências superiores a 3MVA. Este comutador possui grande flexibilidade. Admite até 3 colunas, com até 4 grupos de contato por colunas.

Todos os comutadores mencionados são para acionamento sem tensão e sem carga.

4.7.2 BUCHAS São os dispositivos que permitem a passagem dos condutores dos enrolamentos ao meio

externo. São constituidos basicamente por: a) corpo isolante: de porcelana vitrificada; b) condutor passante: de cobre eletrolítico ou latão; c) terminal: de latão ou bronze; d) vedação: de borracha e papelão hidráulico. As formas e dimensões variam com a tensão e a corrente de operação e para os

transformadores desta especificação subdividem-se em:


192


a) BUCHAS ABNT: CONFORME NBR 5034 1) Buchas de AT: classe 15; 24,2 e 36,2KV; todas com capacidade de 160A (Figura

4.36). 2) Buchas de BT: tensão nominal 1,3KV; correntes nominais de 160; 400; 800; 2000;

3150 e 5000A (Figuras 4.34 e 4.35). b) BUCHAS DIN Para as AT nas classes de 15; 24,2 e 36,2KV nas correntes nominais de 250; 630; 1000;

2000 e 3150A (Figura 4.37 e 4.38) c) BUCHAS CONDENSIVAS São usadas apenas em transformadores com potência superior a 2500KVA e tensões

maiores que 36,2KV, sendo encontrada apenas nas correntes de 800 a 1250A. Estas buchas são muito mais caras que as de cerâmica tanto DIN quanto ABNT. Ver Figura 4.39.



193





194


As tabelas mostram as buchas usadas em transformadores de distribuição:

Tabela - buchas de baixa tensão para transformadores monofásicos (conforme NBR 5437)

MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA (V) Potência do Transformador

(KVA) 127 220 ou 230 240 254 440

Bucha Bucha Bucha Bucha bucha 5 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160 10 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160 15 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160 25 1,3/400 1,3/160 1,3/160 1,3/160 1,3/160

37,5 1,3/400 1,3/400 1,3/160 1,3/160 1,3/160 50 1,3/400 1,3/400 1,3/400 1,3/400 1,3/160 75 1,3/800 1,3/800 1,3/400 1,3/400 1,3/400

100 1,3/800 1,3/800 1,3/800 1,3/400 1,3/400

Tabela - Buchas de Alta Tensão para transformadores Trifásicos (conforme NBR 5437)

MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA (V) Potência do Transformador

(KVA) 220

Bucha 380

Bucha 15 1,3/160 1,3/160 30 1,3/160 1,3/160 45 1,3/160 1,3/160 75 1,3/400 1,3/160

112,5 1,3/400 1,3/400 150 1,3/400 1,3/400 225 1,3/800 1,3/400 300 1,3/800 1,3/800

4.7.3 TANQUE Destinado a servir de invólucro da parte ativa e de recipiente do líquido isolante,

subdivide-se em três partes: • Lateral; • Fundo; • Tampa. Estas partes são de composição e espessuras normalizadas. Neste invólucro encontramos os suportes para poste (até 225 KVA), suportes de roda

(normalmente para potências maiores que 300KVA), olhais de suspensão, sistema de fechamento da tampa, janela de inspeção, dispositivos de drenagem e amostragem do líquido isolante,


195


conector de aterramento, furos de passagem das buchas, radiadores, visor de nível de óleo e placa de identificação.

O tanque e a respectiva tampa devem ser de chapas de aço, laminadas a quente, conforme NBR 6650 e NBR 6663.

As espessuras das chapas para transformadores de distribuição estão na tabela a seguir. Para transformadores maiores não há normalização, cada fabricante escolhe as chapas conforme a especificação do projeto mecânico.

Tabela - Espessura de chapa de aço

Espessura (mm) Potência do Transformador (KVA) Tampa Lateral Fundo

1 2 3 4 P ≤ 10 1,90 1,90 1,90

10 < P ≤ 225 2,65 2,65 3,15 P = 300 3,15 3,15 3,15

Com referência aos tipos construtivos, os transformadores podem ser:

4.7.3.1 SELADOS Transformadores cujo tanque assegura a separação total entre os ambientes interno e

externo. O tanque neste caso, mantêm-se parcialmente cheio de óleo (Figura 4.40)

Figura 4.40


196


4.7.3.2 COM CONSERVADOR DE ÓLEO Os transformadores que tem o tanque totalmente cheio de óleo, possuem o conservador

a fim de permitir a expansão deste quando do seu aquecimento (Figura 4.41 e 4.42). Usa-se o conservador de óleo à partir de 750 kVA.

4.7.3.3 TRANSFORMADORES FLANGEADOS Os transformadores selados e com conservador de óleo poderão ser providos de flanges

nos terminais de alta e/ou baixa tensão caso se necessite de proteção ou acoplamento à painéis, cubículos e outros transformadores etc...

Na Figura 4.43 vemos transformadores selado com flanges para acoplamento; e na Figura 4.44 vemos transformadores com conservador de óleo com flanges para acoplamento.


Figura 4.43


197


Figura 4.44

4.7.4 RADIADORES Todo o calor gerado na parte ativa se propaga através do óleo e é dissipado no tanque

(tampa e sua lateral). As elevações de temperatura do óleo e do enrolamento são normalizadas e devem ser limitadas para evitar a deteriorização do isolamento de papel e do óleo. Dependêndo da potência do transformador, ou melhor, de suas perdas, a área da superfície externa poderá ser insuficiente para dissipar este calor e é então necessário aumentar a área de dissipação. Para tal usam-se radiadores que poderão ser de elementos ou tubos (Figura 4.45 e 4.46).

Os radiadores de elementos são chamados de chapa de aço carbono.

Figura 4.45 - RADIADOR DE CHAPA tipo C-520


198


4.7.5 TRATAMENTO SUPERFICIAL E PINTURA O tanque, (inclusive radiadores) após a sua fabricação, são submetidos a um tratamento

de jato de granalha de aço até o metal quase branco em instalações automáticas e manuais. Concluíndo este tratamento, imediatamente após, as peças são pintadas com tinta

primer, recebendo em seguida duas demãos de esmalte sintético de acabamento, resistente ao tempo, em cor cinza claro.

Figura 4.46

4.7.6 LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO Os transformadores de distribuição, com tensão acima de 1,2KV, são construidos de

maneira a trabalhar imersos em óleos isolantes. Os óleos isolantes possuem dupla finalidade: garantir isolação entre os componentes do

transformador e dissipar para o exterior o calor gerado nos enrolamentos e no núcleo. Para que o óleo possa cumprir satisfatoriamente as duas condições acima, devem ser

perfeitamente livre de umidade e outras impurezas para garantir seu alto poder dielétrico. Os óleos mais utilizados em transformadores são os minerais, que são obtidos da

refinação do petróleo. Sendo que o de base paranífica (tipo B), e o de base naftênica (tipo A) ambos usados em

equipamentos com tensão igual ou inferior a 145KV. Existem também, fluídos isolantes à base de silicone, recomendamos para áreas de alto

grau de segurança. Ao contrário dos óleos minerais, este tipo de fluído possui baixa inflamabilidade, reduzindo sensivelmente uma eventual programação de incêndio. É usado também o óleo RTEMP que é um óleo mineral de alto ponto de fulgor com características semelhantes ao silicone.


199


Tabela 6.1- Características do óleo mineral isolante tipo A (para tensão máxima do equipamento superior a 145KV).

Valores Garantidos Características (A) Método de

Ensaio Unidade Mínimo Máximo Densidade, 20/4 °C (B) NBR 7148 - 0,861 0,900

a 20ºC 25,0

a 40 ºC 11,0 Viscosidade cinemática

(C)

a 100ºC

NBR 10441 mm5/s -

3,0

Ponto de fulgor (B) NBR 11341 ºC 140 - Ponto de fluidez (B) NBR 11349 ºC - -39

Índice de neutralização (B) ASTM D 974 mgKOH/g - 0,03 Tensão interfacial a 25 °C (B) (G) NBR 6234 mN/m 40 -

Cor ASTM ASTM D 1500 - - 1,0 Teor de água (B) (D) NBR 5755 mg/kg - 35 Cloreto e Sulfatos NBR 5779 - Ausentes Enxofre corrosivo NBR 10505 - Ausente

Ponto de anilina (B) NBR 11343 ºC 63 84 Índice de refração a 20 ºC NBR 5778 - 1,485 1,500

Rigidez dielétrica (B) (D) NBR 6869 kV 30 -

a 100ºC ASTM D 924 0,50 Fator de perdas dielétricas (D)(E)(G)

ou Fator de dissipação a 90 ºC IEC 247

% - 0,40

Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP ASTM D 2668 % massa - 0,08

Porcentagem de carbonos ASTM D 2140 % Anotar

Estabilidade a oxidação: (F) . índice de neutralização . borra . fator de dissipação, a 90 °C (IEC247)

IEC 74 MgKOH/g

%massa %

- 0,4 0,10 20

(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apresentar ao inspetor certificado

com os valores de todas as características do produto oferecido contidas nesta Tabela;

(B) Estes ensaios devem ser efetuados pelo fornecedor, na presença do inspetor, em amostra retirada dos tambores ou tanques bem como os demais ensaios, se julgado necessário;

(C) O ensaio de viscosidade cinemática deve ser realizado em duas temperaturas entre as citadas;

(D) Os ensaios de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões-tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deve ser processado tratamento físico adequado para que se restabeleçam os valores especificados no presente regulamento técnico;


200


(E) Esta especificação requer que o óleo isolante atenda ao limite de fator de potência a 100ºC pelo método ASTM D 924, ou ao fator de dissipação a 90ºC pelo método IEC 247. Esta especificação não exige que o óleo isolante atenda aos limites medidos por ambos os métodos;

(F) O ensaio do fator de dissipação a 90ºC, do óleo exidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método IEC 247 e após a preparação desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A (Central Office) 56;

(G) Estes itens não são válidos para refinarias que, entretanto, devem entregar o produto em condições tais que, mediante tratamento convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja enquadrado nos valores especificados.

Nota : Os dados desta Tabela estão de acordo com a Resolução CNP 06/85 e com o

Regulamento Técnico correspondente, CNP 18/85 Tabela 6.2 - Características do óleo isolante tipo B (para tensão máxima do

equipamento igual ou inferior a 145 kV). Valores garantidos

Características (A) Método

De Ensaio

Unidade Mínimo Máximo

Densidade 20/4 ºC (B) NBR 7148 - - 0,860 a 20 ºC 25,0 a 40 ºC 12,0 Viscosidade cinemática (C) a 100ºC

NBR 10441 mm5/s - 3,0

Ponto de fulgor (B) NBR 11341 ºC 140 - Ponto de fluidez (B) NBR 11349 ºC - -12

Índice de neutralização (B) ASTM D 974 mgKOH/g - 0,03 Tensão interfacial a 25 ºC NBR 6234 mN/m 40 -

Cor ASTM ASTM D 1500 - - 1,0 Teor de água (B) (D) NBR 5755 mg/kg - 35

Enxofre corrosivo NBR 10505 - Ausente Enxofre total ASTM D 1552 % massa - 0,30

Ponto de anilina (B) NBR 11343 ºC 85 91

NBR 6869 30 -

Rigidez dielétrica (B) (D) IEC 156

kV

42 -

Índice de refração a 20 ºC NBR 5776 - 1,409 1,478

a 100ºC ASTM D 924 - 0,50

a 90 ºC IEC 247 - 0,40

Fator de perdas dielétricas (B) (E) (G) u

Fator de dissipação

a 25 ºC ASTM D 924

%

- 0,05

Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP AST D 2668 Não-detectável Teor de carbonos aromáticos ASTM D 2140 % 7,0 -

Estabilidade à oxidação: (F) . índice de neutralização . borra . fator de dissipação a 90 ºC (IEC 247)

IEC 74 mgKOH/g % massa

%

- - -

0,40 0,10 20


201


(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apresentar ao inspetor certificado com os valores de todas as características do produto oferecido contidas nesta Tabela;

(B) Esses ensaios devem ser efetuados pelo fornecedor, na presença do inspetor, em amostra retirada dos tanques, bem como os demais ensaios, se julgado necesssário;

(C) O ensaio de viscosidade cinemática deve ser realizado em duas temperaturas entre as citadas;

(D) O ensaio de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões-tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deve ser processado tratamento físico adequado para que se restabeleçam os valores especificados no presente regulamento técnico;

(E) Esta especificação requer que o óleo isolante atenda ao limite de fator de potência a 100ºC pelo método ASTM D 294, ou ao fator de dissipação a 90ºC pelo método IEC 247. Esta especificação não exige que o óleo isolante atenda aos limites medidos por ambos;

(F) O ensaio do fator de dissipação a 90ºC, do óleo oxidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método IEC 247 e após a preparação desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A (Central Office) 56;

(G) Estes itens não são válidos para refinarias que, entretanto, devem entregar o produto em condições tais que, mediante tratamento convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja o produto enquadrado nos valores especificados.

Nota: Os dados desta Tabela estão de acordo com a Resolução CNP 09/88, com o

Regulamento Técnico correspondente, CNP 06/79, e com sua revisão número 2, de 01 de novembro de 1988.

4.7.7 PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁTICA A placa de identificação é um componente importante, pois é ela quem dá as principais

características do equipamento. No caso de manutenção, através do dados contidos nela, a Assistência Técnica WEG

será capaz de identificar exatamente o que contém a parte ativa, sem ter que abrir o tanque, e no caso de ampliação da carga, em que o outro transformador é ligado em paralelo teremos condições de construir um equipamento apto a este tipo de operação.

O material da placa poderá ser alumínio ou aço inoxidável, a critério do cliente.


202


Figura 4.47

Na figura 6.21 encontramos um exemplo de placa de identificação de um transformador

trifásico, triângulo-estrela (Dy). As informações nela contidas são normalizadas (NBR 5356) e representam um resumo das características do equipamento. Nela encontramos:

a) Nome e demais dados do fabricante; b) Número da série de fabricação; c) Mês e ano de fabricação; d) Potência do transformador em KVA; e) Norma utilizada para fabricação; f) Impedância de curto-circuíto em percentagem; g) Tipo de óleo isolante; h) Tensões nominais do primário e do secundário; i) Correntes nominais do primário e do secundário; j) Diagrama de ligação dos enrolamentos do primário e do secundário com identificação

das derivações;


203


k) Identificação do diagrama fasorial quando se tratar de transformadores trifásicos e polaridade quando monofásico;

l) Volume total do líquido isolante do transformador em litros; m) Massa total de um transformador em Kg; n) Número da placa de identificação; o) Tipo para identificação;

Em transformadores maiores que 500KVA, ou quando o cliente exigir, a placa de

identificação deverá conter outros dados como:

p) Informações sobre transformadores de corrente se os tiver; q) Dados de perdas e corrente de excitação; r) Pressão que o tanque suporta; s) Qualquer outra informação que o cliente exigir.

4.7.8 ACESSÓRIOS Outros componentes são necessários para o perfeito funcionamento do transformador.

Na Tabela 4.18 encontramos estes componentes chamados acessórios, em função da potência. A seguir, uma breve descrição de alguns dos acessórios relacionados na tabela abaixo:


204


Tabela 18 - Acessórios para transformadores.

Potências Nominais (kVA) Um ≤ 36.2KV Um ≥ 72,5KV

Acessórios

Trafo distr. aérea

P ≤ 300

P ≤ 1000 P >300

P< 5000 P>

1000

P ≥ 5000

P < 2500

P ≥ 2500 P <

5000

P ≥ 5000

5.14.1 Indicador externo de nível de óleo - - - - - - 5.14.2 Indicador de temperatura do enrolamento - - 5.14.3 Indicador de temperatura do óleo = = - - - - 5.14.4 Previsão p/ instalação de termômetro p/ óleo - - - - - - 5.14.5 Dispositivo para alívio de pressão = - - - - - 5.14.6 Relé detector de gás tipo Buchholz = - - - 5.14.7 Caixa com blocos de terminais p/ ligação dos cabos de controle. - - - - - 5.14.8 Válvula de drenagem de óleo - - - - - - 5.14.9 Meios de ligação p/ filtro - - - - - 5.14.10 Dispositivo p/ retirada de amostra de óleo - - - - - - 5.14.11 Conservador de óleo(em transformadores não selados) - - - - -

5.14.12 Válvula p/ retenção do óleo dos radiadores ou trocadores de calor. ♦ ♦ ♦ ♦ ♦

5.14.13 Meios de aterramento do tanque - - - - - - -

5.14.14 Meios p/ suspensão da parte ativa do transformador completamente montado,das tampas do conservador de óleo e dos radiadores.

- - - - - - -

5.14.15 Meios para locomoção - - - - - - 5.14.16 Apoios para macacos = - - - - - 5.14.17 Abertura de visita º º 5.14.18 Abertura de inspeção - - - - - - - 5.14.19 Comutador de derivações sem tensão = = P P P P P

- Respirador com secador de ar(quando houver conservador) - - - - -

- Provisão p/ colocação do relé detector de gás tipo Buchholz ou equivalente (em transformadores não selados) - -

- Dispositivo de alarme quando houver interrupção na circutação de água de resfriamento de vazão de água(quad. For o caso). - -

- Indicadores de circulação do óleo (no caso de circulação forçada deste ) -

- Suporte para fixação dos dispositivos de suspenção de transformadores para montagem em postes. -

P Dispensado quando for especificado comutador de derivações em carga. - Obrigatório + Somente quando houver comutador de derivações = Somente quando o comprador especificar º Somente para transformadores com potência acima de 20000kVA ou para

transformadores com comutação em carga ♦ Somente quando houver radiadores destacáveis para transporte.

NOTA: Todas as aberturas na tampa inclusive as das buchas, devem ser providas de

ressaltos construídos de maneira a evitar a acumulação e/ou a penetração de água.

4.7.8.1 RELÉ BUCHHOLZ (TRAFOSCÓPIO) O relé BUCHHOLZ tem por finalidade proteger aparelhos elétricos que trabalhem

imersos em líquido isolante, geralmente transformadores. Enquanto sobrecargas são fenômenos controláveis por meio de relés, de máxima

intensidade de corrente, defeitos tais como perdas de óleo, descargas internas, isolação


205


defeituosa dos enrolamentos, do ferro ou mesmo contra a terra ocorridos em transformadores equipados apenas com um relé de máxima, podem causar nos mesmos avarias de grande monta, caso o defeito permaneça despercebido do operador durante algum tempo.

Relés Buchholz são instalados em transformadores, justamente para, em tempo hábil, assinalar por meio de alarme ou através de desligamento do transformador, defeitos como os acima citados e deste modo evitarem a continuidade dos mesmos (Figura 4.48).

O relé Buchholz é normalmente montado entre o tanque principal e o tanque de expansão dos transformadores.

A carcaça do relé é de ferro fundido, possuindo duas aberturas flangeadas e ainda dois visores providos de uma escala graduada indicativa do volume de gás. Internamente encontra-se duas bóias montadas uma sobre a outra.

Figura 4.48

Quando do acúmulo de uma certa quantidade de gás no relé, a bóia superior é forçada a

descer. Se, por sua vez, uma produção excessiva de gás provoca uma circulação de óleo no relé,

é a bóia inferior que reage, antes mesmo que os gases formados atinjam o relé. Em ambos os casos, as bóias ao sofrerem o deslocamento, ligam um contato elétrico.

4.7.8.2 TERMÔMETRO COM CONTATOS

4.7.8.2.1 COM HASTE RÍGIDA a) APLICAÇÃO Este termômetro (figura 4.49) possui dois ponteiros de ligação e um de temperatura

máxima atingida em períodos. Estes três ponteiros são controláveis externamente, sendo que os dois primeiros

movimentam-se apenas por ação externa, enquanto que o último é impulsionado pela agulha de


206


temperatura, apenas quando em ascensão desta, pois, na redução ele fixa imóvel, sujeito apenas a ação externa, possibilitando-se a verificação de temperatura máxima atingida em um dado período.

O termômetro possui na extremidade um bulbo que é colocado na parte mais quente do óleo, logo abaixo da tampa.

O bulbo contém em seu interior uma coluna de mercúrio (Hg) que transmite as variações da temperatura até o bimetálico existente, indo à agulha indicadora de temperatura.

b) INSTRUÇÃO Pelo controle externo os ponteiros limites poderão ser movimentados á vontade. Ponteiro indicador de temperatura máxima do período: Após a inspeção periódica do

termômetro voltar o ponteiro indicador até encostar no ponteiro principal através do controle externo.

4.7.8.2.2 COM CAPILAR a) APLICAÇÃO Este termômetro (figura 4.50), possui dois ponteiros de limites e um de indicação de

temperatura máxima atingida em período. Estes três ponteiros são controláveis externamente, sendo que os dois primeiros

movimentam-se apenas por ação externa, enquanto que o último é impulsionado pela agulha de temperatura, apenas quando se ascensão desta, pois, na redução ele fica imóvel, sujeito apenas à ação externa, possibilitando-se a verificação da temperatura máxima atingida em um dado período.

O termômetro possui um capilar na extremidade do qual existe um bulbo que é colocado no ponto mais quente do óleo, logo abaixo da tampa.

O bulbo contém em seu interior uma coluna de mercúrio (Hg) que transmite as variações da temperatura até o bimetálico existente indo à agulha indicadora de temperatura.

b) INSTRUÇÃO Pelo controle externo os ponteiros limites poderão ser movimentados à vontade. Ponteiro indicador de temperatura máxima do período: após a inspeção periódica do

termômetro, voltar o ponteiro indicador até encostar no ponteiro principal através do controle externo.


207


Figura 4.49

Figura 4.50

4.7.8.3 INDICADOR DE NÍVEL DE ÓLEO

4.7.8.3.1 GENERALIDADES Os indicadores magnéticos de nível tem por finalidade indicar com perfeição o nível de

líquidos tais como água, óleo, etc., e ainda, quando providos de contatos para alarme, servirem como aparelhos de proteção à máquina, tais como transformadores, etc.


208


4.7.8.3.2 DESCRIÇÃO E PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO Os indicadores magnéticos de nível (figura 4.51) fabricados conforme norma ANSI,

possuem a carcaça em alumínio fundido, sendo que a indicação de nível é feita por ponteiro acoplado a uma imã permanente, de grande sensibilidade, fato este que o torna bastante preciso.

Figura 4.51

SECADOR DE AR DE SILICA-GEL Este aparelho é usado nos transformadores providos de conservador de óleo,

funcionando como um desumidificador de ar do transformador. Com a alteração da pressão interna do transformador, devido a variação da temperatura do óleo, o ar externo passa através do copo de óleo que retém o pó e o ar passa pelos cristais de silica-gel, que funcionam como retentores de umidade obtendo-se assim a perfeita purificação do ar que adentra o conservador de óleo do transformador. O ar que sai do transformador, com o aumento do volume de óleo, diminui a pressão interna (figura 4.52).


209


Figura 4.52

4.7.8.3.3 SILICA-GEL O silica-gel se apresenta sob forma cristalina, não sendo venenoso, é inodoro, sem

sabor, não dissipando gases e não sendo solúvel em água, mesmo quando fragmentado. Quando no seu estado seco, apresenta uma coloração azulada, porém, quando umificada adquire uma tonalidade cor-de-rosa.

Existem pequenas variações das reações do silica-gel com a umidade. De um modo geral absorve umidade em cerca de 20% de seu peso, porém atingindo 15% ele se torna cor-de-rosa e neste ponto deverá ser feita a secagem ou troca dos cristais.

4.7.8.4 IMAGEM TÉRMICA INTRODUÇÃO A imagem térmica é a técnica comumente utilizada para se medir a temperatura no

enrolamento do transformador. Ela é denominada imagem térmica por reproduzir indiretamente a temperatura do enrolamento.

A temperatura do enrolamento, que é a parte mais quente do transformador, nada mais é do que a temperatura do óleo acrescida da sobreelevação da temperatura do enrolamento (∆t) em relação ao óleo.

O sistema é composto de uma resistência de aquecimento e um sensor de temperatura simples ou duplo, ambos encapsulados e montados em um poço protetor, imerso em uma câmara de óleo.


210


O conjunto é instalado na tampa do transformador, equalizando-se com a temperatura do topo do óleo, indicando assim a temperatura no ponto mais quente do enrolamento.

A resistência de aquecimento é alimentada por um transformador de corrente associado ao enrolamento secundário do transformador principal.

Portanto, a elevação da temperatura da resistência de aquecimento é proporcional a elevação da temperatura do enrolamento além da temperatura máxima do óleo.

A constante do tempo do sistema é da mesma ordem de grandeza do enrolamento logo, o sistema reproduz uma verdadeira imagem térmica da temperatura do enrolamento (medida indireta da temperatura do mesmo) Ver figura 4.53.

Figura 4.53

L = sensor de temperatura: termômetro de mercúrio com bulbo capilar para indicação

local; 1 - conjunto EQ-DTE “L”; 2 - elemento de aquecimento; 3 - termômetro mercúrio; 4 - bolsa de óleo; 5 - indicador (bulbo capilar) local; 6 - transformador da corrente; 7 - transformador principal.

Figura 4.54

R é o reostato de ajuste. O elemento de aquecimento (2) possui uma resistência que varia de fabricante para

fabricante.


211


4.7.8.5 VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO A válvula de alívio de pressão de fechamento automático (figura 4.55) instalada em

transformadores imersos em líquido isolante tem a finalidade de protegê-los contra possível deformação ou ruptura do tanque, em casos de defeitos internos com aparecimento de pressão elevados. A válvula é extremanente sensível e rápida (opera em menos de dois milésimos de segundo), fecha-se automaticamente após a operação impedindo assim a entrada de qualquer agente externo no interior do transformador.

Figura 4.55

4.7.8.5.1 CARACTERÍSTICAS E FUNCIONAMENTO A válvula de alívio de pressão, de fechamento automático, é uma válvula com mola

provida de um sistema de amplificação instantânea de força de atuação. O corte (figura 4.56) mostra a válvula montada sobre o transformador por meio de

parafusos que a prendem à flange (1), vedada pela gaxeta (2). O disco da válvula (3), é apertado pelas molas (7) e vedado por meio de gaxetas (4 e 5).

A operação da válvula dá-se quando a pressão que atua na área definida pelo diâmetro da gaxeta (4) excede a contrapressão de abertura exercida pelas molas (7).

Logo que o disco (3) levanta-se ligeiramente da gaxeta, (4) a pressão interna do transformador passa imediatamente a agir sobre toda a área do disco delimitado pelo diâmetro da gaxeta (5), resultando uma força muito maior que aciona o disco para cima e acusa a abertura imediata e total da válvula até a altura das molas (7) em disposição de compresão.

NOTA: Existem no mercado, dois tipos de válvulas de alívio: - para tanques até 6000 I - para tanques de até 40.000 I Para ambos os tipos é possível o fornecimento com até 2 contatos independêntes.


212


Figura 4.56

A pressão interna do transformador é rapidamente reduzida a valores normais em

consequência da escape pela válvula e as molas (7) reconduzem o disco (3) para a posição de repouso, vedando novamente a válvula.

Um pequeno orifício de sangria no espaço compreendido entre as gaxetas (4 e 5) evita que a válvula opere desnecessariamente em caso de vedação imperfeita entre o disco (3) e a gaxeta (4) ocasionada por partículas estranhas depositadas sobre a gaxeta (4).

A válvula é provida na tampa (6) de um pino colorido (8); indicador mecânico da atuação da válvula, o pino está apoiado sobre o disco (3) e levanta-se com ele durante a abertura, sendo mantido na posição de válvula aberta pela gaxeta (11). O pino é claramente visível a grande distância, indicando que a válvula operou, podendo ser rearmada manualmente empurrando-o para baixo até encostar no disco (3).

A válvula também é provida de uma chave selada e à prova de tempo (9), montada na tampa, com contatos de atuação simultânea. A chave é acionada pelo movimento do disco (3) e deve ser (10) rearmada manualmente por meio de alavancas após o funcionamento.

4.7.8.5.2 MONTAGEM A válvula é geralmente montada na posição horizontal e voltada para cima; entretanto

também pode ser tomada em posição inclinada, verticalmente, ou mesmo horizontal e voltada para baixo, desde que não fique submetida a uma excessiva altura de nível de óleo.

4.7.8.5.3 AJUSTE DA PRESSÃO DE OPERAÇÃO A pressão normal de operação da válvula é de 0,70 ± 0,07 kgf/cm2 ao nível do mar.


213


4.7.8.5.4 TIPO DE LÍQUIDO ISOLANTE A válvula é fornecida com a gaxeta (2) em borracha acrilonitrílica para transformadores

em óleo mineral e silicone.

4.7.8.6 RELÉ DE PRESSÃO SÚBITA

4.7.8.6.1 GENERALIDADES O relé de pressão súbita (figura 4.57) um equipamento de proteção para transformadores

do tipo selado, é instalado acima do nível máximo do líquido, no espaço com gás compreendido entre o líquido e a tampa do transformador.

O relé é projetado para atuar quando ocorrem defeitos no transformador que produzem pressão interna, anormal sendo sua operação ocasionada somente pelas mudanças rápidas da pressão interna independente da pressão de operação do transformador.

Para aumentos de pressão de 0,4 atm/seg o relé opera com cerca de 3 ciclos. Para aumentos de pressão mais rápidos (1 atm/seg) a operação dá-se em menos de um ciclo.

Por outro lado, o relé não opera devido a mudanças lentas de pressão próprias do funcionamento normal do transformador, bem como durante perturbações do sistema (raios, sobretensão de manobra ou curto-circuito) a menos que tais perturbações produzam danos no transformador.

4.7.8.6.2 CONSTRUÇÃO E FUNCIONAMENTO O relé é composto essencialmente de: a) elemento sensível a pressão, com microrruptor; b) relé auxiliar com botão de rearmamento. A) O elemento sensível à pressão (figura 4.58) constitui-se de: - Uma caixa totalmente fechada (posição 1), flangeada sobre uma abertura do tanque

do transformador, localizada acima do líquido isolante, a caixa comunica com o interior do transformador somente através de um pequeno orifício equalizador da pressão existente no plug de latão (posição 2);

- Um fole metálico (posição 3), em liga não corrosível; - Um microrruptor (posição 4), acionado pelo fole quando este alonga devido a

desiquilíbrios de pressão entre o transformador e o interior da caixa (posição 1) do relé;

- Uma caixa de terminais (posição 5), com bornes (posição 6) do microrruptor. Quando a pressão no interior do transformador muda lentamente durante o

funcionamento normal, o orifício equalizador é suficiente para igualar a pressão do interior da caixa de relé com a pressão do interior do transformador. Desta maneira o fole não se deforma e o relé não dá alarme, permitindo a operação normal do tramsformador.


214


Por outro lado, se houver no interior do transformador aumentos de pressão mais rápidos dos que os verificados normalmente, o pequeno orifício equalizador faz com que persista por um certo período de tempo, na caixa do relé uma pressão mais baixa que a do transformador, isto ocasiona o alongamento do fole, e consequentemente o acionamento do microrruptor.

Figura 4.57

B) O relé auxiliar do botão de rearmamento está localizado no interior da caixa de

auxiliares do transformador. O relé é provido de quatro contatos reversores, um dos quais é usado para autobloquear

a própria bobina do relé, através do botão de rearmamento (normalmente fechado). Portanto, quando o elemento sensível à pressão aciona o microrruptor, o relé auxiliar

excita-se permanecendo excitado até que o operador proceda ao rearmamento manual, apertando o botão.

Os demais contatos do relé são usados para sinalização, sendo utilizados um dos circuitos representados na figura 4.60



215


Figura 4.60

4.7.8.6.3 FORMA DE INSTALAÇÃO Normalmente o relé de pressão súbita é montado em uma das paredes laterais do tanque

do transformador, no espaço entre o nível máximo do líquido isolante e a tampa. Entretanto é aceitável também a montagem horizontal, sobre a tampa do transformador. Quando o transformador é transportado cheio de líquido isolante ou é enchido no campo

com vácuo, é importante verificar que não penetre líquido isolante no orifício equalizador de pressão ou no interior do relé.

Normalmente o flange ao qual se aplica o relé é fornecido com flange cego de vedação. O relé é fornecido em separado, devendo ser montado após concluída a instalação do

transformador e o enchimento com líquido isolante.

4.7.8.6.4 MANUTENÇÃO É aconselhável verificar o funcionamento do relé a cada seis meses ou no máximo a

cada ano; as verificações a serem feitas são: a) controle do tempo de equalização da pressão; b) controle do relé auxiliar e do botão de rearmamento.


216


Figura 4.61

A) CONTROLE DO TEMPO DE EQUALIZAÇÃO DA PRESSÃO A relação entre pressão interna do transformador e o tempo necessário para a

equalização de pressão entre o transformador e o relé está apresentada na Figura 4.61 e serve como base para verificar o funcionamento do relé. A verificação pode ser feita com o transformador em funcionamento, desde que a pressão interna não seja inferior a 0,04 kgf cm2 e é feita da seguinte forma:

- desligar a tensão de alimentação do relé auxiliar; - medir a pressão interna do transformador; - desligar um testador (ohmimetro) aos bornes 12 e 2, indicará circuito fechado. - retirar o bujão de teste posição 7 (figura 4.58). O microrruptor atuará e o testador

indicará circuito aberto. - fechar o bujão de teste e medir o tempo em segundos necessários para a equalização

de pressão (tempo entre o fechamento do bujão e o instante em que o microrruptor volta a posição normal, fechando novamente o circuito dos bornes 12 e 2).

- os valores de pressão e tempo assim medidos devem estar dentro ou próximos à área da operação indivada na figura 4.61.

Grandes desvios indicam funcionamento defeituoso e devem ser comunicados à fábrica.


217


B) CONTROLE DE RELÉ AUXILIAR E DO BOTÃO DE REARMAMENTO Também pode ser feito com o transformador em funcionamento nas condições descritas

em A e da seguinte forma: - desligar somente os circuitos externos de alarme ou desligamento (bornes 1 a 10). - ligar o testador aos bornes 4 e 5, indicará circuito aberto. - retirar o bujão de teste, o relé operará e o testador indicará circuito fechado. - recolocar o bujão de teste para a equalização de pressão (conforme medido em a). - operar o botão de rearmamento e verificar que o testador volte a indicar o circuito

aberto. - repetir o teste nos outros circuitos de alarme (bornes 6, 7, 9 e 10).

Figura 6.39


218


4.8 ENSAIOS Os ensaios realizados em transformadores são classificados, segundo a ABNT

(Associação Brasileira de Normas Técnicas), em: 1- Ensaios de rotina; 2- Ensaios de tipo; 3- Ensaios especiais. Estes ensaios devem ser executados de acordo com a norma da ABNT NBR 5380, que

prescreve os métodos a serem seguidos para testes em transformadores.

4.8.1 ENSAIOS DE ROTINA Os ensaios de rotina, executados em todas as unidades de produção, são os seguintes: a) Resistência elétrica dos enrolamentos b) Relação de tensões c) Resistência do isolamento d) Polaridade e) Deslocamento angular e sequência de fases f) Perdas (em vazio e em carga) g) Corrente de excitação h) Impedância de auto-circuito. i) Ensaios dielétricos:

- Tensão suportável à frequência industrial, aplicada a fiação e acessórios; - Tensão suportável nominal à frequência industrial (tensão aplicada); - Tensão induzida, para transformadores com tensão máxima do equipamento

<242 kV; - Tensão suportável nominal de impulso de manobra, para transformadores com

tensão máxima do equipamento ≥ 362 kV; - Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, para transformadores com

tensão máxima do equipamento ≥ 362 kV; - Tensão induzida de longa duração, com medição de descargas parciais, para

transformadores com tensão máxima do equipamento ≥ 362 kV; j) Estanqueidade a quente em transformadores subterrâneos de qualquer potência

nominal, e à temperatura ambiente nos demais transformadores com potência nominal ≥ 750 kVA;

k) Verificação do funcionamento de acessórios; l) Ensaios no óleo isolante, após contato com equipamento com tensão nominal

≥ 72,5 KV ou potência nominal ≥ 5 MVA; m) Ensaios de verificação da pintura da parte externa de transformadores com tensão

nominal ≥ 242 kV;


219


4.8.2 ENSAIOS DE TIPO O comprador deve especificar, na ordem de compra, os ensaios desejados e o número de

unidades da encomenda sobre as quais devem ser executados. No caso de existirem resultados de ensaios anteriores executados sobre transformadores

do mesmo projeto, o comprador pode dispensar a execução desses ensaios. Os ensaios de tipo são os seguintes: a) Elevação de temperatura; b) Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, (para transformadores com

tensão nominal ≤ 242 kV; c) Nível de ruído; d) Ensaios no óleo isolante, após contato com o equipamento, em transformadores com

tensão nominal ≤ 36,2 kV: - rigidez dielétrica; - teor de água; - fator de potência; - tensão interfacial.

e) Medição da potência absorvida pelos motores de bombas de óleo e ventiladores.

4.8.3 ENSAIOS ESPECIAIS Os ensaios especiais são os seguintes: a) Ensaio de curto-circuito; b) Medição da impedância da sequência zero em transformadores trifásicos; c) Medição de harmônicos na corrente de excitação; d) Análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo isolante; e) Fator de potência do isolamento; f) Vácuo interno; g) Nível de tensão de radiointerferência; h) Ensaios para verificação do esquema de pintura das partes interna e externa do

transformador, conforme a NBR 11.388.

4.8.4 OBJETIVOS DA REALIZAÇÃO DE ALGUNS ENSAIOS DE ROTINA:

4.8.4.1 RESISTÊNCIA ELÉTRICA DOS ENROLAMENTOS: Este ensaio visa determinar o valor da resistência elétrica de cada enrolamento, devendo

ser medida na derivação correspondente à tensão mais elevada ou naquela especificada pelo cliente, e corrigida à temperatura de referência (75ºC).

No caso de transformadores trifásicos, este valor deve ser fornecido por fase.


220


4.8.4.2 RELAÇÃO DE TENSÕES: O ensaio de relações de tensões visa determinar a proporção que existe entre a tensão

primária e a tensão secundária. O ensaio deve ser feito em todas as derivações. Quando o transformador tiver ligações série-paralelo, o ensaio deve ser feito nas duas

ligações. As tensões são sempre dadas para o transformador funcionando em vazio.

2

1

VVK =

4.8.4.3 RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO A resistência de isolamento deve ser medida antes dos ensaios dielétricos (tensão

aplicada e tensão induzida). Este ensaio não constitui critério para aprovação ou rejeição do transformador.

A resistência determinada, embora sujeita a grandes variações devido a temperatura, a umidade e a qualidade do óleo isolante empregado, é um valor que dá idéia do estado do isolamento antes de submeter o transformador aos ensaios dielétricos.

Além disso, as medições permitem um acompanhamento do processo de secagem do transformador.

Por ser uma simples medição sem valor de referência, geralmente só se pode verificar se existem falhas grosseiras (curtos entre enrolamentos ou entre um enrolamento e massa) no isolamento.

Os critérios e a interpretação dos valores encontrados, variam de acordo com a prática e a experiência do fabricante e do usuário.

Os critérios bem como o procedimento de medição da resistência do isolamento devem ser considerados como orientação genérica, e os valores de referência neles obtidos não representam valores-limites absolutos, mas sim, ordem de grandeza.

4.8.4.4 POLARIDADE Este ensaio visa determinar a polaridade do transformador, que pode ser aditiva ou

subtrativa (a grande maioria dos casos). Em transformadores trifásicos, o ensaio de polaridade é dispensável, à vista do levantamento do diagrama fasorial.

4.8.4.5 DESLOCAMENTO ANGULAR E SEQUÊNCIA DE FASES São verificados através do levantamento do diagrama fasorial, ou através do medidor de

relação de tensões.


221


4.8.4.6 PERDAS EM VAZIO Os ensaios de perda em vazio em transformadores, tem como finalidade a determinação

de: - perdas no núcleo ou perdas por histerese e correntes de Foucalt (Po); - corrente a vazio (Io). Perdas no Núcleo: Estas perdas em transformadores devem-se: • Às correntes que se estabelecem pelos enrolamentos primário e secundário de um

transformador sob carga, que dissipa em suas correspondentes resistências uma certa potência devido ao efeito joule;

• Ao fluxo principal estabelecido no circuito magnético que é acompanhado dos efeitos conhecidos por histerese e correntes parasitas de foucalt.

Como os fluxos magnetizantes na condição de carga ou a vazio são praticamente iguais,

com o ensaio em pauta podem-se determinar as perdas por histerese (PH) e por correntes parasitas (PF).

As perdas em vazio e a corrente de excitação devem ser referidas a tensão senoidal pura, com fator de forma 1,11.

As perdas em vazio devem ser medidas com tensão nominal na derivação principal, ou quando numa outra derivação, com a respectiva tensão de derivação.

As perdas em vazio devem ser medidas com frequência nominal.

4.8.4.7 PERDAS EM CARGA O ensaio de perdas em carga visa a determinação de: perdas no cobre (PJ); queda de

tensão interna (∆V); impedâncias, resistência a reatâncias percentuais (Z%, R% e X%). Na determinação das perdas dos enrolamentos (que são por efeito joule), deve-se notar

que elas dependem da carga elétrica alimentada pelo transformador. Isso sugere a necessidade de se estabelecer um certo ponto de funcionamento (ou uma certa corrente fornecida) para a determinação de R1.I1

2 + R2.I22, respectivamente, perdas nos enrolamentos primário e

secundário. Tal ponto é fixado como o correspondente ao funcionamento nominal do transformador. Desde que se tenha a circulação de corrente por um dos enrolamentos, pela relação de

transformação, a do outro enrolamento também o será, e nessas circunstâncias, as perdas por efeito joule são as denominadas nominais.

Para o conhecimento das referidas perdas, podem-se determinar R1 e R2, e conectar em seguida a carga nominal ao transformador para medição de I1 e I2. Essas correntes poderiam também ser obtidas pelos dados de placa de potência e tensão.

Já que o problema consiste no estabelecimento de correntes nominais nos enrolamentos, o método proposto corresponde à realização do denominado ensaio em curto circuito. O enrolamento de tensão inferior (TI) é curto-circuitado e a alimentação proveniente de uma fonte de tensão superior (TS).


222


O motivo de se alimentar o enrolamento da TS é que, sendo correntes iguais às nominais, a referente ao enrolamento de TI normalmente tem um valor alto que, talvez, a fonte não tenha condições de fornecer. Estando o enrolamento TI curto-circuitado, a tensão necessária para a circulação das correntes nominais é bem inferior ao correspondente valor nominal. Assim a tensão necessária para a realização do ensaio apresenta valores geralmente de até 10% da tensão nominal (Vn) do enrolamento alimentado. Esta tensão, necessária para a circulação das correntes nominais, corresponderá aproximadamente à queda de tensão interna no transformador.

4.8.4.8 ENSAIOS DIELÉTRICOS

4.8.4.8.1 TENSÃO APLICADA Para que se faça uma análise real do isolamento entre os enrolamentos e entre os

mesmos e a massa, necessita-se aplicar ao transformador uma tensão tal que corresponda aos valores especificados na tabela 2 da NBR 5356/93, à frequência nominal. O conjunto a ser utilizado para este ensaio consistirá em uma fonte de tensão de frequência igual à nominal do transformador, que alimenta um transformador de saída variável. A tensão de saída é graduada para um valor que está relacionado coma classe de isolamento do transformador, segundo se verifica pela tabela da norma NBR 5356. No ensaio, os terminais dos enrolamentos são curto-circuitados e a alimentação é feita inicialmente pela tensão superior, aterrando-se os terminais de baixa tensão e a massa.

Na segunda fase do ensaio, a alimentação é realizada pela baixa tensão, estando a alta e a massa aterradas. Deve-se então observar que as tensões são diferentes nas duas etapas do ensaio, pois o valor da tensão aplicada depende da classe de tensão do enrolamento em teste, a qual é diferente para a baixa e alta tensão.

Para cada fase do ensaio, os terminais do enrolamento testado são curto-circuitados. Isso implica que todos os pontos da bobina estão ao mesmo potencial. Este fato leva a conclusão de que o ensaio em pauta permite analisar o isolamento entre as bobinas de alta tensão, baixa a massa, sendo que o isolamento entre aspiras não foi verificado.

A constatação de existência ou não de defeitos, verifica-se por uma queda brusca de tensão e aumento na corrente de ensaio.

Em relação a duração do ensaio, verificou-se que com 1 minuto, caso haja o defeito, o mesmo já se manifesta, ficando deste modo o citado período padronizado.

4.8.4.8.2 TENSÃO INDUZIDA Os transformadores devem suportar o ensaio de tensão induzida, sem que se produzam

descargas disruptivas e sem que haja evidência de falha. A duração do ensaio deve ser de 7200 ciclos, com frequência de ensaio não inferior a 120 Hz e não superior a 480 Hz. Como se verificou, os ensaios com os megôhmetro e tensão aplicada tem por finalidade a verificação de isolamento entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, e entre ambos e a massa. Entretanto, é fato conhecido que poderá ocorrer defeitos de isolamento entre as próprias espiras de um mesmo enrolamento.


223


Para a realização do ensaio, emprega-se o transformador na condição em vazio, aplicando-se entre os terminais pelo lado de baixa tensão, uma tensão igual ao dobro da nominal durante um tempo correspondente a 7200 ciclos. No lado de alta tensão, haverá o dobro da nominal e com isso o gradiente de potencial entre espiras também duplicará, de tal modo que, se houver um defeito de isolação, o mesmo se revelará dentro do tempo implicitamente fixado em termos de número de ciclos citado. A razão de se trabalhar com um valor superior de frequência é impedir a saturação do núcleo magnético, e desta forma poder atingir o dobro da tensão nominal do equipamento.

4.8.4.9 ESTANQUEIDADE O transformador completo, cheio de óleo e com todos os acessórios, deve ser ensaiado

para verificar a vedação das gaxetas, conexões roscadas, etc. Neste ensaio, os transformadores devem suportar as pressões manométricas de ensaio

especificadas na tabela 15 da norma da ABNT NBR 5356, durante o tempo especificado na mesma.

4.8.5 OBJETIVO DA REALIZAÇÃO DE ALGUNS ENSAIOS DE TIPO E ESPECIAIS

4.8.5.1 ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA: Este ensaio visa a obtenção da elevação de temperatura dos enrolamentos sobre a

temperatura ambiente do meio de resfriamento externo, referida a tensão, corrente e frequência nominais. A temperatura deve ser determinada para todos os enrolamentos acessíveis.

Deve-se realizar este ensaio na derivação de maiores perdas. Com os resultados obtidos neste ensaio, podemos obter a comprovação da potência

nominal do transformador.

4.8.5.2 IMPULSO ATMOSFÉRICO: O objetivo deste ensaio é avaliar a suportabilidade do transformador quando submetido

a descargas de origem atmosférica. O ensaio deve ser realizado em todos os terminais de linha dos enrolamentos sob ensaio

e na sequência abaixo: 1) Um impulso pleno normalizado com o valor reduzido; 2) Um impulso pleno normalizado com o valor especificado; 3) Um ou mais impulsos cortados com o valor reduzido; 4) Dois impulsos cortados com o valor especificado; 5) Dois impulsos plenos normalizados com o valor especificado.


224


4.8.5.3 NÍVEL DE RUÍDO O nível de ruído gerado por um transformador quando este é colocado em operação, não

pode exceder um valor determinado pela NBR 5356/93, quando este for ensaiado conforme NBR 7277.

É necessário ressaltar que ruído excessivo pode significar alguma anomalia no equipamento, podendo futuramente tirá-lo de operação.

4.8.5.4 CURTO-CIRCUITO Este ensaio objetiva a verificação da robustês do equipamento quando o mesmo for

submetido a esforços mecânicos advindos de surtos de corrente (curto-circuito). Após a realização deste ensaio, é novamente medida a impedância do transformador.

Devido aos esforços mecânicos anteriormente citados, podem ocorrer variações na forma das bobinas, o que alterará o valor original de impedância.

Para enrolamentos concêntricos, a variação da impedância pós curto-circuito não pode ultrapassar 2% (dois por cento).

4.8.5.5 FATOR DE POTÊNCIA DO ISOLAMENTO Este ensaio deve ser realizado antes e após os ensaios dielétricos, desde que solicitado

pelo comprador. O objetivo é fazer uma avaliação mais criteriosa e consequentemente mais precisa do

isolamento do equipamento, sob o aspecto da qualidade da secagem da parte ativa.

4.8.5.6 TENSÃO DE RADIOINTERFERÊNCIA A tensão de radiointerferência é a tensão que aparece nos terminais de um objeto

energizado ou em condutores de sistemas de potência que afetam a coordenação destes circuitos de potência e comunicação.

Esta tensão produz correntes de descargas sonora e de descargas em micro-gaps, que são as causas principais do fenômeno de interferência na recepção de sinais de rádio.

O teste de RIV, portanto, visa verificar se estas descargas se encontram dentro de um nível admissível, não provocando interferências em outros sistemas.


225


4.9 INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO Os procedimentos relacionados ao recebimento, instalação e manutenção de

Transformadores imersos de líquido isolante, de distribuição e de potência, estão detalhados, respectivamente, na NBR 7036 e NBR 7037.

4.9.1 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

4.9.1.1 RECEBIMENTO Quando do recebimento o equipamento deverá ser imediatamente submetido a uma

inspeção visual, de modo a verificar: • Características da placa de identificação em conformidade com o pedido; • Inesistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos externos no tanque ou

acessórios; • A totalidade dos terminais e acessórios; • O nível do líquido isolante; • A exatidão dos instrumentos através de suas leituras; • Os componentes externos do sistema de comutação; • A inesistência de vazamentos através das buchas, bujões e soldas; • Indícios de corrosão em qualquer ponto do tanque; • Marcação correta dos terminais; • O estado da embalagem, quando existente.

4.9.1.2 MANUSEIO Se o transformador não puder ser conduzido por um guindastre ou carro hidráulico,

pode então ser deslocado sobre roletes. Neste caso devem ser colocadas pranchas para melhor distribuição dos esforços na base.

O transformador deve ser sempre levantado por todas as alças de suspensão, nunca devendo ser levantado ou movido por laços colocados nas buchas, no olhol de suspensão da tampa ou em outros acessórios.

4.9.1.3 ARMAZENAGEM Quando o transformador não for posto em serviço imediatamente, deve ser armazenado

com líquido isolante em seu nível normal, de preferência em condições que o transformador não fique sugeito aos intempéries, as grandes variações de temperatura e a gases corrosivos e de modo a não sofrer danos mecânicos.

Recomenda-se que o transformador não fique em contato direto com o solo.


226


4.9.1.4 INSTALAÇÃO Transformador de distribuição para postes e plataforma. Antes da instalação do transformador deve ser feito uma verificação, sendo: • Inspeção visual, principalmente nas buchas, conectores e acessórios; • Verificar se os dados da placa de identificação estão coerentes com sistema em que

o transformador será instalado; • Observar o correto nível do líquido isolante; • O sistema de fixação do transformador deve estar de acordo com a PB-99; • Com o içamento do transformador, as cordas ou cabos utilizados devem ser fixados

nas alças, ganchos ou olhais existentes para essa finalidade; • O transformador não deve sofrer avarias de qualquer natureza. Antes de içar o

transformador, é conveniente fixar os suportes; • As ligações do transformador devem ser realizadas de acordo com o diagrama de

ligações de sua placa de identificação; • Os transformadores devem ser protegidos contra sobrecargas, curto-circuito e surtos

de tensão; • Os elos utilizados nas chaves devem estar de acordo com a potência e classe tensão

do transformador; • Após energização do transformador, é necessário uma inspeção final com medição

da tensão secundária.

4.9.1.5 MANUTENSÃO Se refere a transformadores imersos ou em líquido isolante, funcionando em condições

normais, que recomendam providências e manutenções periódicas, tanto nas oficinas como no campo.

4.9.1.6 INSPEÇÃO PERIÓDICA A cada doze meses, ou a critério do usuário, deve ser realizado no campo uma inspeção

externa com o transformador energizado, observando-se a distância e estado do equipamento. • Verificação de fissuras, lascas ou sujeiras nas buchas e danos externos no tanque ou

acessórios; • O estado dos terminais de ligações do transformador; • Vazamento pelas buchas, tampas, bujões, soldas, etc; • Pontos de corrosão em qualquer parte; • Existência de ruídos anormais de origem mecânica ou elétrica; • Fixação do transformador; • Aterramento e equipamentos de proteção do transformador; • Nível do líquido isolante, quando o indicador for externo.


227


A cada cinco anos, ou a critério do usuário, devem ser realizados os seguintes ensaios e procedimentos com o transformador desenergizado.

• Resistência de isolamento; • Retirada da amostra do líquido isolante. NOTA: Se os valores indicarem a necessidade de revisão completa no transformador,

recomenda-se enviar a unidade para oficinas especializadas ou fabricante.

4.9.1.7 REVISÃO COMPLETA • Retirada do conjunto núcleo-bobinas (parteativa) para inspeção e limpeza; • Manutenção do tanque (interno e externo) e dos radiadores; • Efetuar tratamento do líquido isolante ou substituí-lo caso haja necessidade; • Substituição das gaxetas das tampas e das buchas do transformador; • Verificar os terminais; • Verificar os flanges e parafusos; • Secagem do conjunto núcleo-bobinas e reaperto geral; • Montagem do transformador; • Execução dos ensaios. NOTA: Os ensaios devem adotar, a seu critério, qualquer método a fim de evitar que

ocorram sobrecargas no transformador.

4.9.2 TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (FORÇA)

4.9.2.1 RECEBIMENTO Antes do decarregamento, deve ser feito, por pessoal especializado, uma inspeção

preliminar no transformador, de modo a verificar: • Condições externas do transformador, acessórios e componentes, quanto a

deformações; • Vazamento de óleo e estado da pintura.

4.9.2.2 DESCARREGAMENTO E MANUSEIO Todos serviços de descarregamento e locomoção do transformador deve ser executados

e supervisionados por pessoal especializados. • O levantamento ou tração deve ser feito pelos pontos de apoio indicados nos

desenhos ou instruções do fabricante; • Todos os componentes e acessórios devem ser manuseados com devido cuidado;


228


• Manuseio do transformador deve ser feito de forma planejada e cuidadosa.

4.9.2.3 VERIFICAÇÕES E ENSAIOS DE RECEBIMENTO Para transformador transportado sem óleo, verificar a pressão do gás seco no tanque e

nos cilindros de suprimento, conforme orientação do fabricante. Quando transportado o transformador com óleo, fazer as análises de rigidez dielétrica e

teor de água no óleo para que possa concluir sobre a absorção de umidade por parte do isolamento.

NOTA: Quando se tratar de transformadores sob garantia, qualquer ocorrência deve ser

comunicado ao fabricante, para que este indique as providências a serem tomadas.

4.9.2.4 ARMAZENAMENTO É recomendável que o transformador seja armazenado com conservador e respectiva

tubulação montados, preenchidos com óleo, até o nível normal do conservador, instalando-se secador de ar com sílica-gel.

O transformador pode ser armazenado sem óleo, desde que para curtos intervalos de tempo (máximo de três meses) ou conforme instrução do fabricante.

Neste caso deve ser realizado, inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamento.

4.9.2.5 INSTALAÇÃO Antes de qualquer providência, para montagem do transformador, deve ser verificada a

disponibilidade de pessoal qualificado assim como de equipamentos e ferramentas adequadas. Também deve ser feito uma verificação constante de: • Não é recomendável a montagem do transformador em dias chuvosos; • Inspeção visual, principalmente quanto ao correto nivelamento na base; • Fixação correta do transformador, através da inspeção do dispositivo de avançagem; • Inspeção visual, na parte externa do tanque do transformador; • Verificação dos dados de placa se estão compatíveis com a especificação técnica do

equipamento; • Para transformadores religáveis, constatação de ser a ligação de despacho

(expedição) atende ao especificado; • Para transformadores transportados sem óleo, devem ser verificados a pressão do

gás; • Para transformadores transportados com óleo, sempre que possível retirar amostra

do óleo isolante para análise em laboratório; • Devem ser verificadas as conecções de aterramento do transformador.


229


4.9.2.6 MONTAGEM DO TRANSFORMADOR A montagem do transformador deve ser efetuado conforme as instruções específicas do

fabricante. Quando da não disponibilidade das instruções é recomendável a sequência de

procedimentos discriminados na Norma NBR-7037.

4.9.2.7 CUIDADOS RECOMENDADOS DURANTE E APÓS A MONTAGEM - Comutador de derivações em carga: Deve-se ter precauções para que sejam retirados calços eventualmente colocados no

seletor para fins de transporte; - Acessórios: Devem ser verificados antes de sua montagem, quanto a inesistência de oxidação,

partes quebradas, atritos, corrosão, etc; - Relé de gás: Verificar se a inclinação da tubulação do relé do gás é adequada e se a posição da

montagem do relé de gás no tocante ao sentido do fluxo de gás (transformador/conservador); - Nível de óleo: Verificar o nível de óleo nas buchas, conservador, bolsas de termômetros, secador de

ar (cuba); - Desareação (sangria:) Efetuar drenagem de ar em todos os pontos previstos (radiadores, buchas, relé de gás,

tampas de inspeção, comutadores, registros, etc...; - Secador de ar: Prover o secador de ar com substância higroscópica (sílica-gel); - Posição dos registros: Controlar a posição de todos os registros das tubulações de preservação e resfriamento;


230


- Indicador de temperatura: Os seus capilares devem ser protegidos, evitando sua danificação durante os trabalhos

subsequentes; - Ligações de aterramento: Verificar se todas as ligações de aterramento do transformador estão corretas; - Buchas e conectores: Conectores devem ser devidamente apertados.Verificar se os terminais para ensaio nas

bruchas capacitivas estão devidamente aterrados; - Vazamento: Verificar a ocorrência de vazamento e providenciar a sua supressão.

4.9.3 ENSAIOS É recomendável a execução dos seguintes ensaios no transformador antes de sua

energização: a) Análise do líquido isolante; b) Análise cromatográfica; c) Medição do fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância

das buchas, se providas de derivações capacitivas; d) Medição da resistência de isolamento do transformador e da fiação de painéis e

acionamento(s) motorizado(s); e) Medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de

derivações sem tensão; f) Simulação da atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização,

verificação do ajuste e/ou; g) Medição da relação de transformação, saturação e polaridade dos TC. Curto-circuito

e aterrar todos os secundários do TC que não tiverem previsão de uso, em só transformador provido;

h) Verificar as tensões e isolação dos circuitos auxiliares antes de sua energização; i) Após energização dos painéis e acionamentos motorizados, verificar sentido de

rotação dos motores dos ventiladores; j) Medição da resistência elétrica em todos os enrolamentos, em todas as fases e

posições do comutador de derivações; k) Instalação do secador de ar / sílica-gel.


231


4.9.4 ENERGIZAÇÃO 1) Antes de sua energização, é recomendada uma nova desareação (sangria) das

buchas ≥ 69kV, relé de gás, bujão de drenagem da janela inspeção, etc. Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador.

2) É importante observar que transformadores devem ser energizados após decorridas, pelo menos, 24 h da conclusão de enchimento com óleo;

3) Ajustar e travar a posição do comutador manual, conforme recomendado pela operação do sistema;

4) Todo o período de montagem, ensaios e energização, se possível, deve ser acompanhado por um supervisor do fabricante;

5) Se possível, o transformador deve ser energizado inicialmente em vazio; 6) Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do óleo isolante, antes da energização

(referência), 24h a 36h após a energização, 10 dias e 30 dias após a energização;

4.9.5 MANUTENÇÃO Para problemas típicos normalmente encontrados e soluções recomendadas relativas à

manutenção, transcrevemos as verificações sugeridas pela NBR 7037 – anexo D. considerar (S) semestrais, (T) trienais;

Buchas: - Vazamentos(S); - Nível do óleo (S); - trincas ou partes quebradas, inclusive no visor do óleo (T); - Fixação; - Condições e alinhamento dos centelhadores (T); - Conectores, cabos e barramentos (T); - Limpeza das porcelanas (T). Tanque e radiadores: - Vibração do tanque e das aletas dos radiadores (S); - Vazamentos: na tampa, nos radiadores, no comutador de derivações, nos registros e

bujões de drenagem (S); - Estado da pintura: anotar os eventuais pontos de oxidação; - Estado dos indicadores de pressão (para transformadores selados) (S); - Todas as conecções de aterramento (tanque, neutro, etc.) (T); - Bases (nivelameto, trincas, etc.) (S); - Posição das válvulas dos radiadores (S). Conservador - Vazamento (S); - Registro entre o conservador e o tanque, se estão totalmente abertos (T);


232


- Fixação do conservador (T); - Nível do óleo isolante (S). Termômetros e/ou imagens térmicas: - Funcionamento dos indicadores de temperatura (S); - Valores de temperatura encontrados (anotar) (S); - Estado dos tubos capilares dos termômetros (T); - Pintura e oxidação (S); - Calibração e aferição (T); - Nível de óleo na bolsa (T). Sistema de ventilação: - Ventiladores, quanto a aquecimento, vibração, ruído, vedação a intempéries,

fixação, pintura e oxidação (S); - Acionamento manual (S); - Circuito de alimentação (S); - Pás e grades de proteção (S). Secador de ar: - Estado de conservação (S); - Limpeza e nível de óleo da cuba (S); - Estado das juntas e vedação (S); - Condições da sílica-gel (S). Dispositivo de alívio de pressão: - Tipo tubular: verificar membranas (T); - Tipo Válvula: verificar funcionamento do microrruptor (T). Relé de gás: - Presença de gás no visor (S); - Limpeza do visor (T); - Vazamento de óleo (S); - Juntas (S); - Fiação (T); - Atuação (alarme e desligamento) (T). Relé de Pressão: - Vazamento (S); - Juntas (S); - Contatores tipo Plugue (T); - Fiação (T);


233


Comutadores de derivações: - Sem tensão: estado geral e condições de funcionamento (T); - Em carga: - Nível de óleo do compartimento do comutador (S)

- Condições da caixa do acionamento motorizado quanto a limpeza, umidade, juntas de vedação, trincos e maçanetas, aquecimento interno etc.(S);

- Motor, circuito de alimentação e fiação (S). Caixa de terminais da fiação de controle e proteção: - Limpeza, estado da fiação, blocos terminais(S); - Juntas de vedação, trincos e maçanetas (S); - Resistor de aquecimento e iluminação interna (S); - Fixação, corrosão e orifícios para aeração (S); - Contatores, fusíveis, relés e chaves (T); - Isolação da fiação (T); - Aterramento do secundário dos TC, régua de bornes, identificação da fiação e

componentes (T). Ligações externas: - Aterramento (T); - Circuitod de alimentação externos (S).


234


4.10 CONFORME ANEXO

DATA: / / FOLHA DE DADOS TRANSFORMADORES FOLHA: /

CLIENTE: REFERÊNCIA: ESPECIFICAÇÃO:

A IDENTIFICAÇÃO 1 ITEM: 2 QUANTIDADE: 3 TAG: D CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 4 TIPO: 1 CONSTRUÇÃO 2 BUCHAS DO PRIMÁRIO B CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE QUANTIDADE: 1 INSTALAÇÃO: LOCALIZAÇÃO: 2 ALTITUDE MÁXIMA (m): CAIXA FLANGEADA: 3 TEMP.MÁXIMA AMBIENTE (•C) 3 BUCHAS DO SECUNDÁRIO QUANTIDADE: LOCALIZAÇÃO: C CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS CAIXA FLANGEADA: 1 POTÊNCIA (KVA): 4 COR DA PINTURA: 2 NÚMERO DE FASES: 5 PESO DA PARTE ATIVA (kgf): 3 FREQUÊNCIA (Hz): 6 PESO DO ÓLEO (Kgf): 4 ENROLAMENTO PRIMÁRIO: 7 PESO DO TANQUE + ACESSÓRIOS(kgf):

TENSÃO NOMINAL (KV): 8 PESO TOTAL (kgf): DERIVAÇÕES: 9 ALTURA (mm): LIGAÇÃO: 10 LARGURA (mm): CLASSE DE TENSÃO (kV): 11 COMPRIMENTO (mm): NÍVEL DE IMPULSO (LINHA)(kVcr): NÍVEL DE IMPULSO (NEUTRO)(KVcr):

TENSÃO APLICADA (kVcr): E ACESSÓRIOS 5 ENROLAMENTO SECUNDÁRIO: 1 INDIC.NÍVEL DE ÓLEO C/o2 CONT:

TENSÃO NOMINAL (KV): 2 RELÉ DE PRESSÃO SÚBITA C/O1 CONT. DERIVAÇÕES: 3 TERMÔMETRO ÓLEO C/O2 CONT. LIGAÇÃO: 4 TERMÔMETRO ÓLEO S/CONT. CLASSE DE TENSÃO (KV): 5 PREVISÃO P/ TERMÔMETRO: NÍVEL DE IMPULSO (LINHA) (KVcr): 6 IMAGEM TÉRMICA C/INDIC. TEMP. NÍVEL DE IMPULSO(NEUTRO)(kVCR): 7 RELÉ BUCHHOLZ:

TENSÃO APLICADA (kVEF): 8 VÁLVULA ALÍVIO PRESSÃO C/O1 CONT. 6 POLARIDADE: 9 VISOR DE NÍVEL DE ÓLEO: 7 DESLOCAMENTO ANGULAR: 10 MANÔMETRO: 8 MEIO ISOLANTE: 11 MANOVACUÔMETRO: 9 REFRIGERAÇÃO: 12 SECADOR DE AR:

10 CLASSE MATERIAL ISOLANTE: 13 PAINEL DE COMUTAÇÃO(INTERNO): 11 IMPEDÂNCIA (%): 14 COMUTADOR A VAZIO ( ): 12 CORRENTE DE EXCITAÇÃO (%): 15 COMUTADOR SOB CARGA: 13 PERDAS EM VAZIO (W): 16 RADIADORES FIXOS: 14 PERDAS TOTAIS (W): 17 RADIADORES REMOVÍVEIS C/VÁLVULA: 15 RENDIMENTO (%): 18 VÁLV.DRENAGEM/AMOSTRAGEM ÓLEO:

CARGA COS0=1,0 COS0=0,8 19 VÁLVULA P/ FILTRO PRENSA: 4/4 20 BUJÃO DRENAGEM DE ÓLEO: 3/4 21 ABERTURA P/INSPEÇÃO/VISITA: 2/4 22 APOIOS P/ MACACO:

1/4 23 OLHAIS P/SUSPENSÃO DA TAMPA: 16 REGULAÇÃO (CAS0=0,8)(%): 24 OLHAIS P/SUSPENSÃO DO TRANSF:

17 TENSÃO DE CONTROLE (V): 25 OLHAIS P/SUSPENSÃO DA P.ATIVA: REVISÃO 18 NÍVEL DE RUÍDO (MÉDIO)(dB): 26 OLHAIS P/TRAÇÃO:


235



236


5 QUADROS

5.1 MANOBRA E PROTEÇÃO

5.1.1 ASPECTOS GERAIS

5.1.1.1 MANOBRA O enorme desenvolvimento dos sistemas elétricos de potência, que começou há muitos

anos em todos os países industrializados, exigiu medidas extraordinárias para aumentar a capacidade de subestações, pois as correntes de curto-circuito aumentaram, aproximadamente, na mesma proporção do grau de interligação dos sistemas elétricos.

Por outro lado a concentração populacional nas grandes cidades aumentou a escassez de espaço na industria, em função dos altos custos dos locais de instalação, e forçou a alimentação de energia elétrica diretamente em alta tensão para os sistemas de distribuição.

Essa situação forçou os fabricantes de equipamentos elétricos iniciarem um trabalho de desenvolvimento que teve inicio nos anos 60.Uma série de medidas foram tomadas e juntamente com a cooperação entre vários laboratórios e fabricantes, iniciou-se um desenvolvimento a longo prazo que permanece até hoje levando os fabricantes a lançarem no mercado equipamentos de manobra com todos os requisitos técnicos exigidos pelos sistemas elétricos atuais.

Por exemplo, as medidas de desenvolvimento tomadas levaram a descoberta de disjuntores, praticamente silenciosos, utilizando como meio de extinção do arco voltaico e de isolação, o hexafluoreto de enxofre, (SF6). A utilização de SF6 também tornou possível o desenvolvimento de subestações de altas tensões completamente blindadas, que hoje ocupam de 5 a 10% do espaço e volume requeridos por uma subestação convencional.

Os termos “comando” e “manobra” são freqüentemente confundidos. No entanto, “comando” é a ação (causa) que provoca a manobra (efeito).

De acordo com a norma NBR5456 entende-se por “manobra” a mudança na configuração elétrica de um circuito, feita manual ou automaticamente por um dispositivo adequado e destinado a essa finalidade. Já o “comando funcional” é a ação destinada a garantir o desligamento, a ligação ou a variação da alimentação da energia elétrica de toda ou parte de uma instalação, em condições de funcionamento normal.

Os dispositivos de manobra são dispositivos destinados a estabelecer ou interromper correntes, em um ou mais circuitos, providenciando afastamentos adequados que assegurem as condições de segurança especificada para quaisquer circuitos vivos.

5.1.1.2 PROTEÇÃO - ASPECTOS CONSIDERADOS A “proteção” é a ação automática provocada por dispositivos sensíveis a determinadas

condições anormais que ocorrem em um circuito, no sentido de evitar danos às pessoas e/ou evitar danos ao sistema ou equipamento elétrico. O “dispositivo de proteção” é um dispositivo que exerce uma ou mais funções de proteção em um sistema elétrico. É ele que envia, por exemplo, um comando para que um dispositivo de manobra atue.

Na instalação de um sistema elétrico qualquer, seja um grupo de motores, geradores, uma subestação de entrada ou saída ou mesmo um sistema de iluminação, os equipamentos


237


encontram-se sujeitos a anomalias e perturbações que podem danifica-los e a seus sistemas de controle.

Para atenuar os efeitos das perturbações, o sistema de proteção deve: • assegurar, da melhor forma possível, a continuidade de alimentação dos sistemas

adjacentes, isolando o sistema defeituoso; • salvaguardar o equipamento e as instalações da rede; • alertar os operadores em caso de perigo não imediato. Desta forma verifica-se a necessidade de dispositivos de proteção distintos para as

situações anormais de funcionamento do conjunto ou de elementos isolados; para os curtos-circuitos e os defeitos de isolamento.

Na proteção de um sistema elétrico devem ser levadas em consideração três aspectos importantes:

• a operação normal; • a prevenção contra falhas elétricas; • e a limitação dos defeitos devidos as falhas. A operação normal presume a inexistência de falhas do equipamento, a inexistência de

erros do pessoal de operação e a inexistência dos ditos “atos de Deus”. No entanto as falhas conseqüentes dessas causas possuem um índice de ocorrência muito baixo, sendo então a melhor opção tomar providências no sentido da prevenção e/ou limitação dos efeitos das falhas. Algumas dessas providências são: a previsão de isolamento adequado; coordenação do isolamento; utilização de cabos de pára-raios e baixa resistência de pé-de-torre, instruções apropriadas de operação e manutenção, etc.

A limitação dos efeitos das falhas inclui: limitação da magnitude de corrente de curto circuito (reatores); projeto capaz de suportar os efeitos mecânicos e térmicos das correntes de defeito; a existência de circuitos múltiplos (redundância) e geradores reserva; existência de releamento e outros dispositivos, bem como disjuntores com suficiente capacidade de interrupção; ocilógrafos e observação constante para observar a efetividade das medidas citadas; freqüentes análises sobre mudanças no sistema com os conseqüentes reajustes dos relês, reorganização do esquema operativo, entre outros.

Verifica-se, de acordo com as razões citadas acima, que o releamento é apenas uma das várias providencias no sentido de atingir a finalidade de minimizar danos aos equipamentos e interrupções no fornecimento de energia quando ocorrem falhas elétricas no sistema. Contudo, devido a sua situação como guardiã silenciosa do sistema, justifica-se a ênfase neste seguimento.

5.1.1.3 ANÁLISE GENERALIZADA DA PROTEÇÃO Basicamente em um sistema encontram-se os seguintes tipos de proteção: • proteção contra incêndio; • proteção pelos relês, ou releamento, e por fusíveis; • proteção contra descargas atmosféricas e surtos de manobra.


238


Um estudo mais completo de proteção, tem que levar em consideração os seguintes aspectos:

a) elétricos, devida a características dos sistemas de potência (natureza das faltas,

sensibilidade para a instabilidade, regimes e características gerais dos equipamentos, condições de operação, etc.);

b) econômicos, devidos à importância funcional do equipamento. (custo do equipamento versus custo relativo do sistema de proteção);

c) físicos, devidos principalmente ás facilidades de manutenção, acomodação(dos relês e redutores de medidas), distância entre os pontos de releamento (carregamento dosTC´s, uso de fio piloto), etc.

O releamento é de extrema importância para a proteção dos sistemas elétricos porque

minimiza: os custos de reparação dos estragos; a probabilidade de que o defeito possa propagar-se e envolver outro equipamento; o tempo que o equipamento fica inativo, reduzindo a necessidade de reservas; a perda de renda e o agastamento das relações públicas enquanto o equipamento está fora de serviço.

Chega-se a conclusão de que o custo do sistema de proteção é um seguro barato, principalmente se for considerado o tempo usual para depreciação dos equipamentos.

5.1.1.4 CARACTERÍSTICAS GERAIS DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

Existem dois princípios gerais que devem ser obedecidos, em seqüência: 1) Em nenhum caso a proteção deve dar ordens, se não existe defeito na sua zona de

controle (desligamentos intempestivos podem ser piores que a falha). 2) Se existe defeito nessa zona, as ordens devem corresponder exatamente àquilo que

se espera, considerada que seja a forma, intensidade e localização do defeito. Portanto o releamento possui duas funções principais: a) função principal – que é a de promover uma rápida retirada de serviço de um

elemento do sistema, quando esse sofre um curto-circuito, quando começa a operar de modo anormal que possa causar danos, ou interferir com a correta operação do restante do sistema.

Nessa função um relê (elemento detetor-comparador e analisador) é auxiliado pelo disjuntor (interruptor), ou então um fusível engloba as duas funções (figura 5.1).


239


Figura 5.1 – conjunto relê disjuntor

b) função secundária – promovendo a indicação da localização e do tipo de defeito,

visando mais rápida reparação e possibilidade de análise da eficiência e caráter de mitigação da proteção adotada.

Dentro dessa idéia geral, os chamados princípios fundamentais do releamento

compreendem (figura 5.2): a) O releamento primário é aquele em que uma zona de proteção separa da é

estabelecida ao redor de cada elemento do sistema, com vistas a seletividade, pelo que disjuntores são colocados na conexão de cada dois elementos; há uma superposição das zonas em torno dos disjuntores, visando ao socorro em caso de falha da proteção principal; se isso de fato ocorre, obviamente, prejudica-se a seletividade, mas esse é o mal menor.

b) O releamento de retaguarda, cuja finalidade é a de atuar na manutenção do releamento primário ou falha deste, só é usado, por motivos econômicos, para determinados elementos do sistema e somente contra curto-circuito. No entanto, sua previsão deve-se à probabilidade de ocorrer falhas, seja na corrente ou tensão fornecida ao rele, ou na fonte de corrente de acionamento do disjuntor; ou no circuito de disparo ou no mecanismo do disjuntor; ou no próprio rele, etc.

Nestas condições é desejável que o releamento de retaguarda seja arranjado

independentemente das possíveis razões de falha do releamento primário. Uma observação importante é que o releamento de retaguarda não substitui uma boa manutenção e vice-versa.


240


Figura 5.2 – Zoneamento de proteção

c) O releamento auxiliar tem função como multiplicador de contatos, sinalização ou

temporizador, etc.


241


5.1.1.5 CARACTERÍSTICAS FUNCIONAIS DO RELEAMENTO Sensibilidade, seletividade, velocidade e confiabilidade são termos comumente usados

para descrever as características funcionais do releamento. a) A velocidade ou rapidez de ação, na ocorrência de um curto-circuito, tem o

objetivo de: • diminuir a extensão do dano ocorrido (propporcional a RI2.t); • auxiliar a manutenção das máquinas operando em paralelo; • melhorar as condições de ressincronização dos motores; • assegurar a manutenção de condições normais de operação nas partes do sistema; • diminuir o tempo total de paralização dos consumidores de energia; • diminuir o tempo total de não liberação de potência, durante a verificação de dano,

etc. Evidentemente, relês rápidos devem ser associados a disjuntores rápidos, de modo a dar

um tempo de operação total pequeno. De fato, com o aumento da velocidade do releamento, mais carga pode ser transportada sobre um sistema, do que resulta economia global aumentada (evita-se as vezes, a necessidade de duplicar certas linhas ).

b) Por sensibilidade entende-se a capacidade da proteção responder as

anormalidades nas condições de operação, e aos curtos circuitos para os quais foi projetada.

É apreciado por um fator de sensibilidade da forma:

pp

mincc

IIk =

onde, por exemplo, Iccmin → calculada para o curto-circuito franco no extremo mais afastado da seção de

linha e sob condição de geração mínima; Ipp →corrente primária de operação da proteção (valor mínimo da corrente de

acionamento ou de pick-up exigida pelo fabricante do relé). c) Defini-se confiabilidade como a probabilidade de um componente, um

equipamento ou um sistema satisfazer a função prevista, sob dadas circunstâncias.

A longa inatividade, seguida de operação em condições difíceis, exige do equipamento

de proteção simplicidade e robustez, e isso traduz-se em fabricação empregando matéria prima adequada com mão-de-obra não só altamente capaz, mas também experimentada.


242


d) Por seletividade entende-se a propriedade da proteção em reconhecer e selecionar entre aquelas condições para as quais uma imediata operação é requerida, e aquelas para as quais nenhuma operação ou um retardo de atuação é exigido.

Figura 5.3 – Relacionamento da potência transmitida e velocidade do releamento

5.1.2 ASPECTOS ESPECÍFICOS

5.1.2.1 EQUIPAMENTOS DE MANOBRA Os equipamentos de manobra são componentes do sistema elétrico que não tem

somente a função de estabelecer a união entre geradores, transformadores, consumidores e linhas de transmissão e separa-los e secciona-los de acordo com as exigências desse serviço, como também são utilizados para a proteção de todos os componentes elétricos contra a atuação perigosa de sobrecargas, correntes de curto-circuito e contatos à terra.

Levando-se em consideração algumas exceções e casos especiais, os equipamentos de manobra devem, portanto, serem capazes de abrir desde as menores correntes de carga de linhas, ou correntes de magnetização de transformadores a vazio, até as maiores correntes de curto-circuito que possam ocorrer na instalação, sem serem avariados através das conseqüências térmicas e dinâmicas dessas solicitações.

Alguns equipamentos de manobra, os chamados disjuntores, devem ser capazes de interromper ou fechar, no menor tempo possível, todas as correntes normais e anormais. Finalmente, todos os equipamentos de manobra devem, quando abertos, suportar quaisquer solicitações de tensão entre seus contatos (espaço de interrupção) sem quaisquer descargas.


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Podemos dividir os equipamentos de manobra em: a) Chaves seccionadoras: Servem única e exclusivamente, para estabelecer a conexão

ou separação de dois componentes ou circuitos de um sistema elétrico, ou a escolha e conexão entre um componente e um sistema de barramentos. Não se exige das seccionadoras a capacidade de abertura e ruptura de quaisquer correntes. Em funcionamento, isto é, com os seus contatos fechados, elas devem ser capazes de manter a condução de sua corrente nominal, sem sobre-aquecimento. Além disso devem suportar todos os efeitos térmicos e dinâmicos das correntes de curto-circuito sem se avariar. A vazio, isto é, com seus contatos abertos, devem estabelecer um nível suficiente de isolamento, sem quaisquer descargas. Finalmente, as chaves seccionadoras são equipamentos de manobra que servem única e exclusivamente para separação de circuitos e componentes, sem quaisquer exigências de abertura de correntes.

b) Interruptores: São equipamentos de manobra que podem interromper correntes de

qualquer natureza, até algumas poucas vezes a corrente nominal. Normalmente, os interruptores são pequenos disjuntores, ou disjuntores de pequena capacidade, não sendo exigidas muitas características para interrupção das correntes do circuito.

c) Chaves seccionadoras sob carga: São chaves seccionadoras que são construidas

com dispositivos especiais de extinção de arco, em seus contatos fixos e móveis, capazes de interromper até a corrente nominal.

d) Disjuntores: É o equipamento de manobra cuja a função principal é a interrupção de

correntes de curto-circuito. Paralelamente o disjuntor deve ser capaz de interromper pequenas correntes indutivas e capacitivas sem sobre-tensões. Portanto são equipamentos que não oferecem qualquer limitação para quaisquer operações de fechamento e abertura de circuitos. Na realidade, os chamados “disjuntores” são também “conjuntores”, pois igualmente devem ser capazes de fechar quaisquer circuitos sob quaisquer condições de condução de corrente.

e) Chaves seccionadoras disjuntoras: São disjuntores que igualmente atendem as

condições de chaves seccionadoras. São construídas excepcionalmente e, por motivos de serviço, somente para pequenas capacidades principalmente de interrupção.

f) Contatores: são dispositivos de manobra para circuitos de baixa tensão, com a

função de uma chave, não manual, eletromagnética, que tem uma única posição de repouso e é capaz de estabelecer, conduzir e interromper correntes em condições normais de operação, inclusive sobrecargas no funcionamento.


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5.1.2.2 PROTEÇÃO DE MOTORES Nas instalações de motores o contator, que é o dispositivo de manobra utilizado, recebe

o comando de alguns dispositivos de proteção atuando no desligamento do circuito. Outros dispositivos de proteção atuam diretamente no desligamento do circuito, como por exemplo o fusível.

Alguns dispositivos de proteção tem sua utilização obrigatória em todo circuito de alimentação de motores. São os casos dos:

• Fusíveis; • Relês térmicos. Outros dispositivos têm a sua utilização dependente do grau de proteção dado ao

circuito, da sequencia de atuação da proteção e da manobra, do nível de redundância, etc.: • Relês de sobrecarga; • Relês de tempo; • Protetores térmicos; • Relê de sequencia de fase; • Relê PTC; • Relê de falta de fase; • Relê de mínima e máxima tensão. Na instalação dos circuitos de manobra e proteção são também necessários

equipamentos que façam medidas e a alimentação do circuito auxiliar. Para tanto pode-se enumerar alguns tais como:

• Transformadores de corrente; • Transformadores de potêncial; • Controladores de nível; • Sensores; • Transformadores de comando, etc.

5.1.2.3 PROTEÇÃO DE GERADORES

Os dispositivos de proteção usuais podem ser classificados em duas categorias principais e que compreendem:

a) medidas preventivas e dispositivos de proteção contra os defeitos exteriores ao

gerador; b) proteção contra os defeitos internos dos mesmos. Ao lado de alguns outros dispositivos não constituídos por meio de relês, tais como

pára-raios, indicadores de circulação de óleo, termostatos, etc., os seguintes elementos fazem parte do primeiro grupo:


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1) relês térmicos contra sobrecarga; 2) relês temporizados, a máximo de corrente, contra curtos-circuitos; 3) relês a máximo de tensão, contra as elevações de tensão devidas às manobras

normais do sistema; 4) relês sensíveis a corrente de seqüência negativa, para proteção contra funcionamento

sob carga assimétrica, ou desequilibrada; 5) relês de potência inversa, para impedir o funcionamento do gerador como motor,

etc.; Já a proteção contra defeitos internos compreende, basicamente os seguintes

dispositivos: 1) proteção diferencial contra curtos-circuitos entre elementos de fases diferentes; 2) proteção contra defeitos à massa do estator; 3) proteção contra defeitos à massa do rotor 4) proteção contra curtos-circuitos entre espiras de mesma fase; 5) proteção contra a abertura acidental ou não dos circuitos de excitação, etc. Além disso, há ainda que se considerar outros dispositivos que, não sendo relês, estão

intimamente ligados à proteção do gerador: os dispositivos de rápidas desexitação, que evitam uma destruição maior dos enrolamentos devido a tensão própria, e a proteção contra incêndio, que atua na extinção do fogo iniciado devido aos arcos voltaicos dos defeitos.

5.1.2.4 PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES Deve-se considerar basicamente as proteções contra as sobrecargas e as de curtos-

circuitos. Para os grandes transformadores, na proteção contra os curtos-circuitos,

desempenhando um papel importante na continuidade do serviço, a proteção diferencial e a proteção bucholz.

Para pequenas unidades (menores que 1000 kVA), e para os transformadores de média potência em sistemas radiais, os relês de sobrecorrente temporizados e os fusíveis.

Na proteção contra as sobrecargas usam-se imagens térmicas e relês térmicos. Embora a construção dos transformadores tenha atingido um nível técnico bastante

elevado, devem-se considerar duas causas principais de defeito nos sues isolamentos, e resultantes de sobretensões de origem atmosférica e de aquecimentos inadmissível dos enrolamentos devido a sobrecargas permanentes, ou temporárias repetitivas, mas que, mesmo sendo toleráveis na exploração do sistema, conduzem ao envelhecimento prematuro do isolamento dos enrolamentos e, finalmente, aos curtos-circuitos entre espiras ou mesmo entre fases.

5.1.2.5 PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS A proteção seletiva dos jogos de barras adquire grande importância nas redes equipadas

com sistemas de proteção, tais como a diferencial e por fio-piloto, e que em caso de defeito, não podem agir senão sobre trechos de linha bem delimitados. Nesse caso a deteção de defeito nas


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barras, se não fosse específica, ficaria a cargo da proteção de reserva, em geral insuficientemente seletiva. Tal inconveniente seria menor se a rede estivesse protegida por meio de relês de distância, caso em que a barra poderia ser protegida pela segunda zona do relé, uma razoável solução em muitos casos.

De um modo geral, contudo, a importância de uma rápida proteção de barras é considerável, pois que produzem-se grandes concentrações de energia nesses locais o que conduz, em caso de defeito, a grandes prejuízos materiais e a sérias perturbações à exploração do sistema elétrico.

Diversos fatores dificultam a generalização do emprego da proteção dos jogos de barras: a) a existência de segurança de serviço e seletividade absolutas, já que os

desligamentos intempestivos podem ter repercussões desagradáveis sobre a distribuição da energia e sobre as conexões;

b) no caso de barras múltiplas, e/ou secionadas, a comutação a ser feita automaticamente nos circuitos dos auxiliares, em caso de defeito em uma seção, torna-se complexa, já que se exige para cada forma de acoplamento a manutenção da seletividade.

Assim a estrutura da proteção depende das particularidades de cada caso. Basicamente

há, entre outras, as seguintes possibilidades: a) colocação de relês temporizados tipo mínimo de impedância, nas linhas de

alimentação da barra; b) uso de relês de sobrecorrente, em conexão diferencial, ou relês diferenciais

compensados, vendo-se a diferença entre as correntes que entram e saem da barra.

5.1.3 COORDENAÇÃO Um sistema elétrico deve ser equipado com diversos dispositivos protetores,

estrategicamente situados, destinados a protege-lo efetiva e seguramente contra todos os defeitos de isolamento ou outros funcionamentos anormais.

Para a proteção de um sistema são utilizados equipamentos como os relês, fusíveis disparadores de ação direta, entre outros. Cada um desses dispositivos têm uma função específica.

Tais dispositivos não atuam independentemente; pelo contrário, suas características de operação devem guardar entre si uma determinada relação, de modo que uma anormalidade no sistema possa ser isolada e removida sem que as outras partes do mesmo sejam afetadas. Isto é, os dispositivos protetores devem ser coordenados para operação seletiva.

Nessas condições, podemos dizer que as finalidades da coordenação seriam: a) isolar a parte defeituosa do sistema, tão próximo quanto possível de sua origem,

evitando a propagação das conseqüências; b) fazer esse isolamento, no mais curto tempo possível, visando a redução dos danos.


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São usados para isto, tanto dispositivos protetores, quanto os fusíveis, os disparadores e os relês que vigiam constantemente os circuitos, como também dispositivos interruptores, que desligam os circuitos quando necessários.

Um primeiro passo nesse estudo, seria a determinação das condições de operação (nominais, máxima e mínima, de sobrecarga), de defeito (diversas correntes de curto-circuito), e mesmo de situações excepcionais como partida de motores, magnetização dos transformadores, etc. Necessita-se pois de um perfeito conjunto de informações iniciais, obtidas nas placas dos equipamentos, catálogos, medições diretas no campo ou dadas pelos fabricantes.

5.1.3.1 PROTEÇÃO DE LINHAS Os mais importantes defeitos nas linhas são devidos aos curtos-circuitos, mas a

sobrecarga também precisa ser considerada. Uma vez que nas redes de extra alta tensão se deva obter a máxima rapidez de

desligamento por motivos de manutenção da estabilidade, pode-se admitir, por vezes, em redes menos sensíveis, tempos de desligamento atingindo até alguns segundos. Os equipamentos de proteção são tanto mais simples quanto menor for a exigência de alta velocidade no desligamento, e a simplicidade é sempre um objetivo a ser procurado na proteção. São usuais os recursos a seguir indicados.

a) Proteção temporizada, com relês de sobrecorrente de tempo definido, nos casos de

redes radiais, ou nas redes em anel quando o disjuntor de acoplamento se abre instantaneamente, em caso de curto-circuito, tornando a rede radial. Esta é uma técnica tipicamente européia.

b) Proteção temporizada, com relês de sobrecorrente de tempo inverso, nos casos de média tensão, onde a corrente de curto-circuito, for largamente superior à corrente nominal do relê, permitindo a coordenação dos tempos de desligamento dos disjuntores sucessivos a partir do mais próximo ao defeito. Podem ter ainda um dispositivo de desligamento instantâneo, a máximo de corrente, particularmente útil em redes contendo cabos que não admitem senão uma carga limitada. Esta é uma técnica predominantemente americana.

c) Proteção direcional de sobrecorrente temporizada, usada nas redes de até 20kV, com alimentação unilateral, mas tendo linhas paralelas fechando-se sobre barramentos comuns, ou no caso de linhas únicas, mas com alimentação bilateral.

d) Proteção com relês de distância para redes de altas e extra-altas tensões, bem como redes de média tensão em malha e realimentação multilateral. É o padrão de proteção utilizado ultimamente.

e) Proteção diferencial longitudinal, por fio-piloto, usada nas linhas aéreas e em cabos de média e alta-tensão, tendo até cerca de 10km de comprimento, e nos quais são eventualmente inseridos transformadores. Para linhas curtas, de algumas centenas de metros, usa-se a proteção diferencial comum, semelhante à dos transformadores.

f) Proteção diferencial transversal, empregada como proteção seletiva para os cabos e linha aéreas paralelas, e baseada na diferença entre as correntes circulantes em cada linha, em caso de defeito. Já que ela exige também relês direcionais e outros orgão suplementares, só será usada quando não for razoável a proteção longitudinal ou a de distancia.


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g) Proteção contra os defeito a à terra, usada nas linhas aéreas e cabos onde, em geral, o incidente mais freqüente é o defeito monofásico. Dependendo da forma de ligação a terra, pode aparecer tanto corrente ativa, da ordem da nominal ou menor, como correntes capacitivas (rede com neutro isolado) também de baixo valor. Tanto relês simplesmente indicadores quanto eliminadores, precisam ser utilizados, havendo esquemas clássicos.

A proteção contra sobrecarga deve permitir a máxima utilização da linha sem que o

aquecimento resultante a danifique. Assim, quando a temperatura máxima for atingida, será dado um sinal para que sejam tomadas medidas evitando-se o desligamento propriamente dito. Por isso são usados relês térmicos diversos com constante de tempo igual ou inferior àquela do cabo a proteger.

Uma última observação diz respeito ao religamento automático, muito útil na presença de defeitos auto-extintores, (cerca de 80% dos casos). O religamento rápido é feito alguns décimos de segundo , uma única vez, e aplicável somente a linhas aéreas, nunca aos cabos. Em redes de alta e extra-alta tensão, é utilizado o religamento monopolar, freqüentemente, mas o religamento tripolar é preferido nas linhas muito longas (algumas centenas de quilômetros) e tensões muito elevadas, devido a dificuldade da extinção do arco residual realimentado pelo efeito capacitivo entre as fases. Nas redes aéreas de média tensão, com maior incidência de defeito, e já que elas costumam ter neutro isolado ou aterrado por meio de resistência de grande valor ôhmico, só o religamento automático tripolar é indicado.

5.1.4 PRINCÍPIOS DE COORDENAÇÃO Costumamos dizer que dois dispositivos em série, ou cascata, estão coordenados se seus

ajustes são tais que ao segundo dispositivo, mais próximo da fonte, é permitido eliminar a falta caso o primeiro, mais próximo do defeito, falhe na atuação. Denomina-se tempo ou degrau de coordenação o intervalo de tempo que separa as duas hipóteses anteriores, e que deve cobrir pelo menos o tempo próprio do disjuntor, mais o tempo próprio do relê e uma certa margem de tolerância; por exemplo, em sistemas industriais (disjuntores até 8Hz) tal degrau é da ordem de 0,4-0,5[s].

Naturalmente na busca de uma perfeita coordenação devemos respeitar certas diretrizes para o ajuste dos dispositivos; as limitações de coordenação fixadas pelos códigos; o desempenho térmico e dinâmico dos equipamentos; etc. Isso conduz o projetista a analisar, por vezes, muitos fatores contraditórios, polêmicos mesmo, tendo em vista aspectos de segurança, economia, simplicidade, previsão de expansão, flexibilidade, facilidade de manutenção e custo, por exemplo. Portanto é importante que o leitor saiba que um projeto de proteção depende da busca de aprendizagem própria e análise de risco em suas decisões futuras.


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5.2 DIAGRAMAS ELÉTRICOS Para o projeto elétrico de um cubículo ou quadro, deve-se representar todos os seus

componentes de tal forma que se obtenha uma visão global de toda a instalação, tanto sob aspecto de disposição e localização no sistema elétrico, como de sua função e desempenho.

Assim, a escolha adequada de um equipamento, determina o conhecimento detalhado de sua função e comportamento, cuja definição é feita através de diagramas elétricos.

A representação gráfica de um sistema elétrico de potência, ou os diagramas elétricos, deve conter a maior quantidade possível de informações, com o objetivo de representar realmente todos os componentes e funções especificadas. Consequentemente, vários são os diagramas elétricos, que se tornaram os mais usuais. São eles:

• Diagramas Unifilares; • Diagramas Trifilares; • Diagramas funcionais; • Diagramas Construtivos (sinópticos, disposição de aparelho, etc.).

5.2.1 DIAGRAMA UNIFILAR É um diagrama onde representa-se o circuito elétrico por uma de suas fases, daí o nome

unifilar. Neste diagrama devem aparecer destacadamente as partes as partes de força do sistema (aquelas que se destinam à condução de enrgia, como finalidade principal).


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Figura 5.4 – Diagrama unifilar

Os aparelhos de manobra, tais como, seccionadores de passagem de aterramento,

disjuntores, dispositivos de proteção e medição, tais como: pára-raios, transformadores de potência e de corrente, relês, fusíveis, etc.; são representados neste diagrama, sem entretanto entrar em detalhes da forma de conexão, de uma maneira mais quantitativa que qualitativa.

5.2.2 DIAGRAMA TRIFILAR É a representação de um circuito elétrico, tomando em consideração suas três fases,

sendo importante como subsídio para elaboração dos demais esquemas de detalhamento de um determinado projeto.

O diagrama trifilar, além de conter as informações básicas do diagrama unifilar, contém muitos outros detalhes, que serão inclusive transportados para outros esquemas, dando uma excelente idéia de conjunto.. Como inconveniente apresenta aquele de ser um desenho com todo


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o conjunto, não devendo por esta razão ser usado para trabalhos específicos (como montagem), mas sim como ponto de referência.

Figura 5.5 – Diagrama trifilar – detalhe do cubículo de entrada do gerador

A figura 5.5 mostra o detalhe do disjuntos da entrada do gerador a partir do diagrama

unifilar mostrado na figura 5.4. Para entendermos a relação entre os diagramas, os exemplos serão mostrados baseando-se no desenho da figura acima.

5.2.3 DIAGRAMA FUNCIONAL A utilidade do diagrama funcional é mostrar de maneira esquemática como funcionam

os equipamentos de proteção, controle e sinalização de uma instalações elétrica. Por este diagrama, pode-se identificar todas as restrições ao funcionamento de um disjuntor ou contator, por exemplo.

Portanto, as condições de operação são diferentes neste diagrama. Para um perfeito entendimento destes diagramas, deve-se fixar os seguintes conceitos: Contato normalmente aberto é o contato que está sempre aberto quando o equipamento está desenergizado; contato normalmente fechado é o contato que está sempre fechado quando o equipamento está desenergizado.

A tensão mais usual no Brasil para comando é de 125V CC.


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Figura 5.6 – Diagrama funcional – disjuntor do gerador

5.2.4 DIAGRAMAS CONSTRUTIVOS Os diagramas construtivos são diagramas auxiliares e muito importantes na montagem

da instalação, em manutenção e em busca de defeitos. Os mais utilizados são: • Diagrama de Fiação Este diagrama mostra a ligação dos cabos de comando interligando os equipamentos

entre casa de comando e o cubículo ou pátio onde os equipamentos e encontram. Como os cabos de comando sempre terminam em réguas de bornes, uma listagem indicando onde começa e termina cada ligação é bastante útil.

Figura 5.7 – Diagrama de fiação


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5.2.4.1 DIAGRAMA SINÓPTICO O diagrama sinóptico é a representação unifilar, do circuito elétrico, mostrando

principalmente os aparelhos de manobra (disjuntor e seccionador). É utilizado sobre painéis de comando, de maneira a facilitar a operação do sistema.

Figura 5.8 – Diagrama sinóptico


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5.3 CONSIDERAÇÃO A RESPEITO DE QUADROS ELÉTRICOS Os quadros elétricos constituem pontos nodais em uma rede e servem para unir ou

separar e proteger as diferentes partes destas, permitindo a distribuição da energia elétrica para diversos pontos da instalação.

A função básica dessas execuções é abrigar toda a aparelhagem elétrica de comando, controle, medição, sinalização etc., de forma que sejam montados mecanicamente em suportes apropriados, de modo a proteger as partes sob tensão expostas contra contatos acidentais, seja por pessoas, animais ou objetos.

Essa proteção deverá se dar também em caso de avaria ou operação inadequada de uma chave que possa causar perigo na parte exterior.

Os instrumentos, as lâmpadas de sinalização, os botões de comando, os acionamentos das chaves, são normalmente instalados do lado externo, ou seja, na porta.

Os instrumentos de medição podem também ser instalados no interior, porém visíveis através de visor colocado na porta.

As características construtivas dessas execuções variam de acordo com o trabalho e as instalações a que se destinam, isto é, para instalações ao ar livre ou abrigadas, para lugares úmidos ou secos,, em áreas de possível explosão, poeirentas ou contaminados por agentes corrosivos.

Os painéis são feitos em chapa de aço dobrada e, para capacidades de 630A, 1000A e 3000A em 500V CA ou 600V CC, são feitos conforme o princípio dos componentes modulares, propiciando futuras ampliações.

Os módulos apresentam flange, permitindo interligações entre elas. Normalmente os quadros são feitos para instalações abrigadas, porém, podem ser feitos para instalações ao tempo, sob condições especiais, e o dimensionamento dos aparelhos, sob o ponto de vista físico, define o número de caixas que constituirão o quadro.

5.3.1 CLASSIFICAÇÕES

5.3.1.1 QUANTO A FUNÇÃO A ABINEE (Associação Brasileira da Industria Elétrica e Eletrônica) através do grupo

setorial de “Painéis de Baixa, Média e Alta tensão e Componentes”, realizou um estudo sobre classificação de quadros elétricos quanto a função:

A) Quadro de BT até 1000V (VDE/IEC) A1 – QUADRO DE COMANDO – é todo quadro destinado a comandar eletricamente

qualquer processo e/ou equipamento por ação manual do operador. Equipamentos: 1) Barramento; 2) Fiação; 3) disjuntores ou seccionadoras; 4) fusíveis e bases; 5) contatores;


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6) relês; 7) relês Auxiliares; 8) botoeira; 9) lâmpadas; 10) voltímetros; 11) amperímetros; 12) seletores de amperímetros e voltímetros; 13) transformadores de corrente; 14) transformadores de potencial; 15) medidores específicos de processo: termostato, cosfímetro, frequencimetro,

varímetro, wattiímetro, pressostato, etc.; 16) isoladores. A2 – QUADRO DE CONTROLE – destinado a controlar, automática e eletricmente

qualquer processo ou equipamento elétrico. É composto pelos mesmos equipamentos dos quadros de comando e mais:

1) chaves seletoras; 2) pirômetros indicadores e controladores; 3) sensores térmicos; 4) controladores de nível; 5) eletrodos sensores de nível; 6) sensores fotoelétricos; 7) controladores de ph; 8) válvulas solenóides; 9) registradores; 10) controle de pressão; 11) controle de vazão; 12) isoladores; 13) e mais todos os equipamentos eletropneumáticos destinados a função de quadro. A3 – QUADRO DE SINALIZAÇÃO – destinado a advertir através de sinais acústicos

e/ou ópticos, em um ou mais estágios, de qualquer alteração do sistema supervisionado.

1) circuito perceptor de defeitos em CC ou CA: eletromecânico ou eletrônico, em relês,

diodos, relês pisca-pisca ou circuito integrado, com indicção de falha com visores luminosos e/ou acústico;

2) chaves seletoras; 3) transformadores; 4) retificadores; 5) botoeiras; 6) relês; 7) fiação; 8) receptores de sinal; 9) instrumentos eletrônicos fotosensíveis para indicação.


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B) Quadro de MT até 34,5 kV (VDE) B1 – QUADROS DE ENTRADA DE CONCESSIONÁRIA 1) muflas; 2) barramento; 3) seccionadoras; 4) transformadores de corrente e de potencial; 5) contator; 6) chaves de aferição; 7) disjuntores; 8) transdutores; 9) voltímetros; 10) botoeiras; 11) fiação; 12) bases de fusíveis; 13) lâmpadas; 14) amperímetros; 15) seletores de tensão e de corrente; 16) isoladores. B2 – QUADRO DE DISTRIBUIÇÃO – incluindo a distribuição, medição e sinalização. 1) disjuntores; 2) comutadores de TAP (do transformador); 3) demais aparelhos de medição e sinalização; 4) isoladores; 5) barramento, etc. B3 – QUADRO DE DISTRIBUIÇÃO – incluindo a distribuição, medição e sinalização 1) barramento; 2) isoladores; 3) disjuntoresa; 4) seccionadoras; 5) muflas; 6) transformadores de corrente e potencial; 7) voltímetros e comutador; 8) amperímetros e comutador; 9) botoeiras; 10) lâmpadas de sinalização; 11) cosfímetro; 12) fiação; 13) isoladores; 14) medidores de kW, kVA, kW.h, etc.


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B4 – METAL CLAD – quadro blindado, construido de disjuntores extraíveis que, uma vez extraídos, impedem acesso ao barramento de MT.

1) barramento; 2) disjuntores; 3) transformadores de corrente e potencial; 4) voltimetros e seletores; 5) amperímetros e seletores; 6) isoladores; 7) relês de proteção; diretos (primário) e indiretos (secundário); 8) fiação; 9) bloqueios. OBS: Toda a aparelhagem fica blindada. C) Quadros de AT, acima de 34,5 kV Para essa classe de tensão não é comum se construir quadros, a não ser para proteção e

comando, e painéis de controle ou mesas de controle no próprio local da subestação. Pelas normas ANSI, esses quadros são denominados “STATION TYPE SWITCHGEAR”.

Normalmente os quadros e mesas de controle recebem alimentação de fontes auxiliares em baixa tensão e são equipadas basicamente com os mesmos aparelhos listados para os quadros de baixa tensão.

5.3.1.2 QUANTO AO LOCAL DE INSTALAÇÃO Para o local de instalação admite-se como temperatura normal ambiente 35oC (valor

médio durante 24h) e temperatura máxima no barramento de 65oC. Acima destes valores, deverá ser previsto um sistema com ventilação forçada.

5.3.1.3 QUANTO AO GRAU DE PROTEÇÃO Na escolha de equipamento de manobra e nas combinações, é necessário levar em

consideração os graus de proteção, além de características elétricas de funcionamento, tipo de acionamento e da finalidade a que se destinam. Os equipamentos de manobra e suas combinações somente podem operar satisfatoriamente quando os graus de proteção dos mesmos correspondem às condições de montagem.

a) Proteção contra influências externas. Para proteção contra acumulo de pó e água, os painéis devem ser fornecidos com

proteção especial.


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b) Proteção a terra As conexões para aterramento da instalação se localizam na parte inferior do painel; as

conexões para interligações entre os painéi podem ser feitas por meio de pontes de cobre, ou por meio de uma barra.

Para painéis que possuam carrinho extraível, a conexão de aterramento entre o carrinho e a parte fixa é feita por meio de contatos deslizantes, dispostos de tal forma que, quando for extraído ou inserido até a posição de “ensaio”, o mesmo se encontra aterrado.

5.3.1.4 QUANTO AO TIPO DE CONSTRUÇÃO a) Quadros com equipamentos fixos: esses quadros constam de vários painéis

adjacentes, nos quais estão fixamente todos os dispositivos de manobra; b) Quadros com equipamentos extraíveis: esses quadros constam de vários painéis

adjacentes (sem seccionador) com gavetas ou carros extraíveis, sobre os quais são fixados os dispositivos de manobra.

5.3.2 COMPORTAMENTO DOS METAIS (ESTRUTURA E BARRAMENTO) Em vista do material empregado nos quadros elétricos, tanto na estrutura quanto nos

barramentos, ser metálico torna-se conveniente apresentar alguns conceitos que facilitarão a compreensão do texto nas solicitações elétricas que ainda serão discutidas.

5.3.3 CARACTERÍSTICAS DOS METAIS As propriedades dos metais, que estão relacionadas com as resistências que os mesmos

oferecem quando sujeitos a esforços de natureza mecânica, como tração, torção, compressão, choque, etc., determinam a forma de como poderão ser projetadas e executadas as estruturas, daí a sua importância prática.

É de grande importância o estudo de certas características físicas e químicas dos materiais, cujo conhecimento é fundamental para sua escolha e utilização.

Essas propriedades, que serão analisadas em seguida, são características dos cristais que formam o metalao passo que as propriedades mecânicas, por exemplo, dependem grandemente das imperfeições que ocorrem nesses cristais. As primeiras são insensíveis de certo modo, à estrutura cristalina dos metais e se relacionam a uma amostra particular de um material. Em outras palavras, amostras diferentes de um mesmo metal apresentam essencialmente as mesmas propriedades não sansíveis à estrutura, somente são identicas nas várias amostras do mesmo material, quando as condições de fabricação e tratamento forem perfeitamente idênticas.

5.3.3.1 DENSIDADE É o peso por unidade de volume. Nas ligas, a densidade muda devido a alteraçãoda

massa média dos átomos.


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ELEMENTO SIMBOLO DENSIDADE [g/cm3]

PONTO DE FUSÃO [oC]

Alumínio Al 2,699 660 Antimônio Sb 6,62 630

Cromo Cr 7,19 1890 Cobre Cu 8,96 1083

Chumbo Pb 11,34 327 Estanho Sn 7,30 232

Ferro Fe 7,87 1539 Platina Pt 21,45 1773 Níquel Ni 8,9 1455

Tungstênio W 19,3 3410 Zinco Zn 7,13 419

Tabela 5.1 – Densidade e temperatura de fusão de alguns elementos

5.3.3.2 PROPRIEDADES TÉRMICAS A elevação da temperatura dos materiais aumenta a vibração dos átomos. Como

consequência, ocorre uma expansão térmica no reticulado cristalino, traduzida na prática por um mudança nas dimensões. Essa alteração dimensional é expressa em termos de coeficiente linear de dilatação térmica.

Outras propriedades térmicas são a capacidade calorífica e o calor específico (Cp) determina a quantidade de calor necessário nos processos metalúrgicos, tais como fundição ou tratamento térmico. Esse fato pode ser expresso pela equação:

dtCdQ p ⋅=

Por fim, outra propriedade térmica importante é a condutibilidade térmica, indicada por

um coeficiente k, expressa em [cal/s.cm.oC], que define a capacidade condutora de calor de uma substância.

5.3.3.3 PROPRIEDADES ELÉTRICAS Dentre elas, a condutividade elétrrica é uma das mais importantes e que inclusive é a

prpriedade que distingue os metais dos não metais. A tabela 5.2 apresenta a condutividade de alguns metais a 0oC.

METAL CONDUTIVIDADE

ELETRICA [Ohm.m] -1 Prata 66,0 Cobre 64,5

Alumínio 40,0 Ferro 11,5

Tabela 5.2 – Condutividade elétrica de alguns metais


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5.3.3.4 PROPRIEDADES QUÍMICAS Relacionam-se com a resistência que os metais oferecem ao ataque do meio ambiente

(corrosão) ou pelo efeito da temperatura (oxidação). As resistências à corrosão e à oxidação são, portanto, características de grande importância, em vista da influência que o meio circunvizinho exerce sobre o metal, provocando diversos tipos de ataque. Normalmente a corrosão é medida pela espessura da superfície que se perde anualmente. Este acontecimento provoca um enfraquecimento na estrutura, com relação aos possíveis esforços mecânicos.

A necessidade de se utilizar metais em condições de ambiente freqüentemente desfavoráveis tem levado à utilização de ligas e ao emprego de tratamentos superficiais que permitem aumentar a resistência à corrosão e à oxidação.

5.3.3.5 PROPRIEDADES MECANICAS As propriedades mecânicas constituem as características mais importantes dos metais

para sua aplicação nos vários campos de engenharia, visto que o projeto e a execução das estruturas metálicas são baseadas no seu conhecimento.

As propriedades mecânicas definem o comportamento de um material quando sujeitos a esforços de natureza mecânica e correspondem às propriedades que, em detrimento do material, determinam a sua capacidade de transmitir e resistir aos esforços que lhe são aplicados, sem romper ou sem que se produzam deformações incontroláveis.

Os esforços mecânicos aos quais estão sujeitas as estruturas são os mais variados. Eles podem ser aplicados lenta e gradualmente e, neste caso, a natureza do esforço é estático, como a tração, a compressão, a torção, o dobramento, etc. Esses casos podem ocorrer, por exemplo, quando os metais estão sujeitos à dilatação por efeito da temperatura (caso típico de aquecimento em barramentos devido a sobrecarga). Ainda o esforço mecânico pode ser aplicado de modo repentino. Nesse caso sua natureza é dinâmica e a causa pode ser proveniente de um curto-circuito.

Ao se projetar uma estrutura, no caso de cargas estáticas, depois de conhecidos os esforços aos quais a mesma está sujeita, adota-se um fator de segurança pelo qual é dividida a resistência adotada do material escolhido. O valor dessa divisão é chamado tensão mecânica admissível de trabalho.

As razões pelas quais a tensão de trabalho de um membro de uma estrutura deve corresponder a um valor inferior à resistência do material são inúmeras. Em primeiro lugar os materiais tendem a se deteriorar em serviço pela ação do meio ambiente; em segundo lugar ocorrem freqüentes variações na distribuição dos esforços adotados no projeto, provocados por sobrecargas (elevação de temperatura) em determinados trechos da estrutura; em terceiro lugar, é difícil garantir perfeição na fabricação de uma determinada peça, além de poderem ser introduzidos esforços adicionais provenientes do transporte, montagem e instalação da estrutura.

Os coeficientes de segurança variam grandemente em função do tipo de carga, do tipo de material e das condições de serviço. Para materiais frágeis, que rompem praticamente sem nenhuma deformação e que, portanto, não mostram antes da ruptura qualquer falha, os coeficientes de segurança podem atingir valores de 5 a 8.

Em suma, as partes da estrutura, principalmente quando sujeitas a cargas estáticas, raramente rompem em serviço, graças ao coeficiente de segurança, a não ser que fiquem repentinamente sujeitas a uma carga acidental de considerável grandeza (curto-circuito).


261


5.4 GRAUS DE PROTEÇÃO Os invólucros dos equipamentos elétricos, conforme as características do local em que

serão instalados e de sua acessibilidade, devem oferecer um determinado grau de proteção. Assim, por exemplo, um equipamento a ser instalado num local sujeito a jatos d’água, devem possuir um invólucro capaz de suportar tais jatos, sob determinados valores de pressão e ângulo de incidência, sem que haja penetração de água. Os graus de proteção para equipamentos elétricos estão definidos na NBR 6146 por meio das letras características IP, seguida por dois algarismos.

1º Algarismo

Algarismo Indicação 0 1 2 3 4 5 6

Sem proteção Corpos estranhos de dimensões acima de 50mm Corpos estranhos de dimensões acima de 12mm Corpos estranhos de dimensões acima de 2,5m m Corpos estranhos de dimensões acima de 1,0mm Proteção contra acúmulo de poeiras prejudiciais ao motor Totalmente protegido contra a poeira

Tabela 5.3 – 1º Algarismo: indica o grau de proteção contra penetração de corpos sólidos estranhos e contato acidental

2º Algarismo

Algarismo Indicação 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Sem proteção Pingos de água na vertical Pingos de água até a inclinação de 15 º com a vertical Água de chuva até a inclinação de 60 º com a vertical Respingos de todas as direções Jatos de água de t odas as direções Água de vagalhões Imersão temporária Imersão permanente

Tabela 5.4 – 2º Algarismo: indica o grau de proteção contra penetração de água no interior do painel

As combinações entre os dois algarismos, isto é, entre os dois critérios de proteção,

estão resumidos na tabela 5.5. Nota-se que, de acordo com a norma, a qualificação do motor em cada grau, no que se refere a cada um dos algarismos, é bem definida através de ensaios padronizados e não sujeita a interpretações, como acontecia anteriormente.

As definições da NBR 6146 são suficientes para serem aplicadas aos quadros de baixa tensão. Para os quadros de alta tensão, além da NBR 6146 (conforme visto anteriormente), o grau de proteção deve estar conforme as seguintes definições da norma NBR 6979:

• Conjunto de manobra e controle blindado: é o conjunto de manobra e controle em

invólucro metálico com o grau de proteção mínimo para as partes externas e internas de IP2X, no qual os componentes são dispostos em compartimentos separados por divisões metálicas aterradas. Deve possuir compartimentos separados pelo menos para:


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a) cada equipamento principal; b) componentes ligados a um dos lados de um equipamento de manobra principal, por

exemplo o circuito alimentador;

1º Algarismo 2º Algarismo Classe de proteção Proteção contra contato Proteção contra corpos

estranhos Proteção contra água

IP00 Não tem Não tem Não tem

IP02 Não tem Não tem Pingos de água até uma inclinação de 15º com a vertical

IP11 Toque acidental com a mão

Corpos estranhos sólidos de dimensões acima de 50mm Pingos de água na vertical

IP12 Pingos de água até uma inclinação de 15º com a vertical

IP13 Água da chuva até uma inclinação de 60º com a vertical

IP21 Toque com os dedos Corpos sólidos estranhos de dimensões de 12mm Pingos de água na vertical

IP22 Pingos de água até uma inclinação de 15º com a vertical

IP23 Água da chuva até uma inclinação de 60º com a vertical

IP44 Toque com ferramentas Corpos estranhos sólidos de dimensões acima de 1mm Respingos de todas as direçõe s

IP54 Proteção completa contra toque

Proteção contra acúmulo de poeiras nocivas Respingos de todas as direções

IP55 Proteção completa contra toque

Proteção contra acúmulo de poeiras nocivas Jatos de água em todas as direções

IP(W)55 Proteção completa c ontra toques

Proteção contra acúmulo de poeiras nocivas Chuva, maresia

Tabela 5.5 – Graus de proteção a) componentes ligados ao outro ladodo equipamento de manobra principal, por

exemplo: conjunto de barras. Se houver mais de um conjunto de barras, cada conjunto deve estar em compartimento separado;

b) componentes de baixa tensão. O equipamento de manobra principal deve ainda ser extraível, a fim de se

poder desloca-lo entre as posições: inserida, de ensaio, extraída e removida. Quando o TP for ligado ao barramento principal através de fusíveis, o

conjunto deverá estar alojado em compartimento separado, devendo ao menos os fusíveis estarem montados sobre dispositivos extraíveis.

No caso específico de ser necessária a instalação de equipamento não extraível em uma ou mais unidades de um conjunto blindado, apenas estas unidades devem atender à especificação de conjunto de manobra e controle simplificado, sem prejuízo da classificação original do conjunto como blindado.

• Conjunto de manobra e controle com divisões de material isolante: conjunto de

manobra e controle em invólucro metálico, com o grau de proteção mínimo para as partes externas e internas de IP2X, no qual os componentes são dispostos em


263


compartimentos separados, como no conjunto de manobra e controle blindado, mas com pelo menos uma divisão de material isolante.

• Conjunto de manobra e controle simplificado: conjunto de manobra e controle em

invólucro metálico, com pelo menos uma das seguintes caractereísticas: a) Que não tenha divisões, exceto para componentes de baixa tensão e entre cubículos

adjacentes, com proteção mínima IP2X; NOTA: com relação ao barramento principal a área de passagem entre cubículos

adjacentes pode ter grau de proteção inferior a IP2X. b) Número de compartimentos inferior ao necessário para conjunto de manobra e

controle blindado; c) Que tenha divisões com grau de proteção inferior a IP2X Além disso, para conjunto de manobra e controle simplificado só é necessário

especificar o grau de proteção para a parte externa do invólucro, sendo IP2X o mínimo admissível. Para conjuntos de manobra e controle blindados e conjuntos de manobra e controle com divisões de material isolante, os graus de proteção devem ser especificados separadamente para a parte externa do invólucro e para as divisões, não sendo admitido um grau de proteção inferior a IP2X.

Alguns defeitos, condições excepcionais de serviço, ou má operação do conjunto de manobra e controle podem ocasionar um arco interno. A ocorrência de um arco interno pode provocar danos ou ferimentos a um operador nas proximidades do conjunto de manobra e controle. Dessa forma é necessário que a maior proteção contra danos pessoais seja prevista, inclusive com a construção de dispositivos de alívio de sobrepressão, sendo no entanto o principal objetivo evitar-se a ocorrência desse arco, ou limitar sua duração e conseqüências. A tabela 6 indica os locais mais prováveis de ocorrência de falhas, assim como recomendações importantes.


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Locais onde falhas

internas ocorrem com mais freqüência

Possíveis causas Exemplos de medidas a serem tomadas

Projeto inadequado Seleção de dimensões adequadas

Instalação defeituosa Evitar que as conexões em cabos se cruzem No local deve ser feito comissionamento de pessoal especializado Compartimento de

cabos Falha em isolamento sólido ou líquido

Fazer inspeções regulares e efetuar ensaios dielétricos no local Verificar regularmente o nível dos líquidos

Seccionadores e chaves de aterramento

Operação indevida

Intertravamentos Manobra manual independente Capacidade de estabelecimento em curto -circuito Instruções a pessoal qualificado

Corrosão Uso de anticorrosivos e/ou graxas Revestimento protetor onde for necessário Conexões e contatos

Montagem defeituosa Inspeção por meios adequados Transformadores para instrumentos Ferrorressonância Evitar essas influências elétricas através de projeto

adequado do circuito

Disjuntores Manutenção inadequada Manutenção regular programada Instrução a pessoal qualificado

Erro humano Limitação de acessos por c ompartimento Isolamento das partes vivas Instruções a pessoal qualificado

Envelhecimento do dielétrico Ensaios rotineiros de verificação do dielétrico Poluição, umidade, penetração de insetos, poeiras, etc.

Prevenir e verificar que as condições de serv iço especificadas sejam respeitadas

Todos os locais

Sobretensões Proteção contra descargas atmosféricas Coordenação adequada de isolamento Ensaios dielétricos no local

Tabela 5.6 – Locais, causas e exemplos de medidas para diminuir a probabilidade de falhas internas


265


5.5 CONDIÇÕES NORMAIS DE SERVIÇO A NBR 6979, que trata do conjunto de manobra e controle em invólucro metálico para

tensões acima de 1kV, é aplicada para projetos que estejam trabalhando nas seguintes condições: a) a temperatura do ar ambiente não superior a 40oC, com média diária não superior a

35oC e temperatura mínima não inferior a –5oC. b) altitude não superior a 1000m NOTA: Para altitudes superiores a 1000m, os valores de tensão nominal devem ser

multiplicados pelo fator de correção dado na coluna 3 da tabela 5.7. Esta correção pode ser dispensada, desde que no ensaio dielétrico as tensões de ensaio sejam pelo fator de correção dado na coluna 2 da tabela 5.7.

Altitudes máximas

[m] Fator de correção para as tensões de

ensaio referidas ao nível do mar Fator de correção para as

tensões nominais (1) (2) (3)

1000 1500 3000

1,00 1,05 1,25

1,00 0,95 0,80

NOTAS 1 Valores intermediários podem ser obtidos por interpolação linear

2 Altitude não superior a 1000[m] Tabela 5.7 – Fatores de correção das tensões para altitudes superiores a 1000m


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Valores máximos

Natureza do elemento (1),(2) Temperatura final [oC]

Elevação de temperatura para um ambiente não

excedendo 40oC [k] (1) (2) (3)

Contatos Cobre nu ou liga de cobre nua Prateados ou niquelados (4) Estanhados (4),(5)

75 105 90

35 65 50

Conexões parafusadas ou equivalentes (6) Cobre nu liga de cobre nua ou liga de alumínio nua Prateadas ou niqueladas (6) Estanhadas

90 115 105

50 75 65

Invólucros Partes manipuladas Partes acessíveis Partes inacessíveis

50 70 110

10 30 70

Segundo a sua função, a mesma parte pode pertencer a diversas categorias listadas nesta tabela. Neste caso, os valores máximos permissíveis de temperatura e elevação de temperatura a serem considerados são os menores entre as categorias correspondentes. A elevação de temperatura das partes metálicas, condutoras ou não, deve ser limitada ao valor admissível para a classe de temperatura do material isolante util izado em contato com as mesmas. Todas as precauções necessárias devem ser tomadas para que nenhum dano seja causado aos materiais isolantes circunvizinhos. Quando partes do contato tem revestimentos diferentes, as temperaturas e as elevações de temperaturas permissíveis devem ser aquelas da parte que tem o valor permitido nesta tabela. A qualidade do revestimento dos contatos devem ser tal que uma camada de material de revestimento permaneça na área de contato após os ensaios de estabelecimento e interrupção (se existirem), corrente suportável de curta duração e resistência mecânica. Caso contrário os contatos devem ser considerados nus. Para contatos de fusíveis, a elevação de temperatura deve ser conforme as normas pertinentes. Quando as partes de conexão tem diferentes revestimentos, as temperat uras e elevações de temperatura permissíveis devem ser aquelas da parte que tem maior valor permitido nesta tabela.

Tabela 5.8 – Limites de temperatura admissíveis a) ar ambiente não poluído por poeira, fumaça, maresia, gases e vapores corrosivos ou

inflamáveis, em concentrações tal que possam alterar as características do equipamento.

b) para uso exterior, presença de condensação ou chuva, neve, camada de gelo ou geada de até 5Kg/m2, mudanças bruscas de temperatura, pressão do vento de 700Pa e os efeitos da radiação solar.

NOTA: Isto não implica que o conjunto de manobra e controle para uso exterior suporte

a corrente nominal sob todas as condições de radiação solar sem exceder a elevação de temperatura especificada na tabela 8.

Também devem ser tomadas medidas apropriadas para assegurar a operação correta de componentes tais como relês, que não sejam previstos para estas condições.


267


5.6 CONSIDERAÇÕES DE NORMALIZAÇÃO Deve-se sempre seguir uma determinada norma (ABNT, ANSI, IEC, etc.) para a

execução de um diagrama elétrico, tanto no que se refere ao projeto, a simbologia, como na técnica de execução.

Alguns pontos importantes devem ser destacados. Todos os diagramas devem ser elaborados considerando a instalação sem tensão e sem

corrente (portanto desligada) e os aparelhos em sua representação básica. Quaisquer exceções devem ser indicadas claramente.

Os bornes dos equipamentos e aparelhos não devem necessariamente fazer parte de todos os diagramas.

Finalmente, devemos lembrar que da exatidão de um diagrama elétrico, depende diretamente da execução correta de uma instalação, é necessário que se conheça profundamente as características dos equipamentos e aparelhos a serem utilizados para poder representa-los, convenientemente.

As considerações da norma IEEE C 37.20.2 - 1993 inclui painéis de 240V até 69kV (tanto baixa tensão quanto média tensão) destinadas ao controle e proteção de geração, conversão e distribuição de energia, e não se aplicam a painéis abertos, painéis de controle industrial e de comutação de navios.

A ABNT utiliza como base das normas a IEC 298.

5.6.1 DEFINIÇÕES (SEGUNDO IEEE C 37.20.2 – 1993) Os tipos de painéis metálicos Metal Enclosed são divididos em: • Painéis tipo Metal Clad • Painéis tipo Cubicle • Painéis tipo Interrupter • Painéis tipo Baixa Tensão Todos estes painéis devem ter as paredes e o teto metálicos. Não é obrigatório que o

piso seja metálico.

5.6.1.1 PAINÉIS METAL CLAD • O disjuntor deve ser removível, com contatos auto-alinhantes e auto-encaixantes. • As partes principais do circuito primário, que são disjuntor, barramentos, TP´s e

TC´s, devem estar completamente envolvidos em compartimentos metálicos aterrados, que não podem ter aberturas “intencionais” (a norma não explica o que são “aberturas intencionais”).

• Especificamente o disjuntor deve ter uma chapa metálica que quando ele estiver conectado, e a porta de acesso aberta, não exponha componentes do circuito primário.

• Todas as partes vivas devem estar envolvidas em compartimento metálico.


268


• Guilhotinas automáticas são obrigatórias nas entradas dos disjuntores. • Todos os barramentos e conexões do circuito primário devem estar revestidos de

material isolante de “cabo a rabo”. • Intertravamentos mecânicos devem ser providenciados para assegurar uma

seqüência segura de operação. • Todos os instrumentos, relês, medidores e sua fiação devem ser isolados do circuito

primário por barreiras metálicas (com exceção de pequenos trechos de fiação de ligação com os transformadores).

• As portas pelas quais entram os disjuntores podem ser usadas como painel de instrumentos e relês. Portas internas auxiliares também podem ser citadas para colocação de instrumentos ou fiação.

5.6.1.2 PAINÉIS CUBICLE Estes painéis são para 14,4, 34,5 e 69kV. Esses quadros devem conter os seguintes

equipamentos: • Equipamentos de potência de cada fase do circuito primário separado e envolvido

por um compartimento metálico. • Disjuntores fixos. • Seccionadoras operadas em grupo, intertravadas com disjuntores para isola-los. • Barramento e suas conexões em cobre nú. • Transformadores para instrumentação • Cabeamento de controle e dispoitivos acessórios.

5.6.1.3 PAINÉIS INTERRUPTER Painéis para tensões de 4,16, 7,2, 13,8, 14,4, 23,0 e 34,5kV. Estes painéis os

dispositivos que forem necessário abaixo listados. • Chaves seccionadoras • Fusiveis • Barramento e conexões • Transformadores para instrumentação • Cabeamento de controle e dispositivos acessórios Tanto as seccionadoras quanto fusíveis podem ser fixos ou extraíveis. Quando

extraíveis devem possuir intertravamento mecanico para proteção na operação.


269


5.6.1.4 PAINÉIS BAIXA TENSÃO Painéis individuais ou múltiplos, devem conter: • Disjuntores de baixa tensão com ou sem fusíveis. • Barramento e conexões • Transformadores para instrumentação e controle • Dispositivos de instrumentação, medição e relês. • Cabeamento de controle e dispositivos acessórios Os disjuntores de baixa tensão estão contidos em compartimento metálicos individuais e

são controlados remotamente ou a partir do painel frontal. Podem ser fixos ou removíveis. Quando extraíveis devem possuir intertravamento mecânico para garantir uma operação correta e segura.


270


6 PRODUÇÃO INDEPENDENT E DE ENERGIA ELÉTRIC A NO BRASIL

6.1 INTRODUÇÃO Foi introduzido no Brasil, em 07 de julho de 1995, o personagem “Produtor

Independente de Energia Elétrica”, quando a Lei nº 9074, em seu artigo 11, estabeleceu que “Considera-se Produtor Independente de Energia Elétrica a pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco”.

A mesma lei, estabeleceu que o Produtor Independente de Energia Elétrica – PIE estaria sujeito a regras operacionais e comerciais próprias e dispôs sobre como poderia ser procedida a venda de energia elétrica pelo mesmo.

Com modificações introduzidas pela Lei nº 9427, de 26/12/96 e Lei 9648, de 27/05/98, na lei 9074; foram estabelecidas as condições para que o PIE recebesse concessão ou autorização. Ficou estabelecido então, que é objeto de autorização o aproveitamento de potenciais hidráulicos, destinados à produção independente, de potência superior a 1 MW e igual ou inferior a 30 MW. No caso de potência superior a 30 MW, há necessidade de obtenção de concessão de uso de bem público, em processo de licitação. Quanto às termelétricas destinadas à produção independente são objeto de concessão, mediante licitação, ou autorização, sem que a lei explicite quando um ou outro processo.

A lei 9074 tornava legalmente possível a produção independente no Brasil, mas era insuficiente para que o “negócio produção independente” fosse viável. O Decreto 2003, de 10/9/96, que regulamenta a produção de energia elétrica por Produtor Independente e por Autoprodutor, definindo, inclusive, que em se tratando de termelétrica será aplicado o instrumento da autorização, como é descrito no parágrafo abaixo retirado do decreto no 2003, de 10/9/96:

“Artigo 4º - Dependem de autorização:

I – a implantação de usina termelétrica de potência superior a 5MW, destinada a autoprodutor e a produtor independente;

II – o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1MW e igual ou inferior a 10MW, por autoprodutor.

Artigo 5º - O aproveitamento de potencial hidráulico igual ou inferior a 1MW e a

implantação de usina termelétrica de potência igual ou inferior a 5MW independem de concessão ou autorização, devendo, entretanto, ser comunicada ao órgão regulador e fiscalizador do poder concedente, para fins de registro.”

Em 16/10/96 surgiu oficialmente o primeiro PIE no Brasil a COPENE – Petroquímica

do Nordeste S/A, até então atuando na condição de autoprodutor. Pela Portaria do Ministro de Minas e Energia nº 321, de 15/10/96, publicada no dia seguinte, a COPENE, com sede em Camaçari, na Bahia, foi “autorizada a funcionar como produtor independente de energia elétrica” por meio de usinas termelétricas, utilizando óleo combustível, com potência total de 245 MW.

Somente oito meses depois viria a primeira autorização para implantação de um empreendimento novo na condição de produção independente. Pela Portaria do Ministro de


271


Minas e Energia nº 180, de 25/06/97, a AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda., com sede em São Paulo, SP, foi autorizada a funcionar como PIE e a estabelecer usina termelétrica movida a gás natural, denominada UTE Uruguaiana, com 456 MW, no Rio Grande do Sul. Esta autorização decorreu de processo de licitação para compra de energia elétrica conduzido pela CEEE, dirigido a PIE, que se constituiu no primeiro processo com tal objetivo e características realizado no País.

Importante regulamentação relativa à produção independente de energia elétrica no Brasil ocorreu em 10/11/97 com a Portaria do DNAEE nº 459 a qual fixa as condições para a utilização dos sistemas de transmissão e de distribuição pertencentes a concessionários e permissionários de serviço público de energia elétrica, mediante pagamentos pelo uso e pela respectiva conexão.

Em 26/05/97 foi outorgada a primeira concessão para uso de bem público, voltado a aproveitamento hidráulico destinado à produção independente. O decreto de 26/05/97 outorgou concessão a consórcio denominado Porto Estrela, para a UHE Porto Estrela, a ser construída em Minas Gerais, com 112 MW. Consórcio constituído por CEMIG, CVRD, Nova Era Silicon S/A e COTOMINAS.

Se menos significativos são os valores de potência instalada, autorizada, ou concedida, relativos à produção independente no Brasil, da ordem de 3.600 MW, muito significativos são os números relativos a futuras concessões e autorizações previstas para tal modalidade.

A sinopse publicada pelo DNAEE, em novembro de 1997, mais especificamente no Programa de Licitação de Concessões – Plano de Expansão 1995/2004 (atualizado para 1997 – 2006),informava que:

• seriam 20 as Usinas Hidrelétricas a serem objeto de licitação em 98, todas

destinadas à produção independente e, ou autoproduções, totalizando 1917 MW (potência média 95 MW); seriam 25 Usinas Hidrelétricas objeto de licitações em 1999, todas destinadas à produção independente e, ou autoprodução , totalizando 17.281 MW (potência média 691 MW), ou totalizando 6281 se excluída a UHE Belo Monte com 11.000 MW (potência média das 24 usinas, sem Belo Monte, de 261 MW);

A opção pela Produção Independente é confirmada pela Lei 9684, de 27/05/98,

regulamentada pelo Decreto 2655, de 02/07/98, especialmente ao estabelecer que “em caso de privatização de empresa detentora de concessão ou autorização de geração de energia elétrica, é igualmente facultado ao poder concedente alterar o regime de exploração, no todo ou em parte, para produção independente”.

Como resumo de todas as portarias e despachos realizados até 07/05/99, podemos resumir

as condições mínimas para a regulamentação junto a ANEEL pela seguinte tabela:


272


Processo de regularização junto ao poder concedente – ANEEL

Usina Registro Autorização Licitação Térmica Até 5 MVA Acima de 5 MVA Acima de 5 MVA*

Hidráulica Até 1 MVA De 1 até 30 MVA Acima de 30 MVA * Para serviço público Observações: • Registro: significa dispensa de concessão, autorização ou permissão, necessitando

apenas comunicação ao Poder Concedente - ANEEL; • Concessão para Geração: 35 Anos; • Concessão para Distribuição e Transmissão: 30 Anos; • Renovação de Concessão (Geração/Transmissão e Distribuição): 20 Anos; • A autorização para exploração de um aproveitamento fica condicionada à

apresentação do Projeto Básico, acompanhado, no mínimo, do protocolo do órgão gestor do Meio Ambiente, que comprove o início do processo dos licenciamentos pertinentes.

6.2 LIGAÇÃO EM AUTOPRODUTORES EM PARALELO COM O SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Abaixo tem-se os requisitos mínimos necessários para a interligação de consumidores

Autoprodutores de Energia Elétrica e de Produtores Independentes de Energia Elétrica (PIE) em paralelo com a rede de distribuição das concessionárias, sob os aspectos de:

• Paralelismo; • Proteção contra faltas; • Projeto elétrico.

6.2.1 PARALELISMO O comportamento das cargas nas redes elétricas é bastante dinâmico e, portanto, é

necessário que o sistema de geração atenda tais variações ao longo do tempo. Levando isto em consideração, torna-se conveniente a colocação de duas ou mais unidades em paralelo pois:

• Com apenas um grupo em operação, muitas vezes o gerador funcionará fora das

suas características ótimas e, assim, o rendimento do conjunto será baixo; • A utilização de apenas um gerador, o qual forneça toda a potência de uma central, é

de difícil fabricação (impossível, em grande parte dos casos); • Nos casos citados acima, a ocorrência de um problema qualquer leva à perda total

da geração;


273


• Considerando os mesmos motivos, é impossível a parada do gurpo para executar atividades de manutenção;

Tendo em vista estes fatores, pode-se afirmar que a operação em paralelo de geradores

apresenta as seguintes características como vantagens: • Aumento da confiabilidade, pois, na ocorrência de algum problema com um

gerador, as cargas serão alimentadas pelas unidades restantes (em algumas instalações que empregam a auto-produção poderá ser necessário rejeitar as cargas menos prioritárias);

• Existe uma maior facilidade de estabelecer um cronograma adequado de manutenção das máquinas, pois podem existir unidades como reserva;

• Dividindo-se a carga total em várias máquinas, os seus tamanhos e custos são menores;

• Otimização do funcionamento das máquinas em função do comportamento da carga e da fonte de energia primária, ou seja, é possível sempre estabelecer um rendimento ótimo para condições específicas.

6.2.1.1 CONDIÇÕES PARA O PARALELISMO Para que os geradores síncronos sejam ligados em paralelo a uma rede comum, eles

devem possuir exatamente a mesma freqüência, ou seja, devem girar em sincronismo. Se houver alguma oscilação da velocidade em função do sistema, pode-se gerar, na malha dos geradores em paralelo, uma corrente de circulação que pode causar um sobreaquecimento nos enrolamentos dos geradores além que gerar conjugados sincronizantes para compensá-la, produzindo então esforços excessivos no eixo, podendo danificá-los.

Para evitar esta “corrente de circulação” faz-se necessário que a tensão a ser gerada seja rigorosamente igual ao sistema ao que será acoplada em paralelo. Para isto, é necessário que as tensões geradas pela máquina, em relação ao sistema:

• Tenham a mesma forma de onda; • Tenham a mesma freqüência; • Tenham o mesmo valor eficaz; • Tenham a mesma seqüência de fase (para geradores trifásicos); • Tenham defasagem nula entre as respectivas ondas de tensão.

6.2.1.2 MÉTODOS PARA O SINCRONISMO Para a colocação de um gerador em paralelo com uma rede deve-se avaliar várias

grandezas como tensões e freqüências através de voltímetros e frequencímetros, onde é muito utilizado o aparelho de dupla escala (comparadores). Uma das escalas informará a grandeza do sistema e a outra, a do gerador que será ligada em paralelo.

Os ajustes das tensões são feitos pela atuação na excitação, enquanto que o ajuste da freqüência será feito na máquina primária.


274


Além dos dados de tensão e freqüência, deve-se verificar o defasamento nulo entre as tensões (o sincronismo) que pode ser feito através de um instrumento chamado de “sincronoscópio”.

Quando as freqüências de ambos os sinais são iguais, o ponteiro alinha-se em uma posição pré-determinada, conhecido no jargão técnico como “mosca”; quando tem-se esta situação, é o momento exato de fechar o paralelismo.

Hoje em dia pode-se utilizar sincronoscópios digitais (relés de sincronismo), de forma bastante simplificada, possuindo um sistema de produção de pulsos cuja largura é proporcional à freqüência e sua amplitude, à tensão. O número de pulsos são contados em intervalos definidos e um sistema comparador define o momento exato do paralelismo. O sincronismo pode ser automático ou manual. Caso se opte pelo método manual, o relé só permitirá o fechamento do disjuntor de paralelismo quando o gerador e a rede estiverem sincronizados.

Existem outros métodos, dentre eles o mais conhecido é chamado de “fogo girante”. Nele estão presentes três lâmpadas ligadas duas à fases trocadas e, a terceira, à fase de mesmo nome. Quando as tensões correspondentes do gerador e do sistema estiverem exatamente em fase, as lâmpadas das fases trocadas acenderão (defasamento de 120 º entre elas), enquanto a terceira lâmpada estará apagada. Neste instante deve-se fechar o paralelismo.

6.2.2 PROTEÇÃO CONTRA FALTAS Para compreender um pouco sobre proteção contra faltas, faz-se necessário

conhecermos a nomenclatura ANSI dos relés utilizados para a proteção de geradores, transformadores e linhas de transmissão.

6.2.2.1 NOMENCLATURA PARA RELÉS (NBR 5175 – MAIO 1988)

No Nome da Função Descrição Geral Exemplo

01 Elemento principal (master element)

Dispositivo iniciador que serve, seja diretamente ou por intermédio de outros dispositivos, tais como relés de proteção e relés de tempo, para colocar ou retirar um equipamento de operação. NOTA: este número é normalmente usado para um

dispositivo operado manualmente, embora possa também ser usado para um dispositivo elétrico ou mecânico para o qual nenhum outro número de função é adequado.

Chave de controle para disjuntore,s seccionadores, etc.

02 Relé de tempo de partida ou fechamento (time-delay starting, or closing-relay)

Dispositivo que realiza um temporização antes ou depois de qualquer ponto de operação em uma sequência de manobra ou em um sistema de relés de proteção, exceto quando especificamente previsto pelas funções 48, 62, 79.

03 Relé de verificação de intertravamento (cheking or interlocking relay)

Relé que opera em resposta a posição de um certo número de outros dispositivos (ou a um certo número de condições predeterminadas) em um equipamento, para permitir o prosseguimento ou a interrupção de uma sequência de operações ou para efetuar uma verificação da posição destes dispositivos ou destas condições.

Relé de verificação da posição dos seccionadores.

04 Contactor mestre (master contactor)

Dispositivo que serve para fechar e abrir os circuitos de controle necessários para colocar um equipamento em funcionamento sob as condições desejadas e retirá-lo de operação sobre outras condições.

Contator usado para controlar o número de elementos de uma bateria a serem ligados ao circuito consumidor.


275


05 Dispositivo de parada (stopping device)

Dispositivo de controle usado principalmente par desligar um equipamento e mantê-lo fora de funcionamento. Este dispositivo pode ser acionado manual ou eletricamente, mas exclui a função de travamento elétrico em condições anormais (ver função 86).

06 Dispositivo de partida (starting circuit breaker)

Dispositivo cuja principal função é ligar uma máquina à sua fonte de tensão de partida.

07 Dispositivo de anodo (anode circuit breaker)

Dispositivo usado nos circuitos de anodo de um retificador de potência, com a finalidade principal de interromper o circuito do retificador se ocorrer um arco de retorno.

08

Dispositivo desligador de circuito de controle (control power disconnecting device)

Dispositivo desligador, tal como chave de faca, disjuntor, seccionador, chave fusível, usado com a finalidade de ligar e desligar barras e equipamentos de controle à fonte. NOTA: uma fonte auxiliar que alimenta

equipamentos, como pequenos motores ou aquecedores, é considerada também como “fonte de alimentação de controle”.

Disjuntor em caixa moldada usado para proteção dos circuitos de comando CC.

09 Dispositivo de inversão (reversing device)

Dispositivo usado com a finalidade de inverter o campo de uma máquina ou de realizar quaisquer outras funções de inversão.

10 Chave de sequência das unidades (unit sequence switch)

Chave usada em equipamentos constituídos de diversas unidades, para alterar a sequência na qual as mesmas são colocadas ou retiradas de funcionamento.

11 Reservada para futura aplicação

12 Dispositivo de acoplamento direto (over -speed device)

Chave de velocidade, de acoplamento direto, que atua sobre a velocidade da máquina

13 Dispositivo de velocidade síncrona (synchronous -speed device);

Dispositivo que atua aproximadamente à velocidade síncrona de uma máquina

Chave de velocidade centrífuga, relé de frequência de escorregamento, relé de tensão e relé de sobrecorrente.

14 Dispositivo de subvelocidade (under -speed device)

Dispositivo que funciona quando a velocidade de uma máquina cai abaixo de um valor predeterminado

15

Dispositivo equalizador de velocidade ou de frequência (speed ou frequency matching device)

Dispositivo que funciona para equalizar e manter a velocidade ou a frequência de uma máquina ou de um sistema, igual ou aproximadamente igual à de uma outra máquina, fonte ou sistema.

16 Dispositivo de carga para bateria.

Dispositivo de carga para bateria com controle automático de tensão.

17 Chave de contorno ou de descarga (shunting, or discharge, switch)

Chave que serve para abrir ou fechar um circuito de contorno em paralelo com qualquer parte do equipamento (exceto resistor), tal como campo da máquina, armadura de máquina, capacitor ou reator. NOTA: isto exclui dispositivos que realizam

operações de derivação que possam ser necessárias no processo de partida de uma máquina pelos dispositivo 06 ou 42, ou seus equivalentes, e também exclui a função 73, que serve para a manobra de resistores.

18

Dispositivo de aceleração ou desaceleração (accelerating ou decelerating device)

Dispositivo usado para fechar ou causar o fechamento de circuitos utilizados para aumentar ou reduzir a velocidade de uma máquina.


276


19

Dispositivo de transição partida-funcionamento (starting-to-running transition contactor)

Dispositivo que opera para iniciar ou causar a transferência automática da ligação de uma máquina da fonte de partida para a de funcionamento.

20 Válvula operada eletricamente (electrically operated valve)

Válvula operada, controlada e monitorada eletricamente, usada em um duto para fluído.

21 Relé de distância (distance relay)

Relé que atua quando a admitância, a impedância ou a reatância do circuito aumenta ou diminui em relação a valores predeterminados.

22 Disjuntor equalizador (equalizer circuit breaker)

Disjuntor que serve para controlar ou para abrir ou fechar as ligações equalizadoras ou de equilíbrio de corrente para o campo de uma máquina ou equipamento de regulação, em uma instalação de unidades múltiplas.

23 Dispositivo de controle de temperatura (temperature control device)

Dispositivo que atua para elevar ou abaixar a temperatura de uma máquina ou outro equipamento, quando sua temperatura for maior ou menor do que um valor predeterminado.

Termostato

24 Reservado para futura aplicação

25

Dispositivo de sincronização ou de verificação de sicronismo (synchronizing, or synchronism-check, device)

Dispositivo que opera quando dois circuitos de CA estão dentro dos limites desejados de frequência, ângulo de fase e tensão, para permitir ou efetuar a sincronização destes dois circuitos.

Relé de verificação de sincronismo para religamento automático de disjuntor.

26 Dispositivo térmico do equipamento (apparatus thermal device)

Dispositivo que atua quando a temperatura de um equipamento ou parte dele, ou de um meio de transferência de calor, sai de limites predeterminados

Indicador de temperatura do óleo de um transformador, com contatos.

27 Relé de subtensão (under voltage relay)

Relé que atua quando a sua tensão de entrada é menor do que um valor predeterminado.

28 Detector de chama Dispositivo que detecta a presença de chama piloto ou da principal em equipamentos Caldeiras, turbinas a gás.

29 Seccionador (isolator contactor)

Dispositivo usado expressamente para isolar um circutio de outro em caso de operação de emergência, manutenção ou ensaio.

Chave faca.

30 Relé anunciador (annunciator relay)

Dispositivo de rearme não automático que dá um certo número de indicações visuais separadas quando da atuação de dispositivos de proteção, podendo ainda ser utilizado para desempenhar a função de travamento.

31 Dispositivo de excitação em separado (separate excitation device)

Dispositivo que liga um circuito, tal como o enrolamento de campo de um conversor síncrono, a uma fonte de excitação separada durante a sequência de partida; ou que energiza os circuitos de excitação e de disparo de um retificador de potência.

32 Relé direcional de potênica (directional power device)

Relé que atua quando um fluxo de potência circula no sentido contrário ao predeterminado.

Atuação do dispositivo quando da motorização de um gerador.

33 Chave de posição (position switch)

Chave que atua quando o dispositivo controlado atinge uma dada posição. Chave fim de curso.

34 Dispositivo mestre de sequência (motor -operated sequence switch)

Dispositivo que estabelece ou determina a sequência de operação dos dispositivos principais em operações seqüenciais de manobra.

Chave motorizada de contatos múltiplos. Controladores lógicos programáveis.


277


35

Dispositivo para posicionamento das escovas ou para curto -circuitar os anéis coletores (brush-operating, or slip -ring short-circuiting device)

Dispositivo para levantar, abaixar ou deslocar as escovas de uma máquina, para curto-circuitar seus anéis coletores, ou para engatar ou desengatar os contatos de um retificador mecânico.

36

Dispositivo de verificação da polaridade ou da tensão de polarização (polarity device)

Dispositivo que aciona ou permite o acionamento de um outro, somente com uma polaridade predeterminada, ou verifica a presença de uma tensão de polarização em um equipamento

37 Relé de subcorrente ou subpotência (undercorrent or under power relay)

Relé que opera quando a corrente ou a potência forem inferiores a um valor predeterminado.

38 Dispositivo de proteção de mancal (bearing-protective device)

Dispositivo que atua quando a temperatura do mancal excede um valor predeterminado ou por outras condições mecânicas anormais a ele associadas.

39 Monitor de condição mecânica

Dispositivo que atua por ocorrência de uma condição mecânica anormal (exceto aquela associada com mancais, coberta pela função 38).

Vibração, excentricidade e falha de vedação.

40 Relé de campo (field relay) Relé que atua por perda de corrente de excitação de campo de uma máquina.

41 Disjuntor de campo (field circuit breaker)

Dispositivo que opera para aplicar ou remover a excitação do campo de uma máquina.

42 Disjuntor (contator) funcionamento (running circuit breaker)

Dispositivo cuja principal função é ligar uma máquina à sua fonte de tensão de funcionamento, após ter sido conduzida a velocidade desejada.

Chaves à óleo para bancos de capacitores.

43

Dispositivo ou seletor de transferência manual (manual transfer or selector device)

Dispositivo operado manualmente que transfere os circuitos a fim de modificar o modo de operação do equipamento de manobra ou de outros dispositivos.

Chave seletora para amperímetro, voltímetro, de sincronismo de religamento. Chave de transferência de proteção.

44 Relé de partida seqüencial de unidade (unit sequen ce starting relay)

Relé que atua para dar partida à unidade seguinte em um equipaemtno de unidades múltiplas, por falha ou disponibilidade da unidade precedente.

45 Monitor de condição atmosférica

Dispositivo que atua na ocorrênica de condição ambiental anormal, tal como gases nocivos, misturas explosivas, fumaça ou fogo.

Detetor de fumaça.

46

Relé de corrente de sequência negativa (reversephase, ou phase -balance, current relay)

Relé que atua quando as correntes polifásicas estiverem em sequência inversa de fase ou quando estiverem desequilibradas, ou contiverem componentes de sequência negativa acima de um dado valor.

Relé de sobrecorrente de sequência negativa.

47 Relé de sequência de fase de tensão (phase-sequence voltage relay)

Relé que atua para um valor predeterminado de tensão polifásica na sequência de fase estabelecida.

48 Relé de sequência incompleta (incomplete sequence relay)

Relé que geralmente retorna o equipamento para a posição normal ou desliga e o bloqueia se a sequência normal de part ida, operação ou parada não for completada adequadamente dentro de um tempo predeterminado.

49 Relé térmico de equipamento (machine, or transformer, thermal relay)

Relé que atua quando a temperatura de um equipamento excede um valor predeterminado.

Controlador de temperatura de um retificador de potência

50

Relé de sobrecorrente instantâneo (instantaneous over current, or rate-of-rise relay)

Relé que atua instantaneamente por valor de corrente superior a um limite predeterminado.


278


51 Relé de subcorrente -tempo CA (a-c time over current relay)

Relé que atua com retardo intencional de tempo, quando sua corrente de entrada excede a um valor predeterminado, e no qual a corrente de entrada e o tempo de operação são relacionados de modo definido ou inverso.

52 Disjuntor de corrente alternada (a-c circuit breaker)

Dispositivo de manobra e proteção capaz de estabelecer, conduzir e interromper correntes alternadas em condições normais do circuito, assim como estabelecer, conduzir por tempo especificado e interromper correntes alternadas em condições anormais especificadas do circuito, tais como as de curto-circuito.

53 Relé de excitação de gerador CC (exciter or d -c generator relay)

Relé que liga a excitação de campo de uma máquina CC, para que sua tensão se desenvolva durante a partida, e atue quando a tensão da máquina atingir um valor predeterminado.

54

Disjuntor de corrente contínua, alta velocidade (high-speed d-c circuit breaker)

55 Relé de fator de potência (power factor relay)

Relé que atua quando o fator de potência sai de limites predeterminados.

56 Relé de aplicação de campo (field application relay)

Relé que automaticamente controla a aplicação da excitação ao campo de um motor de CA em algum valor predeterminado de escorregamento.

57

Dispositivo de aterramento ou curto-circuito (short-circuiting or grounding device)

Dispositivo que opera de modo a curto-circuitar ou aterrar um circuito ou equipamento sob ação de um comando manual ou automático.

Chave de aterramento

58 Relé de falha de retifi cação (power rectifier misfire relay)

Dispositivo que atua se um ou mais anodos de um retificador de potência falharem no disparo, ou na detecção de um arco de retorno, ou por falha de um diodo em conduzir ou bloquear corretamente.

59 Relé de sobretensão (overvoltage relay)

Relé que atua quando sua tensão de entrada for maior do que um valor predeterminado.

60

Relé de equilíbrio de tensão ou de corrente (voltage or current balance relay)

Relé que atua por uma dada diferença na tensão ou na corrente, de dois circuitos.

Relé detector de falha de capacitor, em banco de capacitores.

61 Relé de balanço de corrente (current balance relay)

62

Relé de tempo de parada ou de abertura (time -delay stopping, or opening, relay)

Relé de tempo que opera em conjunto com o dispositivo que inicia a operação de desligamento, parada ou abertura em uma sequência automática ou em um sistema de relés de proteção.

Relé de tempo, usado no circuito de proteção por falha do disjuntor.

63

Relé de pressão de nível ou de fluxo, de líquido ou gás (liquid or gaz, pressure, level, or flow relay)

Relé que atua por um valor predeterminado de pressão, ou por uma dada taxa de sua variação.

64 Relé detector de terra (ground protective relay)

Relé que atua por falha do isolamento para terra de máquina ou outro equipamento.

Relé detector de terra no campo do gerador ou na bateria.

65 Reguralor de fluxo ou vazão (governor)

Conjunto de equipamentos hidráulicos, elétricos ou mecânicos de controle usados para regular o fuxo ou vazão de água, vapor ou outro fluído para o motor primário.


279


66 Dispositivo de atuação intermitente (notching, or jogging, device)

(1) Dispositivo que atua para permitir somente um número especificado de operações de um certo dispositivo ou equipamento, ou um número especificado de operações sucessivas com intervalo predeterminado.

(2) Dispositivo que atua para energizar um circuito periodicamente ou por tempo especificado, ou que é usado para permitir aceleração ou avanço intermitente de uma máquina a baixas velocidades para posicionamento mecânico.

67

Relé direcional de sobrecorrente CA (a -c directional overcurrent relay)

Relé que atua por um valor predeterminado de sobrecorrente CA fluindo em um sentido predeterminado.

68 Relé de bloqueio de abertura (blocking relay)

Relé que inicia um sinal piloto para bloqueio de abertura por faltas externas em uma linha de transmissão ou em outro equipamento sob condições predeterminadas, ou coopera com outros dispositivos para bloquear abertura ou religamento por perda de sincronismo ou por oscilações de potência.

69 Dispositivo de controle permissível (permissive control device)

Chave de duas posições, que numa posição permite o fechamento de um disjuntor, ou a colocação de um equipamento em operação, e na outra bloqueia a operação do disjuntor ou do equipamento.

Chave seletora de bloqueio e fechamento do disjuntor.

70 Reostato eletricamente operado (electrically operated rheostat)

Resistor variável ou conjunto unitário de resistores variáveis.

71 Relé de nível Dispositivo que atua por valores ou por taxas de variação de nível predeterminados.

Indicador com contatos de nível do óleo de transformador.

72 Disjuntor de corrente contínua (d-c circuit breaker)

Dispositivo de manobra e proteção capaz de estabelecer, conduzir e interromper correntes contínuas em condições normais do circuito, assim como estabelecer, conduzir por tempo especificado e interromper correntes contínuas em condições anormais especificadas do circuito, tais como as de curto-circuito.

73 Contactor de resistênc ia de carga (load-resistor contactor)

Contator usado para derivar ou inserir um estágio de resistência de limitação de deslocamento ou de indicação de carga em um circuito de potência, para ligar e desligar um aquecedor de ambiente, lâmpada ou um resistor de carga regenerativa de um retificador de potência ou de outra máquina.

74 Relé de alarme (alarm relay)

Relé diferente de um anunciador, como o da função 30, usado para acionar ou operar em conjunto com um alarme visual ou sonoro.

75 Mecanismo de mudança de posição (position changing mechanism)

Mecanismo usado para deslocar um dispositivo principal de uma posição para outra em um equipamento.

Mecanismo de extração de disjuntor.

76 Relé de sobrecorrente CC (d-c overcurrent relay)

Relé que atua quando a corrente em um circuito de CC excede um valor predeterminado.

77 Transmissor de pulsos (pulse transmitter)

Dispositivo para gerar e transmitir pulsos através de um circuito de telemedição, ou a fio piloto, para um dispositivo remotor de indicação ou de recepção.

78

Relé de medição de ângulo de fase, ou de proteção contra falta de sincronismo (phase angle measuring, or out-of-step protective relay)

Relé que atua para um ângulo de fase predeterminado entre duas tensões ou entre duas correntes, ou entre tensão e corrente.

79 Relé de religamento CA (a-c reclosing relay)

Relé que controla o religamento e o bloqueio automático de um disjuntor de CA.


280


80 Relé de fluxo Chave que atua a um valor ou uma taxa de variação de fluxo predeterminados

Dispositivo de proteção de fluxo de óleo utilizado em comutador sob carga

81 Relé de freqüência (frequency relay)

Dispositivo que opera quando a frequência (ou sua taxa de variação) está fora de limites determinados.

82 Relé de religamento CC (d-c reclosing relay)

Dispositivo que controla o fechamento e religamento automático de um disjuntor de CC, geralmente em resposta às condições de carga do circuito.

83

Relé de controle seletivo ou de transferência automática (automatic selective control, or tranfer relay)

Dispositivo que opera para selecionar automaticamente uma dentre várias fontes ou condições em um equipamento e permite realizar uma operação de transferência.

Relé de transferência para fontes de serviços auxiliares.

84 Mecanismo de acionamento (operati ng mechanism)

Mecanismo ou servomecanismo elétrico completo, inclusive o motor de acionamento, solenóides, chaves de posição, etc., para um comutador de derivação, regulador de tensão por indução ou qualquer componente similar de equipamento, que não tenha número de função.

85

Relé receptor de onda portadora ou fio-piloto (carrier, or pilot-wire, receiver relay)

Dispositivo cuja atuação é liberada ou bloqueada por um sinal transmitido por uma onda portadora ou fio piloto de CC.

86 Relé de bloqueio de operação (locking-out relay)

Dispositivo operado eletricamente, usado para desligar e manter inoperante dispositivos e equipametos.

87 Relé de proteção diferencial (differential protective relay)

Dispositivo de proteção que atua por diferença percentual entre duas ou mais grandezas elétricas.

88 Motor auxiliar ou motor gerador (auxiliary motor, ou motor generator)

Dispositivo usado para acionar equipamentos auxiliares, tais como bombas, ventiladores, excitatrizes, amplificadores magnéticos, rotativos, etc.

89 Seccionadora com acionamento elétrico (line switch)

Dispositivos usado como seccionador, interruptor de carga, ou chave de isolação em um circuito de potência de CA ou CC.

Seccionadora com trava magnética

90 Dispositivo de regulação (regulating device)

Dispositivo que opera para regular uma ou mais grandezas, tais como tensão, corrente, potência, velocidade, frequência, temperatura e carga em máquinas, linhas de interligação ou outros equipamentos.

Regulador de tesão

91 Relé direcional de tensão (voltage directional relay)

Dispositivo que atua quando a tensão através de um disjuntor ou contator abertos excede um valor predeterminado em um dado sentido.

92 Relé direcional de tensão e potência (voltage and power directional relay)

Dispositivo que permite ou causa a ligação de dois circutios, quando a diferença de tensão entre eles excede um valor predeterminado em um dado sentido, e causa desligamento destes dois circuitos quando o fluxo de potência entre eles excede um valor predeterminado no sentido oposto.

93 Contactor de variação de campo (field changing contactor)

Dispositivo que opera para aumentar ou reduzir, de um passo, o valor da excitação do campo de uma máquina.

94 Relé de desligamento, ou de disparo livre (tripping, or trip-free, relay)

Relé que atua para abrir um disjuntor, contator, ou equipamento, ou para permitir abertura imediata por outros dispositivos, ou para impedir o religamento imediato de uma chave caso ela deva abrir automaticamente.

95...99 Usados para aplicações específicas, não cobertos pelos números anteriores


281


Com a nomenclatura acima descrita, pode-se utilizar a norma NT-202 da CPFL como exemplo de relés exigidos na ligação de autoprodutores em paralelo com o sistema de distribuição.

No diagrama acima, verifica-se a localização de cada relé e sua função, conforme

descrito na tabela abaixo:


282


No ANSI Função Descrição / Aplicação 27 A Subtensão Instantâneo Bloquear o fechamento do disjuntor, enquanto houver

tensão na rede ou linha de interligação.

50 / 51 (A) Sobrecorrente monofásico instantâneo / temporizado

Disparar o disjuntor, quando da ocorrência de faltas localizadas na rede/linha de interligação

50/51 N (A) Sobrecorrente monofásico instantâneo / temporizado de Fase e de Neutro

Disparar o disjuntor, quando da ocorrência de f altas localizadas na rede/linha de interligação

27 B Subtensão Instantâneo Abrir e bloquear o fechamento do disjuntor, quando da falta de tensão

81 B Subfrequência Abertura do disjuntor B.

25 Sincronismo Verificar se no ponto de interligação da instalação do consumidor, os parâmetros de freqüência e ângulo de fase de tensão estão dentro dos limites desejados para permitir o paralelismo

32 B Direcional de Potência Abertura do disjuntor, quando fluir potência do consumidor autoprodutor para a rede da concessio nária.

50 / 51 (B) Sobrecorrente monofásico, Instantâneo

50/51 N (B) Sobrecorrente monofásico, Instantâneo e temporizado de Fase e de Neutro

Abertura do disjuntor, quando da ocorrência de faltas localizadas na rede / linha de interligação

67 B Sobrecorrente Direcional Instantâneo Abertura do disjuntor B, para faltas localizadas na rede da concessionária com contribuição do consumidor.

21 A Relé de distância

62 Relé de interrupção ou abertura temporizada

51 GS Relé Estático de Terra Complementa a proteção para faltas à terra no alimentador que faz o paralelismo .

Os relés exigidos pelas concessionárias (no exemplo, a CPFL) dependem de cada tipo

de autoprodutor. Por exemplo, cita-se os relés exigidos para o autoprodutor com venda de excedente e produtor independente de energia:

• Relé de subtensão (função 27); • Relé de sobretensão de neutro (função 59 N); • Relé direcional de sobrecorrente (função 67) que deverá atuar para defeitos na rede

da CPFL; • Relé de sobrecorrente de fase e neutro, instantâneos e temporizados (função 50/51 e

50/51 N) que deverão atuar para defeitos internos ao autoprodutor; • Relé de sobretensão (função 59); • Relé de subfrequência (função 81), que poderá ser o mesmo dos geradores; • Relé direcional de potência (função 32). Cada concessionária tem sua norma característica, com suas exigências e atribuições, na

qual são citadas as condições e os equipamentos mínimos exigidos que visam a qualidade de suprimento de energia elétrica, a proteção e a operação do sistema da concessionária. É importante ressaltar aqui que, para o sistema elétrico de um autoprodutor, faz-se necessária toda a proteção de sua instalação (gerador(es), linha, etc.), de forma a garantir a segurança da operação em paralelo com a concessionária. (maiores detalhes, consultar a norma da respectiva concessionária).


283


6.2.3 PROJETO ELÉTRICO A autorização para exploração de um recurso, seja ele natural ou aproveitamento (como

casca de arroz ou bagaço de cana-de-açúcar) para a autoprodução fica condicionada à apresentação de um projeto para a concessionária a qual pretende-se ter um processo de geração em paralelo (para hidrelétricas, acompanhado, no mínimo, do protocolo do órgão gestor do Meio Ambiente, que comprove o início do processo dos licenciamentos pertinentes).

Estas documentações dependem de cada concessionária, sendo que citamos o exemplo da CPFL:

“Documentos Necessários para a Análise da CPFL Documentos para a análise prévia Para a análise prévia deverão ser enviados à CPFL 3 cópias dos seguintes dados: • Tipo de paralelismo, se com venda de excedente, sem venda de excedente ou

momentâneo. • Diagrama unifilar simplificado do sistema que irá operar em paralelo, contendo:

- Potência dos geradores e respectivas impedâncias (x”d, x’d, xd, x2 e x0); - Potência e impedância série dos transformadores, exceto os transformadores que

atenderão as cargas; - Tipo de ligação dos transformadores e dos geradores; - Sistema de aterramento dos transformadores e dos geradores, com os valores das

impedâncias de aterrametno; • Limites de tensão que o autoprodutor poderá operar; • Potência excedente a ser fornecida pelo autoprodutor, na ponta e fora da ponta, no

caso de autorprodutores com venda de excedentes ou PIE; • Demanda suplementar de reserva; • Curva diária de consumo e geração de energia elétrica; • Período do paralelismo, se for autoprodutor com sazonalidade; • Demanda requerida na entresafra ou assegurada. Documentos para análise definitiva Além dos documentos exigidos pela NT-113, uma cópia dos seguintes documentos

deverá ser enviada à CPFL, após a análise prévia: • Diagrama unifilar detalhado, incluindo os equipamentos de proteção; • Diagrama trifilar completo; • Diagrama funcional de comando e diagrama de fiação dos equipamentos envolvidos

com o paralelismo; • Memorial de cálculo para dimensionamento dos TCs e TPs; • Catálogos e instruções de instalação e manutenção dos relés exigidos pela CPFL.” Para maiores detalhes, consultar a norma específica da concessionária atuante.


284


7 DIMENSIONAMENTO DE F IOS E CABOS DE BAIXA TENSÃO

7.1 OS SEIS CRITÉRIOS TÉCNICOS DE DIMENSIONAMENTO DE CONDUTORES ELÉTRICOS

Chamamos de dimensionamento técnico de um circuito à aplicação dos diversos itens

da NBR 5410 relativos à escolha da seção de um condutor e do seu respectivo dispositivo de proteção.

Os seis critérios da norma são: • seção mínima; conforme 6.2.6; • capacidade de condução de corrente; conforme 6.2.5; • queda de tensão; conforme 6.2.7; • sobrecarga; conforme 5.3.3; • curto-circuito; conforme 5.3.4; • contatos indiretos; conforme 5.1.3. Para considerarmos um circuito completa e corretamente dimensionado, é necessário

realizar os seis cálculos acima, cada um resultando em uma seção e considerar como seção final aquela que é a maior dentre todas as obtidas.

Especial atenção deve ser dispensada ao dimensionamento de condutores em circuitos onde haja a presença de harmônicas. Esse assunto é abordado no item 6.2.6.4 da NBR 5410/1997.


285


7.2 SEÇÃO DO CONDUTOR NEUTRO Conforme 6.2.6.2 da NBR 5410/1997, o condutor neutro deve possuir, no mínimo, a

mesma seção que os condutores fase nos seguintes casos: • em circuitos monofásicos e bifásicos; • em circuitos trifásicos, quando a seção do condutor fase for igual ou inferior a 25

mm²; • em circuitos trifásicos, quando for prevista a presença de harmônicas. Conforme 6.2.6.3 da NBR 5410/1997, apenas nos circuitos trifásicos é admitida a

redução do condutor neutro nos seguintes casos: • quando não for prevista a presença de harmônicas; • quando a máxima corrente susceptível de percorrer o neutro seja inferior à

capacidade de condução de corrente correspondente à seção reduzida do condutor neutro.

Os valores mínimos da seção do condutor neutro nestes casos estão indicados na tabela

16 a seguir.


286


7.3 O CONDUTOR DE PROTEÇÃO A NBR 5410 / 1997 recomenda o uso de CONDUTORES DE PROTEÇÃO (designados

por PE), que, preferencialmente, deverão ser condutores isolados, cabos unipolares ou veias de cabos multipolares.

A tabela 17 a seguir, indica a seção mínima do condutor de proteção em função da seção dos condutores fase do circuito. Em alguns casos, admite-se o uso de um condutor com a função dupla de neutro e condutor de proteção. É o condutor PEN (PE + N), cuja seção mínima é de 10 mm², se for condutor isolado ou cabo unipolar, ou de 4 mm², se for uma veia de um cabo multipolar.


287


7.4 CORES DOS CONDUTORES NEUTRO E DE PROTEÇÃO A NBR 5410/1997 prevê no item 6.1.5.3 que os condutores de um circuito devam ser

identificados, porém deixa em aberto o modo de como fazer esta identificação. No caso de um usuário desejar fazer a identificação por cores, então devem ser adotadas aquelas prescritas na norma, a saber:

• Neutro (N) = azul-claro; • Condutor de proteção (PE) = verde-amarelo ou verde; • Condutor PEN = azul-claro com indicação verde-amarelo nos pontos visíveis.


288


7.5 TABELAS TABELA 1 - (*) MÉTODOS DE INSTALAÇÃO E DETERMINAÇÃO DAS COLUNAS

Condutor isolado

Cabo unipolar

Cabo multipolar

Tipo de Linha Elétrica Método de Instalação (1)

Fio

Pira

stic

Eco

flam

C

abo

Pira

stic

Eco

flam

C

abo

Pira

stic

Eco

plus

Cab

o Si

nten

ax F

lex

Cab

o Si

nten

ax E

cona

x C

abo

Epro

tena

x Fl

ex

Cab

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rote

nax

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ix

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olta

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Eco

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C

abo

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Eco

lene

C

abo

Afu

mex

Afastado da Parede ou suspenso por cabo de suporte (2) 15/17 - F E Bandejas não perfuradas ou prateleiras 12 - C C Bandejas perfuradas (horizontal ou vertical) 13 - F E Canaleta fechada no piso, solo ou parede 33/34/72/72A/75/75A B1 B1 B2 Canaleta ventilada no piso ou solo 43 - B1 B1 Diretamente em espaço de construção - 1,5De ≤ V ≤ 5De (4) 21 - B2 B2 Diretamente em espaço de construção - 5De ≤ V ≤ 50De (4) 21 - B1 B1 Diretamente enterrado 62/63 - D D Eletrocalha 31/31A/32/32A/35/36 B1 B1 B2 Eletroduto aparente 3/4/5/6 B1 B1 B2 Eletroduto de seção não circular embutido em alvenaria 27 - B2 B2 Eletroduto de seção não circular embutido em alvenaria 1,5De ≤ V ≤ 5De (4) 26 B2 - -

Eletroduto de seção não circular embutido em alvenaria 5De ≤ V ≤ 50De (4) 26 B1 - -

Eletroduto em canaleta fechada - 1,5De ≤ V ≤ 20De (4) 41 B2 B2 - Eletroduto em canaleta fechada - V ³ 20De (4) 41 B1 B1 - Eletroduto em canaleta ventilada no piso ou solo 42 B1 - - Eletroduto em espaço de construção 23/25 - B2 B2 Eletroduto em espaço de construção - 1,5De ≤ V ≤ 20De (4) 22/24 B2 - - Eletroduto em espaço de construção - V ³ 20De (4) 22/24 B1 - - Eletroduto embutido em alvenaria 7/8 B1 B1 B2 Eletroduto embutido em caixilho de porta ou janela 73/74 A1 - - Eletroduto embutido em parede isolante 1/2 A1 A1 A1 Eletroduto enterrado no solo ou canaleta não ventilada no solo 61/61A - D D

Embutimento direto em alvenaria 52/53 - C C Embutimento direto em caixilho de porta ou janela 73/74 - A1 A1 Embutimento direto em parede isolante 51 - - A1 Fixação direta à parede ou teto (3) 11/11A/11B - C C Forro falso ou piso elevado - 1,5De ≤ V ≤ 5De (4) 28 - B2 B2 Forro falso ou piso elevado - 5De ≤ V ≤ 50De (4) 28 - B1 B1 Leitos, suportes horizontais ou telas 14/16 - F E Moldura 71 A1 A1 - Sobre isoladores 18 G - -

(1) método de instalação conforme a tabela 28 da NBR 5410/1997 (2) distância entre o cabo e a parede ≥ 0,3 diâmetro externo do cabo (3) distância entre o cabo e a parede < 0,3 diâmetro externo d o cabo (4) V = altura do espaço de construção ou da canaleta / De = diâmetro externo do cabo (*) Os locais da tabela assinalados por (-) significam que os cabos correspondentes não podem, de acordo com a NBR 5410/1997, serem instalados

da maneira especificada ou então trata -se de uma maneira de instalar não usual para o tipo de cabo escolhido.


289


TABELA 2 - (*) CAPACIDADES DE CONDUÇÃO DE CORRENTE, EM AMPÈRES, PARA OS MÉTODOS DE REFERÊNCIA A1, A2, B1, B2, C e D DA TABELA 1

FIOS E CABOS ISOLADOS EM TERMOPLÁSTICO, CONDUTOR DE COBRE.

• Fio Pirastic Ecoflam, Cabo Pirastic Ecoflam, Cabo Flexível Pirastic Ecoplus, Cabo Sintenax Econax e Cabo Sintenax Flex;

• 2 e 3 condutores carregados; • Temperatura do condutor: 70 ºC; • Temperaturas: 30 ºC (ambiente) e 20 ºC (solo).

Sessões em mm2 MÉTODOS DE INSTALAÇÃO DEFINIDOS NA TABELA 1

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) 0,5 7 7 7 7 9 8 9 8 10 9 12 10

0,75 9 9 9 9 11 10 11 10 13 11 15 12 1 11 10 11 10 14 12 13 12 15 14 18 15

1,5 14,5 13,5 14 13 17,5 15,5 16,5 15 19,5 17,5 22 18 2,5 19,5 18 18,5 17,5 24 21 23 20 27 24 29 24 4 26 24 25 23 32 28 30 27 36 32 38 31 6 34 31 32 29 41 36 38 34 46 41 47 39

10 46 42 43 39 57 50 52 46 63 57 63 52 16 61 56 57 52 76 68 69 62 85 76 81 67 25 80 73 75 68 101 89 90 80 112 96 104 86 35 99 89 92 83 125 110 111 99 138 119 125 103 50 119 108 110 99 151 134 133 118 168 144 148 122 70 151 136 139 125 192 171 168 149 213 184 183 151 95 182 164 167 150 232 207 201 179 258 223 216 179

120 210 188 192 172 269 239 232 206 299 259 246 203 150 240 216 219 19 309 275 265 236 344 299 278 230 185 273 245 248 223 353 314 300 268 392 341 312 258 240 321 286 291 261 415 370 351 313 461 403 361 297 300 367 328 334 298 477 426 401 358 530 464 408 336 400 438 390 398 355 571 510 477 425 634 557 478 394 500 502 447 456 406 656 587 545 486 729 642 540 445 630 578 514 526 467 758 678 626 559 843 743 614 506 800 669 593 609 540 881 788 723 645 978 865 700 577

1000 767 679 698 618 1012 906 827 738 1125 996 792 652

(*) De acordo com a tabela 31 da NBR 5410/1997.


290


TABELA 3 - (*) CAPACIDADES DE CONDUÇÃO DE CORRENTE, EM AMPÈRES, PARA OS MÉTODOS DE REFERÊNCIA A1, A2, B1, B2, C e D DA TABELA 1

CABOS ISOLADOS EM TERMOFIXO, CONDUTOR DE COBRE.

• Cabos Voltalene Ecolene, Eprotenax Ecofix, Eprotenax Flex e Afumex; • 2 e 3 condutores carregados; • Temperatura do condutor: 90 ºC; • Temperaturas: 30 ºC (ambiente) e 20 ºC (solo).

Seções

nominais (mm²)

MÉTODOS DE INSTALAÇÃO DEFINIDOS NA TABELA 1

A1 A2 B1 B2 C D

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

2 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

3 co

ndut

ores

ca

rreg

ados

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) 0,5 10 9 10 9 12 10 11 10 12 11 14 12 0,75 12 11 12 11 15 13 15 13 16 14 18 15

1 15 13 14 13 18 16 17 15 19 14 18 15 1,5 19 17 18,5 16,5 23 20 22 19,5 24 22 26 22 2,5 26 23 25 22 31 28 30 26 33 30 34 29 4 35 31 33 30 42 37 40 35 45 40 44 37 6 45 40 42 38 54 48 51 44 58 52 56 46

10 61 54 57 51 75 66 69 60 90 71 73 61 16 81 73 76 68 100 88 91 80 107 96 95 79 25 106 95 99 89 133 117 119 105 138 119 121 101 35 131 117 121 109 164 144 146 128 171 147 146 122 50 158 141 145 130 198 175 175 154 209 179 173 144 70 200 179 183 164 253 222 221 194 269 229 213 178 95 241 216 220 197 306 269 265 233 328 278 252 211

120 278 249 253 227 354 312 305 268 382 322 287 240 150 318 285 290 259 407 358 349 307 441 371 324 271 185 362 324 329 295 464 408 395 348 506 424 363 304 240 424 380 386 346 546 481 462 407 599 500 419 351 300 486 435 442 396 628 553 529 465 693 576 474 396 400 579 519 527 472 751 661 628 552 835 692 555 464 500 664 595 604 541 864 760 718 631 966 797 627 525 630 765 685 696 623 998 879 825 725 1122 923 711 596 800 885 792 805 721 1158 1020 952 837 1311 1074 811 679

1000 1014 908 923 826 1332 1173 1088 957 1515 1237 916 767



291


TABELA 4 - (*) CAPACIDADES DE CONDUÇÃO DE CORRENTE, EM AMPÈRES, PARA OS MÉTODOS DE REFERÊNCIA E, F, G DA TABELA 1 FIOS E CABOS ISOLADOS EM TERMOPLÁSTICO, CONDUTOR DE COBRE.

• Fio Pirastic Ecoflam, Cabo Pirastic E coflam, Cabo Flexível Pirastic Ecoplus, Cabo Sintenax Econax e

Cabos Sintenax Flex; • Temperatura no condutor: 70 ºC; • Temperatura ambiente: 30 ºC.


Cabos multipolares Cabos unipolares ou condutores isolados E E F F F G G

3 cabos unipolares ou 3 condutores isolados

Seções nominais

(mm²)

Cabos bipolares

Cabos tripolares e tetrapolares

2 condutores isolados

ou 2 cabos unipolares

Condutores isolados ou

cabos unipolares em trifólio

Comtíguos

Espaçados horizontalmente

Espaçados verticalmente

1 2 3 4 5 6 7 8

0,5 11 9 11 8 9 12 10 0,75 14 12 14 11 11 16 13

1 17 14 17 13 14 19 16 1,5 22 18,5 22 17 18 24 21 2,5 30 25 31 24 25 34 29 4 40 34 41 33 34 45 39 6 51 43 53 43 45 59 51

10 70 60 73 60 63 81 71 16 94 80 99 82 85 110 97 25 119 101 131 110 114 146 130 35 148 126 162 137 143 181 162 50 180 153 196 167 174 219 197 70 232 196 251 216 225 281 254 95 282 238 304 264 275 341 311

120 328 276 352 308 321 396 362 150 379 319 406 356 372 456 419 185 434 364 463 409 427 521 480 240 514 430 546 485 507 615 569 300 593 497 629 561 587 709 659 400 715 597 754 656 689 852 795 500 826 689 868 749 789 982 920 630 958 789 1005 855 905 1138 1070 800 1118 930 1169 971 1119 1325 1251

1000 1292 1073 1346 1079 1296 1528 1448

(*) De acordo com a tabela 33 da NBR 5410 / 1997


292


TABELA 5 - (*) CAPACIDADES DE CONDUÇÃO DE CORRENTE, EM AMPÈRES, PARA OS MÉTODOS DE REFE RÊNCIA E, F, G DA TABELA 1

CABOS ISOLADOS EM TERMOFIXO, CONDUTOR DE COBRE

• Cabos Voltalene Ecolene, Eprotenax Ecofix, Eprotenax Flex e Afumex; • Temperatura no condutor: 90 ºC; • Temperatura ambiente: 30 ºC.


Cabos multipolares Cabos unipolares ou condutores isolados E E F F F G G

3 cabos unipolares ou 3 condutores isolados

Seções nominais

(mm²)

Cabos bipolares

Cabos tripolares e tetrapolares

2 condutores isolados

ou 2 cabos unipolares

Condutores isolados ou

cabos unipolares em trifólio

Contíguos

Espaçados horizontalmente

Espaçados verticalmente

1 2 3 4 5 6 7 8

0,5 13 12 13 10 10 15 12 0,75 17 15 17 13 14 19 16

1 21 18 21 16 17 23 19 1,5 26 23 27 21 22 30 25 2,5 36 32 37 29 30 41 35 4 49 42 50 40 42 56 48 6 63 54 65 53 55 73 63

10 86 75 90 74 77 101 88 16 115 100 121 101 105 137 120 25 149 127 161 135 141 182 161 35 185 158 200 169 176 226 201 50 225 192 242 207 216 275 246 70 289 246 310 268 279 353 318 95 352 298 377 328 342 430 389

120 410 346 437 383 400 500 454 150 473 399 504 444 464 577 527 185 542 456 575 510 533 661 605 240 641 538 679 607 634 781 719 300 741 621 783 703 736 902 833 400 892 745 940 823 868 1085 1008 500 1030 859 1083 946 998 1253 1169 630 1196 995 1254 1088 1151 1454 1362 800 1396 1159 1460 1252 1328 1696 1595

1000 1613 1336 1683 1420 1511 1958 1849

(*) De acordo com a tabela 34 da NBR 5410 / 1997


293


TABELA 6 - (*) FATORES DE CORREÇÃO PARA TEMPERATURAS AMBIENTES DIFERENTES DE 30 ºC PARA LINHAS NÃO SUBTERRÂNEAS E DE 20 ºC

(TEMPERATURA DO SOLO PARA LINHAS SUBTERRÂNEAS).

ISOLAÇÃO PVC EPR ou XLPE PVC EPR ou XLPE Temperatura

(ºC) Ambiente Do solo

10 1,22 1,15 1,10 1,07 15 1,17 1,12 1,05 1,04 20 1,12 1,08 1 1 25 1,06 1,04 0,95 0,96 30 1 1 0,89 0,93 35 0,94 0,96 0,84 0,89 40 0,87 0,91 0,77 0,85 45 0,79 0,87 0,71 0,80 50 0,71 0,82 0,63 0,76 55 0,61 0,76 0,55 0,71 60 0,50 0,71 0,45 0,65 65 - 0,65 - 0,60 70 - 0,58 - 0,53 75 - 0,50 - 0,46 80 - 0,41 - 0,38


TABELA 7 - (*) FATORES DE CORREÇÃO PARA CABOS CONTIDOS EM ELETR ODUTOS ENTERRADOS NO SOLO, COM RESISTIVIDADES TÉRMICAS DIFERENTES DE 2,5 K.m/W, A

SEREM APLICADOS ÀS CAPACIDADES DE CONDUÇÃO DE CORRENTE DO MÉTODO DE REFERÊNCIA D.

Resistividade Térmica (K.m/W) 1 1,5 2 3

Fator de correção 1,18 1,10 1,05 0,96



294


TABELA 8 - (*) FATORES DE CORREÇÃO PARA AGRUPAMENTO DE CIRCUITOS OU CABOS MULTIPOLARES

Número de círculos ou de cabos multipolares

Item Disposição dos cabos

justapostos 1 2 3 4 5 6 7 8 9 12 16 20

Tabela dos métodos de referência

1

Feixe de cabos ao ar livre ou sobre

superfície: cabos em condutos

fechados

1,00 0,80 0,70 0,65 0,60 0,57 0,54 0,52 0,50 0,45 0,41 0,38 31 a 34 (métodos A a F)

2

Camada única sobre parede, piso ou em bandeja não perfurada

ou prateleira

1,00 0,85 0,79 0,75 0,73 0,72 0,72 0,71 0,70

3 Camada única no teto 0,95 0,81 0,72 0,68 0,66 0,64 0,63 0,62 0,61

31 e 32 (método C)

4

Camada única em bandeja perfurada, horizontal ou vertical (nota G)

1,00 0,88 0,82 0,77 0,75 0,73 0,73 0,72 0,72

5 Camada única

em leito, suporte (nota G)

1,00 0,87 0,82 0,80 0,80 0,79 0,79 0,78 0,78

Nenhum fator de redução

adicional para mais de 9

circuítos ou cabos multipolares

33 e 34 (métodos E e F)


Notas:

a) Esses fatores são aplicáveis a grup os de cabos, uniformemente carregados. b) Quando a distância horizontal entre os cabos adjacentes for superior ao seu diâmetro externo, não é

necessário aplicar nenhum fator de redução. c) Os mesmos fatores de correção são aplicáveis a:

• grupos de 2 ou 3 condu tores isolados ou cabos unipolares; • cabos multipolares.

d) Se um agrupamento é constituído tanto de cabos bipolares como de cabos tripolares, o número total de

cabos é tomado igual ao número de circuítos e o fator de correção correspondente é aplicado às tabelas de 3 condutores carregados para cabos tripolares.

e) Se um agrupamento consiste de N condutores isolados ou cabos unipolares pode -se considerar tanto N/2 circuitos com 2 condutores carregados como N/3 circuitos com 3 condutores carregados.

f) Os valores indicados são médios para a faixa usual de seções nominais, com precisão de +/ - 5%. g) Os fatores de correção dos itens 4 e 5 são genéricos e podem não atender a situações especificadas.

Nesses casos, deve -se recorrer às tabelas 12 e 13.


295


TABELA 9 - (*) FATORES DE AGRUPAMENTO PARA MAIS DE UM CIRCUITO CABOS UNIPOLARES OU CABOS MULTIPOLARES DIRETAMENTE ENTERRADOS

(MÉTODO DE REFERÊNCIA D, DA TABELA 1)

DISTÂNCIA ENTRE OS CABOS (a) Número de circuitos Nula 1 diâmetro

de cabo 0,125m 0,25m 0,5m

2 0,75 0,80 0,85 0,90 0,90 3 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 4 0,60 0,60 0,70 0,75 0,80 5 0,55 0,55 0,65 0,70 0,80 6 0,50 0,55 0,60 0,70 0,80


TABELA 10 - MULTIPLICADORES A UTILIZAR PARA A OBTENÇÃO D OS FATORES DE AGRUPAMENTO APLICÁVEIS A CIRCUITOS TRIFÁSICOS OU CABOS MULTIPOLARES, AO AR

LIVRE, CABOS CONTÍGUOS, EM VÁRIAS CAMADAS HORIZONTAIS, EM BANDEJAS, PRATELEIRAS E SUPORTES HORIZONTAIS

(MÉTODOS DE REFERÊN CIA C, E, F NAS TABELAS 2, 3, 4 e 5)

Número de circuitos trifásicos ou de cabos multipolares (cabos unipolares ou cabos multipolar es contíguos em uma camada)

2 3 4 ou 5 6 a 8 9 e mais Disposição num plano horizontal 0,85 0,78 0,75 0,72 0,70

Disposição num plano vertical 0,80 0,73 0,70 0,68 0,66

Nota: a) Os fatores são obtidos multiplicando os valores referentes à disposição num plano

horizontal pelos referentes à disposição num plano vertical, que corresponde ao número de camadas.


296


TABELA 11 - (*) FATORES DE AGRUPAMENTO PARA MAIS DE UM CIRCUITO

CABOS EM ELETRODUTOS DIRETAMENTE ENTERRADOS. (MÉTODO DE REFERÊNCIA D NAS TABELAS 2 E 3)

a) Cabos multipolares em eletrodutos - 1 cabos por eletroduto

ESPAÇAMENTO ENTRE DUTOS (a) Número de circuitos Nulo 0,25m 0,5m 1,0m

2 0,85 0,90 0,95 0,95 3 0,75 0,85 0,90 0,95 4 0,70 0,80 0,85 0,90 5 0,65 0,80 0,85 0,90 6 0,60 0,80 0,80 0,80

b) Cabos unipolares em eletrodutos - 1 cabos por eletroduto (**)

ESPAÇAMENTO ENTRE DUTOS (a) Número de circuitos Nulo 0,25m 0,5m 1,0m

2 0,80 0,90 0,90 0,90 3 0,70 0,80 0,85 0,90 4 0,65 0,75 0,80 0,90 5 0,60 0,70 0,80 0,90 6 0,60 0,70 0,80 0,90

(*) De acordo com a tabela 39 da NBR 5410/1997. (**) Somente deve ser instalado 1 cabo unipolar por eletroduto, no caso deste ser em material não -magnético.


297


TABELA 12 - (*) FATORES DE CORREÇÃO PARA AGRUPAMENTO DE MAIS DE UM CABO MULTIPOLAR AO AR LIVRE (MÉTODO DE REFERÊNCIA E NAS TABELAS 4 E 5)

Número de cabos Métodos de instalação da tabela 1

Número de bandejas ou

leitos 1 2 3 4 6 9

1 1,00 0,88 0,82 0,79 0,76 0,73

2 1,00 0,87 0,80 0,77 0,73 0,68

Contíguos 3 1,00 0,86 0,79 0,76 0,71 0,66

1 1,00 1,00 0,98 0,95 0,91 -

2 1,00 0,99 0,96 0,92 0,87 -

Bandejas horizontais perfuradas (nota C)

13

Espaçados 3 1,00 0,98 0,95 0,91 0,85 -

1 1,00 0,88 0,82 0.78 0,73 0,72

Contíguos 2 1,00 0,88 0,81 0,76 0,71 0,70

1 1,00 0,91 0,89 0,88 0,87 -

Bandejas verticais

perfuradas (nota D)

13

Espaçados 2 1,00 0,91 0,88 0,87 0,85 -

1 1,00 0,87 0,82 0,80 0,79 0,78

2 1,00 0,86 0,80 0,78 0,76 0,73

Contíguos 3 1,00 0,85 0,79 0,76 0,73 0,70

1 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 -

2 1,00 0,99 0,98 0,97 0,96 -

Leitos, suportes

horizontais, etc.

(nota C)

14 15 16

Espaçados 3 1,00 0,98 0,97 0,96 0,93 -


Notas: a) Os valores indicados são médi os para os tipos de cabos e a faixa de seções das tabelas 4 e 5. b) Os fatores são aplicáveis a cabos agrupados em uma única camada, como mostrado acima, e não se

aplicam a cabos dispostos em mais de uma camada. c) Os valores para tais disposições podem ser sensivelmente inferiores e devem ser determinados por um

método adequado; pode ser utilizada a tabela 10. d) Os valores são indicados para uma distância vertical entre bandejas ou l eitos de 300mm. Para

distâncias menores, os fatores devem ser reduzidos. e) Os valores são indicados para uma distância horizontal entre bandejas de 225mm, estando estas

montadas fundo a fundo. Para espaçamentos inferiores, os fatores devem ser reduzidos.


298


TABELA 13 - (*) FATORES DE CORREÇÃO PARA O AGRUPAMENTO DE CIRCUITOS CONSTITUÍDOS POR CABOS UNIPOLARES AO AR LIVRE

(MÉTODO DE REFERÊNCIA F NAS TABELAS 4 E 5)

Número de circuitos trifásicos (nota E) Método de instalação da tabela 1

Número de bandejas ou

leitos 1 2 3

Utilizar como multiplicador para

a coluna:

1 0,98 0,91 0,87

2 0,96 0,87 0,81


13

Contíguos 3 0,95 0,85 0,78

6

1 0,95 0,86 - Bandejas verticais

perfuradas (nota D)

13

Contíguos 2 0,96 0,84 -

6

1 1,00 0,97 0,96

2 0,98 0,93 0,89

Leitos, suportes

horizontais, etc,

(nota C)

14 15 16

Contíguos 3 0,97 0,90 0,86

6

1 1,00 0,98 0,96

2 0,97 0,93 0.89


13

Espaçados 3 0,96 0,92 0,86

1 1,00 0,91 0,89 Bandejas verticais

perfuradas (nota D)

13

Espaçados

2 1,00 0,90 0,86

1 1,00 1,00 1,00

2 0,97 0,95 0,93

Leitos, suportes

horizontais, etc.

(nota C)

14 15 16

Espaçados 3 0,96 0,94 0,90

5


Notas: a) Os valores indicados são médios para os tipos de cabos e a f aixa de seções das tabelas 4 e 5. b) Os fatores são aplicáveis a cabos agrupados em uma única camada, como mostrado acima, e não se aplicam

a cabos dispostos em mais de uma camada. c) Os valores para tais disposições podem ser sensivelmente inferiores e devem ser determinados por um

método adequado; pode ser utilizada a tabela 10. d) Os valores são indicados para uma distância vertical entre bandejas ou leitos de 300mm. Para distâncias

menores, os fatores devem se r reduzidos. e) Os valores são indicados para uma distância horizontal entre bandejas de 225mm, estando estas montadas

fundo a fundo. Para espaçamentos inferiores, os fatores devem ser reduzidos. f) Para circuitos contendo vários cabos em paralelo por fase, cada grupo de três condutores deve ser

considerado como um circuito para a aplicação desta tabela.


299


7.5.1 GRUPOS CONTENDO CABOS DE DIMENSÕES DIFERENTES

a) Os fatores de correção tabelados (tabela 8 a 13) são aplicáveis a grupos de cabos semelhantes, igualmente carregados. O cálculo dos fatores de correção para grupos contendo condutores isolados ou cabos unipolares ou multipolares de diferentes seções nominais, depende da quantidade de condutores ou cabos e da faixa de seções. Tais fatores não podem ser tabelados e devem ser calculados caso a caso, utilizando, por exemplo, a NBR 11301.

Nota:

• São considerados cabos semelhantes aqueles cujas capacidades de condução de corrente baseiam-se na mesma temperatura máxima para serviço contínuo e cujas seções nominais estão contidas no intervalo de 3 seções normalizadas secessivas.

b) No caso de condutores isolados, cabos unipolares ou cabos multipolares de dimensões

diferentes em condutos fechados ou em bandejas, leitos, prateleiras ou suportes, caso não seja viável um cálculo mais específico, deve-se utilizar a expressão:

nF 1

=

Onde: F = fator de correção; n = número de circuitos ou de cabos multipolares.

Notas:

• A expressão dada está a favor da segurança e reduz os perigos de sobrecarga sobre os cabos de menor seção nominal.

• Pode, no entanto, resultar no superdimensionamento dos cabos de seções mais elevadas.


300


TABELA 14 - (*) FATORES DE CORREÇÃO APLICÁVEIS A CIRCUITOS TRIFÁSICOS A 4 CONDUTORES ONDE É PREVISTA A PRESENÇA

DE CORRENTES HARMÔNICAS DE 3ª ORDEM

Fator de correção Porcentagem de 3ª harmônica na corrente

de fase (%) Escolha da seção com base

na corrente de fase Escolha da seção com base

na corrente de neutro 0 - 15 1,00 - 15 - 33 0,86 - 33 - 45 - 0,86

> 45 - 1,00


Notas:

a) A tabela foi originalmente obtida para cabos tetrapol ares e pentapolares, mas podem, em princípio, ser utilizada para circuitos com cabos unipolares ou condutores isolados.

b) A corrente (I) a ser utilizada para a determinação da seção dos 4 condutores do circuito, utilizando as tabelas 2,3 ou 5 (colunas de 3 c ondutores carregados), é obtida pelas expressões:

• escolha pela corrente de fase:

fII B=

• escolha pela corrente de neutro:

1003

1×××=

pIf

I B

Onde: IB = corrente de projeto do circuito; p = porcentagem da harmônica da 3ª ordem (tabela 14); f = fator de correção (tabela 14).

TABELA 15 - (*) SEÇÔES MÍNIMAS DOS CONDUTORES ISOLADOS.

Tipo de instalação Utilização do circuito Seção mínima do condutor isolado (mm²)

Circuitos de iluminação 1,5 Circuitos de força (incluem tomada) 2,5 Instalações fixas em geral Circuitos de sinalização e circuitos de controle 0,5

Para um equipamento específico Como especificado na norma do equipamento

Para qualquer outra aplicação 0,75 Ligações flexíveis

Circuitos a extrabaixa tensão para aplicações especiais 0,75



301


TABELA 16 - (*) SEÇÃO DO CONDUTOR NEUTRO

Seção dos condutores fase

(mm²)

Seção mínima do condutor neutro

(mm²) S < 25 S

35 25 50 25 70 35 95 50

120 70 150 70 185 95 240 120 300 150 400 240 500 240 630 400 800 400

1000 500


Obs.: ver restrições à redução da seção do condutor neutro na NBR 5410/1997.

TABELA 17 - (*) SEÇÕES MÍNIM AS DOS CONDUTORES DE PROTEÇÃO

Seção do condutor fase

(mm²)

Seção do condutor de proteção

(mm²) 1,5 1,5 (mínima) 2,5 2,5 4 4 6 6

10 10 16 16 25 16 35 16 50 25 70 35 95 50 120 70 150 95 185 95 240 120 300 150 400 240 500 240 630 400 800 400

1000 500



302


TABELA 18 - (*) LIMITES DE QUEDA DE TENSÃO

Instalações Iluminação Outros usos

A Instalações alimentadas diretamente por um ramal de baixa tensão, a partir de uma rede de distribuição pública de baixa tensão. 4% 4%

B Instalações alimentadas diretamente por subestação de transformação ou transfomador, a partir de uma instalação de alta tensão. 7% 7%

C Instalações que possuam fonte própria. 7% 7%


Nota: a) Nos casos B e C, as quedas de tensões nos circuitos terminais não devem ser superiores aos valores

indicados em A. b) Nos casos B e C, quando as linhas tiverem um comprimento superior a 100m, as quedas de tensão podem

ser aumentadas de 0,005% por metro de linha superior a 100m, sem que, no entanto, essa suplementação seja superior a 0,5%.

TABELA 19 - QUEDA DE TENSÃO EM V/A. km FIO PIRASTIC ECOFLAM, CABO PIRASTIC ECOFLAM E CABO FLEXÍVEL

PIRASTIC ECOPLUS

Eletroduto e eletrocalha(A) (material magnético) Eletroduto e eletrocalha(A) (material não-magnético)

Pirastic Ecoflam, Pirastic Ecoplus Pirastic Ecoflam e Pirastic Ecoplus

Circuito monofásico e trifásico Circuito monofásico Circuito trifásico

Seção nominal (mm²)

FP = 0,8 FP = 0,95 FP = 0,8 FP = 0,95 FP = 0,8 FP = 0,95 1,5 23 27,4 23,3 27,6 20,2 23,9 2,5 14 16,8 14,3 16,9 12,4 14,7 4 9,0 10,5 8,96 10,6 7,79 9,15 6 5,87 7,00 6,03 7,07 5,25 6,14 10 3,54 4,20 3,63 4,23 3,17 3,67 16 2,27 2,70 2,32 2,68 2,03 2,33 25 1,50 1,72 1,51 1,71 1,33 1,49 35 1,12 1,25 1,12 1,25 0.98 1,09 50 0,86 0,95 0,85 0,94 0,76 0,82 70 0,64 0,67 0,62 0,67 0,55 0,59 95 0,50 0,51 0,48 0,50 0,43 0,44

120 0,42 0,42 0,40 0,41 0,36 0,36 150 0,37 0,35 0,35 0,34 0,31 0,30 185 0,32 0,30 0,30 0,29 0,27 0,25 240 0,29 0,25 0,26 0,24 0,23 0,21 300 0,27 0,22 0,23 0,20 0,21 0,18 400 0,24 0,20 0,21 0,17 0,19 0,15 500 0,23 0,19 0,19 0,16 0,17 0,14

Notas:

a) As dimensões do eletroduto e da eletrocalha adotadas são tais que a área dos cabo s não ultrapassa 40% da área interna dos mesmos;

b) Os valores da tabela admitem uma temperatura no condutor de 70 ºC.


303


TABELA 20 - QUEDA DE TENSÃO EM V/A. km CABOS SINTENAX ECONAX, SINTENAX FLEX E VOLTALENE ECOLENE

INSTALAÇÃO AO AR LIVRE (C)

CABOS SINTENAX ECONAX, SINTENAX FLEX E VOLTALENE ECOLENE

Cabos unipolares (D) Cabos uni e bipolares

Cabos tri e tetrapolares

Circuito monofásico

Circuito trifásico

S = 10 cm S = 20 cm S = 2D S = 10 cm S = 20 cm S = 2D

Circuito trifásico(B)


(B)

Circuito trifásico


FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 1,5 23,6 27,8 23,7 27,8 23,4 27,6 20,5 24,0 20,5 24,1 20,3 24,0 20,2 23,9 23,3 27,6 20,2 23,9 2,5 14,6 17,1 14,7 17,1 14,4 17,0 12,7 14,8 12,7 14,8 12,5 14,7 12,4 14,7 14,3 16,9 12,4 14,7 4 9,3 10,7 9,3 10,7 9,1 10,6 8,0 9,3 8,1 9,3 7,9 9,2 7,8 9,2 9,0 10,6 7,8 9,1 6 6,3 7,2 6,4 7,2 6,1 7,1 5,5 6,3 5,5 6,3 5,3 6,2 5,2 6,1 6,0 7,1 5,2 9,1

10 3,9 4,4 3,9 4,4 3,7 4,3 3,4 3,8 3,4 3,8 3,2 3,7 3,2 3,7 3,6 4,2 3,1 3,7 16 2,6 2,8 2,6 2,8 2,4 2,7 2,2 2,4 2,3 2,5 2,1 2,4 2,0 2,3 2,3 2,7 2,0 2,3 25 1,73 1,83 1,80 1,86 1,55 1,76 1,52 1,59 1,57 1,62 1,40 1,53 1,32 1,49 1,50 1,71 1,31 1,48 35 1,33 1,36 1,39 1,39 1,20 1,29 1,17 1,19 1,22 1,22 1,06 1,13 0,98 1,09 1,12 1,25 0,97 1,08 50 1.05 1,04 1,11 1,07 0.93 0,97 0.93 0,91 0,98 0,94 0,82 0,85 0,75 0,82 0,85 0,93 0,74 0,81 70 0,81 0,76 0,87 0,80 0,70 0,71 0,72 0,67 0,77 0,70 0,63 0,62 0,55 0,59 0,62 0,67 0,54 0,58 95 0,65 0,59 0,71 0,62 0,56 0,54 0,58 0,52 0,64 0,55 0,50 0,47 0,43 0,44 0,48 0,50 0,42 0,43 120 0,57 0,49 0,63 0,52 0,48 0,44 0,51 0,43 0,56 0,46 0,43 0,39 0,36 0,36 0,40 041 0,35 0,35 150 0,50 0,42 0,56 0,45 0,42 0,38 0,45 0,37 0,51 0,40 0,38 0,34 0,31 0,30 0,35 0,34 0,30 0,30 185 0,44 0,36 0,51 0,39 0,37 0,32 0,40 0,32 0,46 0,35 0,34 0,29 0,27 0,25 0,30 0,29 0,26 0,25 240 0,39 0,30 0,45 0,33 0,33 0,27 0,35 0,27 0,41 0,30 0,30 0,24 0,23 0,21 0,26 0,24 0,22 0,20 300 0,35 0,26 0,41 0,29 0,30 0,23 0,32 0,23 0,37 0,26 0,28 0,21 0,21 0,18 0,23 0,20 0,20 0,18 400 0,32 0,22 0,37 0,26 0,27 0,21 0,29 0,20 0,34 0,23 0,25 0,19 0,19 0,15 - - - - 500 0,28 0,20 0,34 0,23 0,25 0,18 0,26 0,18 0,32 0,21 0,24 0,17 0,17 0,14 - - - - 630 0,26 0,17 0,32 0,21 0,24 0,16 0,24 0,16 0,29 0,19 0,22 0,15 0,16 0,12 - - - - 800 0,23 0,15 0,29 0,18 0,22 0,15 0,22 0,14 0,27 0,17 0,21 0,14 0,15 0,11 - - - -

1000 0,21 0,14 0,27 0,17 0,21 0,14 0,20 0,13 0,25 0,16 0,20 0,13 0,14 0,10 - - - -

Notas:

a) Os valores da tabela admitem uma temperatura no condutor de 70 ºC; b) Válido para instalação em eletroduto não -magnético e diretamente enterrado; c) Aplicável à fixação direta a parede ou teto, ou eletrocalha aberta, ventilada ou fechada, espaço de

construção, bandeja, prateleira, suportes e sobre isoladores; d) Aplicável também ao Fio Pirastic Ecoflam, Cabo Pirastic Eco flam e Cabo Flexível Pirastic Ecoplus

sobre isoladores.


304


TABELA 21 - QUEDA DE TENSÃO EM V/A. km CABOS EPROTENAX ECOFIX, EPROTENAX FLEX E AFUMEX

INSTALAÇÃO AO AR LIVRE (C)

CABOS EPROTENAX ECOFIX, EPROTENAX FLEX E AFUMEX

Cabos unipolares Cabos uni e bipolares

Cabos tri e tetrapolares

Circuito monofásico Circuito trifásico

S = 10 cm S = 20 cm S = 2D S = 10 cm S = 20 cm S = 2D

Circuito trifásico(B)


(B)

Circuito trifásico


FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 FP=0,8 FP=0,95 1,5 23,8 28,0 23,9 28,0 23,6 27,9 20,7 24,3 20,5 24,1 20,4 24,1 20,4 24,1 23,5 27,8 20,3 24,1 2,5 14,9 17,4 15,0 17,5 14,7 17,3 12,9 15,1 13,0 15,1 12,8 15,0 12,8 15,0 14,6 17,3 12,7 15,0 4 9,4 10,9 9,5 10,9 9,2 10,8 8,2 9,5 8,2 9,5 8,0 9,4 7,9 9,3 9,1 10,8 7,9 9,3 6 6,4 7,3 6,4 7,3 6,2 7,2 5,5 6,3 5,6 6,3 5,4 6,2 5,3 6,2 6,1 7,1 5,3 6,2

10 3,9 4,4 4,0 4,4 3,7 4,3 3,4 3,8 3,5 3,8 3,3 3,7 3,2 3,7 3,6 4,2 3,2 3,7 16 2,58 2,83 2,64 2,86 2,42 2,74 2,25 2,46 2,31 2,48 2,12 2,39 2,05 2,35 2,34 2,70 2,03 2,34 25 1,74 1,85 1,81 1,88 1,61 1,77 1,53 1,61 1,58 1,64 1,41 1,55 1,34 1,51 1,52 1,73 1,32 1,50 35 1,34 1,37 1,40 1,41 1,21 1,30 1,18 1,20 1,23 1,23 1,06 1,14 0,99 1,10 1,15 1,26 0,98 1,09 50 1.06 1,05 1,12 1,09 0.94 0,99 0.94 0,92 0,99 0,95 0,83 0,87 0,76 0,83 0,86 0,95 0,75 0,82 70 0,81 0,77 0,88 0,80 0,70 0,71 0,72 0,68 0,78 0,70 0,63 0,63 0,56 0,59 0,63 0,67 0,54 0,58 95 0,66 0,59 0,72 0,62 0,56 0,54 0,59 0,52 0,64 0,55 0,50 0,48 0,43 0,44 0,48 0,50 0,42 0,44 120 0,57 0,49 0,63 0,53 0,48 0,45 0,51 0,44 0,56 0,46 0,43 0,40 0,36 0,36 0,40 041 0,35 0,35 150 0,50 0,42 0,57 0,46 0,42 0,38 0,45 0,38 0,51 0,41 0,39 0,34 0,32 0,31 0,35 0,35 0,30 0,30 185 0,44 0,36 0,51 0,39 0,38 0,32 0,40 0,32 0,46 0,35 0,34 0,29 0,27 0,26 0,30 0,29 0,26 0,25 240 0,39 0,30 0,45 0,33 0,33 0,27 0,35 0,27 0,41 0,30 0,30 0,24 0,23 0,21 0,26 0,24 0,22 0,21 300 0,35 0,26 0,41 0,29 0,30 0,24 0,32 0,24 0,37 0,26 0,28 0,21 0,21 0,18 0,23 0,20 0,20 0,18 400 0,31 0,23 0,38 0,26 0,27 0,21 0,29 0,21 0,34 0,23 0,25 0,19 0,19 0,16 - - - - 500 0,28 0,20 0,34 0,23 0,25 0,18 0,26 0,18 0,32 0,21 0,24 0,17 0,17 0,14 - - - - 630 0,26 0,17 0,32 0,21 0,24 0,16 0,24 0,16 0,29 0,19 0,22 0,15 0,16 0,12 - - - - 800 0,23 0,15 0,29 0,18 0,22 0,15 0,22 0,14 0,27 0,17 0,21 0,14 0,15 0,11 - - - -

1000 0,21 0,14 0,27 0,17 0,21 0,14 0,21 0,13 0,25 0,16 0,20 0,13 0,14 0,10 - - - -

Notas:

a) Os valores da tabela admitem uma temperatura no condutor de 90 ºC; b) Válido para instalação em eletroduto não -magnético e diretamente enterrado; c) Aplicável à fixação direta a p arede ou teto, ou eletrocalha aberta, ventilada ou fechada, espaço de

construção, bandeja, prateleira, suportes e sobre isoladores;


305


Os valores de resistências elétricas e reatâncias indutivas indicadas na tabela a seguir são valores médios e destinam-se a cálculos aproximados de circuitos elétricos, utilizando-se a seguinte fórmula:

Z= R cos Ø + X sen Ø

TABELA 22 - RESISTÊNCIA ELÉTRICA E REATÂNCIAS INDUTIVAS DE F IOS E CABOS ISOLADOS EM PVC, EPR E XLPE EM CONDUTOS FECHADOS

(VALORES EM Ω / km)

Condutos não-magnéticos (B) Circuitos FN / FF / 3F

Seção (mm²)

[1]

Rcc(A)

[2]

Rca

[3]

XL

[4] 1,5 12,1 14,48 0,16 2,5 7,41 8,87 0,15 4 4,61 5,52 0,14 6 3,08 3,69 0,13

10 1,83 2,19 0,13 16 1,15 1,38 0,12 25 0,73 0,87 0,12 35 0,52 0,63 0,11 50 0,39 0,47 0,11 70 0,27 0,32 0,10 95 0,19 0,23 0,10 120 0,15 0,19 0,10 150 0,12 0,15 0,10 185 0,099 0,12 0,094 240 0,075 0,094 0,098 300 0,060 0,078 0,097 400 0,047 0,063 0,096 500 0,037 0,052 0,095 630 0,028 0,043 0,093 800 0,022 0,037 0,089

1000 0,018 0,033 0,088

a) Resistência elétrica em corrente contínua calculada a 70 ºC no condutor; b) Válido para condutores isolados, cabos unipolares e multipolares instalados em condutos fechados não

magnéticos.


306




TABELA 23 - RESISTÊNCIAS ELÉTRICAS E REATÂNCIAS INDUTIVAS DE FIOS E CABOS ISOLADOS EM PVC, EPR E XLPE AO AR LIV RE (VALORES EM Ω / km)

CONDUTORES ISOLADOS - CABOS UNIPOLARES AO AR LIVRE (B)

Circuito FN / FF

Seção (mm²) Rcc (A)

S = de

S = 2 de

S = 10 cm

S = 20 cm

Trifófio

[1] [2] Rca [3]

XL [4]

Rca [5]

XL [6]

Rca [7]

XL [8]

Rca [9]

XL [10]

Rca [11]

XL [12]

1,5 12,1 14,48 0,16 14,48 0,21 14,48 0,39 14,48 0,44 14,48 0,16 2,5 7,41 8,87 0,15 8,87 0,20 8,87 0,37 8,87 0,42 8,87 0,15 4 4,61 5,52 0,14 5,52 0,19 5,52 0,35 5,53 0,40 5,52 0,14 6 3,08 3,69 0,14 3,69 0,18 3,69 0,33 3,69 0,39 3,69 0,14

10 3,83 2,19 0,13 2,19 0,17 2,19 0,32 2,19 0,37 2,19 0,13 16 1,15 1,38 0,12 1,38 0,17 1,38 0,30 1,38 0,35 1,38 0,12 25 0,73 0,87 0,12 0,87 0,17 0,87 0,28 0,87 0,34 0,87 0,12 35 0,52 0,63 0,11 0,63 0,16 0,63 0,27 0,63 0,32 0,63 0,11 50 0,39 0,46 0,11 0,46 0,16 0,46 0,26 0,46 0,31 0,46 0,11 70 0,72 0,32 0,10 0,32 0,16 0,32 0,25 0,32 0,30 0,32 0,10 95 0,19 0,23 0,10 0,23 0,15 0,23 0,24 0,23 0,29 0,23 0,10

120 0,15 0,19 0,10 0,18 0,15 0,18 0,23 0,18 0,28 0,19 0,10 150 0,12 0,15 0,10 0,15 0,15 0,15 0,22 0,15 0,27 0,15 0,10 185 0,099 0,12 0,10 0,12 0,15 0,12 0,21 0,12 0,26 0,12 0,10 240 0,075 0,09 0,10 0,09 0,15 0,09 0,20 0,09 0,25 0,09 0,10 300 0,060 0,08 0,10 0,07 0,15 0,07 0,19 0,07 0,24 0,08 0,10 400 0,047 0,06 0,10 0,06 0,15 0,06 0,18 0,06 0,23 0,06 0,10 500 0,037 0,05 0,10 0,05 0,15 0,05 0,17 0,05 0,23 0,05 0,10 630 0,028 0,04 0,09 0,04 0,15 0,04 0,16 0,04 0,22 0,04 0,09 800 0,022 0,04 0,09 0,03 0,14 0,03 0,15 0,03 0,20 0,04 0,09

1000 0,018 0,03 0,09 0,03 0,14 0,03 0,14 0,03 0,19 0,03 0,09

a) Resistência elétrica em corrente contínua calculada a 70 ºC no condutor; b) Válidos para linhas elétricas ao ar livre, bandejas, suportes e leitos para cabos.


307




TABELA 24 - RESISTÊNCIAS ELÉTRICAS E REATÂNCIAS INDUTIVAS DE FIOS E CABOS ISOLADOS EM PVC, EPR E XLPE AO AR LIVRE (VALORES EM Ω / km)

CONDUTORES ISOLADOS - CABOS UNIPOLARES AO AR LIVRE (B)

Circuitos 3F

Cabos bi e tripolares

(B)

Cabo Tetrapolar

(B) Seção (mm²) Rcc(A) S = de

S = 2 de

S = 10cm

S = 20cm

Trifófio

FN / FF / 3F

3F + N / 3F + PE

[1] [2] Rca [13]

XL [14]

Rca [15]

XL [16]

Rca [17]

XL [18]

Rca [19]

XL [20]

Rca [21]

XL [22]

Rca [23]

XL [24]

Rca [25]

XL [26]

1,5 12,1 14,48 0,17 14,48 0,23 14.48 0,40 14,48 0,46 14,48 0,16 14,48 0,12 14,48 0,14 2,5 7,41 8,87 0,16 8,87 0,22 8,87 0,38 8,87 0,44 8,87 0,15 8,87 0,12 8,87 0,13 4 4,61 5,52 0,16 5,52 0,22 5,52 0,37 5,52 0,42 5,52 0,14 5,52 0,12 5,52 0,13 6 3,08 3,69 0,15 3,69 0,20 3,69 0,35 3,69 0,40 3,69 0,14 3,69 0,11 3,69 0,12

10 1,83 2,19 0,14 2,19 0,20 2,19 0,34 2,19 0,39 2,19 0,13 2,19 0,10 2,19 0,12 16 1,15 1,38 0,14 1,38 0,19 1,38 0,32 1,38 0,37 1,38 0,12 1,38 0,10 1,38 0,11 25 0,73 0,87 0,13 0,87 0,18 0,87 0,30 0,87 0,35 0,87 0,11 0,87 0,10 0,87 0,11 35 0,52 0,63 0,13 0,63 0,18 0,63 0,29 0,63 0,34 0,63 0,11 0,63 0,09 0,63 0,11 50 0,39 0,46 0,13 0,46 0,18 0,46 0,28 0,46 0,33 0,46 0,11 0,46 0,09 0,46 0,11 70 0,27 0,32 0,12 0,32 0,17 0,32 0,27 0,32 0,32 0,32 0,10 0,32 0,09 0,32 0,10 95 0,19 0,23 0,12 0,23 0,17 0,23 0,25 0,23 0,30 0,23 0,10 0,23 0,09 0,23 0,10

120 0,15 0,19 0,12 0,18 0,17 0,18 0,24 0,18 0,29 0,19 0,10 0,19 0,09 0,19 0,10 150 0,12 0,15 0,12 0,15 0,17 0,15 0,23 0,15 0,29 0,15 0,10 0,15 0,09 0,15 0,10 185 0,099 0,12 0,12 0,12 0,17 0,12 0,23 0,12 0,28 0,12 0,10 0,12 0,09 0,12 0,10 240 0,075 0,09 0,12 0,09 0,17 0,09 0,22 0,09 0,27 0,09 0,10 0,10 0,09 0,09 0,10 300 0,060 0,08 0,11 0,07 0,17 0,07 0,21 0,07 0,26 0,08 0,10 0,08 0,09 0,08 0,10 400 0,047 0,06 0,11 0,06 0,17 0,06 0,20 0,06 0,25 0,06 0,10 - - - - 500 0,037 0,05 0,11 0,05 0,16 0,05 0,19 0,05 0,24 0,05 0,10 - - - - 630 0,028 0,04 0,11 0,04 0,16 0,04 0,18 0,04 0,23 0,04 0,09 - - - - 800 0,022 0,04 0,11 0,03 0,16 0,03 0,16 0,03 0,22 0,04 0,09 - - - -

1000 0,018 0,03 0,11 0,03 0,16 0,03 0,16 0,03 0,21 0,03 0,09 - - - -

a) Resistência elétrica em corrente contínua calculada a 70 ºC no condutor; b) Válidos para linhas elétricas ao ar livre, bandejas, suportes e leitos para cabos.


308


TABELA 25 - CARACTERÍSTICAS DOS CONDUTORES CLASSE 1 (NBR 6880)


Resistência máxima do condutor a 20 ºC, condutores circulares e fios nus.

(Ω / km) 0,5 36,0 0,75 24,5

1 18,1 1,5 12,1 2,5 7,41 4 4,61 6 3,08 10 1,83 16 1,15


Número mínimo de fios no condutor Seção nominal (mm²)

Condutor não-compactado

circular

Condutor compactado não-circular


(Ω / km)

0,5 7 - 36,0 0,75 7 - 24,5

1 7 - 18,1 1,5 7 6 12,1 2,5 7 6 7,41 4 7 6 4,61 6 7 6 3,08

10 7 6 1,83 16 7 6 1,15 25 7 6 0,727 35 7 6 0,524 50 19 6 0,387 70 19 12 0,268 95 19 15 0,193

120 37 18 0,153 150 37 18 0,124 185 37 30 0,0991 240 61 34 0,0754 300 61 34 0,0601 400 61 53 0,0470 500 61 53 0,0366 630 91 53 0,0283 800 91 53 0,0221

1000 91 53 0,0176


309




Diâmetro máximo dos fios no condutor

(mm)

Resistência máxima do condutor a 20 ºC, condutores circulares, fios nus.

(Ω / km) 0,5 0,21 39,0 0,75 0,21 26,0

1 0,21 19,0 1,5 0,26 13,3 2,5 0,26 7,98 4 0,31 4,95 6 0,31 3,30

10 0,41 1,91 16 0,41 1,21 25 0,41 0,780 35 0,41 0,554 50 0,41 0,386 70 0,51 0,272 95 0,51 0,206 120 0,51 0,161 150 0,51 0,129 185 0,51 0,106 240 0,51 0,0801 300 0,51 0,0641 400 0,51 0,0486 500 0,51 0,0384

TABELA 28 - CARACTERÍSTICAS DOS CONDUTORES DOS

CABOS FLEXOSOLDA E SOLDAPRENE ( NBR 8762)

Seção nominal do condutor

(mm²)

Diâmetro máximo dos fios no condutor

(mm)


(Ω / km) 10 0,26 1,91 16 0,26 1,21 25 0,26 0,780 35 0,31 0,554 50 0,31 0,386 70 0,31 0,272 95 0,31 0,206

120 0,31 0,161 150 0,31 0,129 185 0,31 0,106 240 0,31 0,0801


310


7.5.2 CORRENTES MÁXIMAS DE CURTO-CIRCUITO

• Fio Pirastic Ecoflam, Cabo Pirastic Ecoflam, Cabo Flexível Pirastic Ecoplus, Cabo Sintenax Econax e Cabo Sintenax Flex.

• Condutor - Cobre Conexões Prensadas ou Soldadas


311



• Cabo Eprotenax Ecofix, Cabo Eprotenax Flex, Cabo Voltalene Ecolene e Cabo Afumex. • Condutor - Cobre Conexões Prensadas.


312



• Cabo Eprotenax Ecofix, Cabo Eprotenax Flex, Cabo Voltalene Ecolene e Cabo Afumex. • Condutor - Cobre Conexões Soldadas.


313


7.5.5 DETERMINAÇÃO DA INTEGRAL DE JOULE (L2T) DE CONDUTORES ELÉTRICOS

O cálculo do valor da Integral de Joule pode ser determinado de acordo com a norma

IEC 949 (1988). Assim tem-se:

Fórmula geral: l2 t = l2 G2 , Onde:

S z XG2

∆+= (1)

SYIz −

α=

2

(3)

S z X 42 +=∆ (2)

β+θ

β+θ=α

i

flnSK 22 (4)

Sendo: I = corrente admissível no condutor (A); S = seção nominal no condutor (mm2); f = Temperatura final do condutor (ºC); i = Temperatura inicial do condutor (ºC); ß = recíproco do coeficiente de temperatura da resistência do condutor em ºC

(K) - tabela 1; K = constante que depende do material condutor - tabela 1; X e Y = tabela 2.

Tabela 1

Material K ß

Cobre 226 234,5 Alumínio 148 228

Tabela 2 - Condutores de Cobre

Isolação X Y

PVC ≤ 3 kV 0,29 0,06 PVC > 3 kV 0,27 0,05

XLPE 0,41 0,12 EPR ≤ 3 kV 0,38 0,10 EPR > 3 kV 0,32 0,07

Exemplo: Calcular a Integral de Joule para um cabo 6mm² de cobre, isolado em PVC, 0,6/1kV

percorrido por uma corrente de 100 A. Considere ainda os seguintes parâmetros: θf = 160 ºC, θi = 70 ºC.


314


Tem-se:

ß = 234,5 (tabela 1) K = 226 (tabela 1)

X = 0,29 (tabela 2) Y = 0,06 (tabela 2) Assim:

47613752347052341606226 2222 =

++

×=

β+θ

β+θ=α

,,lnlnSK

i

f

01106060

47613710022

,,SYIz =−=−

α=

34806011042904 22 ,,,S z X =××+=+=∆ → 590,=∆

331605390

5902902

,,

,,S z

XG =+

=∆+

=

( ) sA ,GItI 226658163316100 22222 =×==

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