UIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CETRO DE TECOLOGIA
DEPARTAMETO DE EGEHARIA ELÉTRICA
CURSO DE EGEHARIA ELÉTRICA
COMISSIOAMETO DE CABOS SUBTERRÂEOS DE
MÉDIA TESÃO EM PARQUES EÓLICOS
JORGE FELIPE SALGADO NOGUEIRA
Fortaleza
Junho de 2010
ii
JORGE FELIPE SALGADO NOGUEIRA
COMISSIOAMETO DE CABOS SUBTERRÂEOS DE
MÉDIA TESÃO EM PARQUES EÓLICOS
Monografia apresentada para a obtenção
dos créditos da disciplina Trabalho de
Conclusão
de
Curso
do
Centro
de
Tecnologia da Universidade Federal do
Ceará, como parte das exigências para a
graduação no curso de Engenharia Elétrica.
Área de concentração:
Sistema Elétrico de Potência
Orientador: Prof. Alexandre Rocha
Filgueiras.
Fortaleza
Junho de 2010
iii
iv
“Tornar-se nobre por merecimento próprio é melhor do que ser nobre por nascimento”.
(Cícero)
v
A Deus,
Aos meus pais, Marilio e Rosemir,
Ao irmão, Marílio Salgado,
A namorada, Renata,
Aos meus familiares,
A todos os amigos.
vi
AGRADECIMETOS
A Deus, que me deu vida, saúde e inteligência, e que me dá força para
continuar a caminhada em busca dos meus objetivos.
Aos meus pais, irmão e namorada, pela dedicação e apoio que tem me dado e
sem os quais não alcançaria essa conquista.
Aos professores do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do
Ceará pelos ensinamentos e em especial ao meu orientador, Alexandre Rocha Filgueiras, que
se dispôs e muito colaborou para o engrandecimento desta monografia.
Aos colegas de trabalho da RMS Engenharia, pela ajuda e pelo tempo
concedido com explicações que me ajudaram tanto na parte teórica quanto prática do assunto.
Aos amigos de sala pela alegria, companheirismo e por tornarem esses anos de
faculdade muito especiais para mim.
vii
RESUMO
O presente trabalho proprõe uma metodologia de ensaios a serem aplicados
em comissionamento de cabos de média tensão instalados em redes subterrâneas utilizados na
distribuição de energia em parques eólicos.
Durante este trabalho, foram apresentados dois tipos de ensaios realizados em
cabos isolados, utilizando os equipamentos megohmetro e hipot que medem, respectivamente,
a resistência de isolamento e a capacidade da isolação do cabo suportar a tensão de operação,
dando confiabilidade ao sistema de distribuição subterrânea. Para a demonstração desta
proposta, foram apresentados resultados de ensaios feitos em um parque eólico modelo com a
potência de 50,4MW, composto de 24 aerogeradores, sendo divididos em 3 alimentadores
principais.
Os equipamentos de ensaios foram o hipot de 120 kVcc da Instronic, modelo
HT-120.05CC, e o megohmetro de 5kV da Metrel, modelo MI-2077, e os cabos de média
tensão ensaiados são compostos por condutor de fio de alumínio, blindagem do condutor
termofixo semicondutor, isolação em XLPE, blindagem da isolação composto por termofixo
semicondutor e cobertura em termoplástico de polietileno.
viii
ABSTRACT
The present work proposes one methodology to be used in testing and
commissioning of medium voltage cables installed on underground networks that are used on
power wind farms.
During this work, two tests were performed on insulated cables, using megger
and HIPOT, that measure, respectively, the insulation resistance and insulation capacity of the
cable to resist the operation voltage, giving reliability to the underground distribution system.
To demonstrate this proposal, the tests were made in model of a wind farm composed by 54
wind turbines with an output of 50.4MW, divided on three main feeders.
The test equipments were Hipot 120kVcc, model HT 120.05CC
from
Isotronic, High Voltage Insulation Tester, model MI-2077 from Metrel and medium voltage
tested cables were composed by aluminum wire, insulation shield with XLPE, insulation
shield composed of semicondutor and external coverage with thermosetting thermoplastic
polyethylene.
ix
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO .......................................................................................... 1
1.1
OBJETIVO ............................................................................................................ 3
1.2
ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................ 3
1.3
EQUIPAMENTOS UTILIZADOS ......................................................................... 4
CAPÍTULO 2 – DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA SUBTERRÂNEA ................ 5
2.1
APLICAÇÕES NO BRASIL .................................................................................. 5
2.2
CABOS UTILIZADOS EM RDS EM PARQUES EÓLICOS................................. 7
2.2.1 CONDUTOR ........................................................................................... 8
2.2.2 SISTEMA DIELÉTRICO ......................................................................... 8
2.2.3 COBERTURA ....................................................................................... 11
2.3
MÉTODOS DE INSTALAÇÃO ........................................................................... 11
CAPÍTULO 3 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂNEA EM OPERAÇÃO............ 16
3.1
FALHAS NOS CIRCUITOS DE RDS ................................................................. 16
3.2
ENSAIOS DO DIELÉTRICO ANTES E APÓS A INSTALAÇÃO ...................... 20
CAPÍTULO 4 – APLICAÇÃO DOS ENSAIOS EM RDS .................................................. 24
4.1
METODOLOGIA DOS ENSAIOS ....................................................................... 24
4.2
APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS DE ENSAIOS EM UM PARQUE MO-
DELO.................. ............................................................................................................. 28
CAPÍTULO 5 - CONCLUSÃO .......................................................................................... 41
REFERÊCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 42
APÊDICE A – DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES ....................................... 44
APÊDICE B – CÁLCULO DA QUEDA DE TENSÃO ................................................... 47
APÊDICE C – CÁLCULO DAS PERDAS ELÉTRICAS ................................................ 56
1
1 ITRODUÇÃO
No Brasil cerca de 97% das redes de distribuição de energia elétrica são aéreas
(RDA) e os 3% restantes são redes subterrâneas (RDS). Esses últimos, concentram-se nas
regiões centrais das grandes cidades e em alguns locais específicos, como redes internas de
parques eólicos. A RDA tem baixo investimento inicial, porém possui alto custo de operação,
além de manutenção de podas em árvores. Estima-se que os gastos com podas são 10 dólares
por árvore, perfazendo um total de 4 a 7 milhões de dólares por ano em uma cidade de grande
porte. Por outro lado, a RDS possui maior investimento inicial, contudo menor custo em manutenção[1].
Na RDA, uma vez que os cabos ficam expostos, as intervenções para consertos
também precisam ser frequentes. Os danos são causados por raios (descargas atmosféricas),
ventos, pássaros, chuvas, contaminação ambiental (poluição, salinidade) e acidentes com veículos que atingem postes. Ademais, é grande o número de pessoas que morrem todo ano devido aos acidentes com os fios, que em sua maioria são construídos com cabos não-isolados.
A RDS proporciona maior confiabilidade, segurança, integração com o meio
ambiente, valorização da área e não possui interferência com arborização. Todavia, sua desvantagem é em relação a derivações complexas e alto investimento inicial, com utilização de
itens, como cabos de energia de média tensão com isolação elétrica adequada, podendo chegar
a dez vezes mais que a rede convencional [1].
A isolação elétrica é uma das mais importantes partes dos componentes de alta
tensão e sua qualidade determina a confiabilidade dos diversos equipamentos elétricos utilizados na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, tais como cabos, isoladores,
transformadores, geradores e motores.
Em sistemas de distribuição subterrânea são utilizados cabos de energia com
isolação elétrica constituídos de materiais poliméricos sintéticos, termofixos, dos quais, destacam-se o polietileno reticulado (XLPE) e a borracha etilenopropileno (EPR), devido a suas
excelentes propriedades dielétricas, propiciando elevada rigidez dielétrica e a alta resistividade volumétrica.
A camada dielétrica é projetada para suportar diversos estresses, aos quais fica
submetida durante sua vida. Estes estresses são normalmente classificados em quatro tipos, a
saber: elétrico (campo aplicado, tensão, frequência de operação e sobretensões), térmico
Introdução
2
(temperatura de operação e gradientes de temperatura), mecânico (vibração e torção) e ambiental (umidade), podendo agir sobre o sistema de isolação de forma individual ou combinada.
Os cabos isolados de média tensão empregados em RDS mantem um campo
elétrico confinado e baixa influência do campo magnético no meio. Em campo, eles podem
ser instalados em dutos ou diretamente enterrados no solo. Para qualquer uma dessas situações, o ambiente no qual o cabo está imerso experimentará vários estresses. Ainda, estão associados à alta confiabilidade, com índices reduzidos de interrupção devido às suas características construtivas que impedem a ocorrência de perturbações devido aos fenômenos climáticos, mecânicos ou humanos. No entanto, quando ocorrem as falhas em cabos subterrâneos são
de custo mais elevado, pois exige a substituição da seção de linha defeituosa para o restabelecimento do sistema. De forma distinta as redes aéreas, onde a localização de defeitos pode ser
realizada por meio de inspeções visuais, a topologia subterrânea impossibilita a utilização
desta abordagem [2].
Todavia, deve ser observado que os estresses podem levar a degradação da
isolação do cabo, como arborescência em água, este tipo de degradação é devido aos mecanismos de migração de água contendo íons na presença de campo elétrico. Ademais, por mais
cuidadoso que seja o controle de qualidade durante o processo de manufatura dos condutores
é praticamente impossível evitar a presença de defeitos no produto final, tais como vazios que
são fontes geradoras de descargas elétricas parciais internas.
A evolução da arborescência e ocorrência contínua de descargas, quando sob
estresse elétrico, leva à progressiva deterioração das propriedades físicas dos materiais isolantes podendo vir, em última instância, a causar a falha do equipamento por ruptura, comprometendo o desempenho e a confiabilidade dos sistemas de distribuição subterrâneos [2].
O rompimento de isolação em cabos de média tensão gera em sua volta um
campo magnético, devido à tensão elevada, como também um campo elétrico em suas proximidades com valores consideráveis, suficiente para provocar distúrbios de fuga de corrente.
Considerando, por exemplo, que três cabos com tensão de 34,5kV entre eles, havendo rompimento da isolação em apenas um cabo haveria um "vazamento de corrente" neste local. No
caso, distribuição estrela aterrada, teríamos 19,92 kV de tensão entre o cabo e o meio (terra),
onde o cabo se encontra. Como o meio em que está o condutor normalmente é úmido por estar enterrado haverá uma condutividade maior, ou seja, uma corrente igual à tensão no local
de ruptura dividido pela resistência elétrica entre o cabo e o meio.
O ensaio de tensão aplicada é o método mais comum e usual para diagnóstico e
detecção de falhas presentes na isolação elétrica, sendo amplamente utilizado em testes de
Introdução
3
cabos e acessórios (emendas e terminais). Normalmente os ensaios são realizados, em condutores de média tensão blindados e pela aplicação de tensão elétrica contínua entre condutor e
blindagem aterrada.
Os ensaios de corrente contínua, aplicados a cabos com processo de isolação
forçada de forma semi-contínua, ou seja, isolação extrudada, principalmente em instalações
antigas, podem causar o envelhecimento precoce ou danos permanentes. Por outro lado, um
ensaio preventivo elimina, em momento conveniente, os defeitos incipientes que poderiam
ocorrer durante a operação do sistema, provocando transtornos e perdas monetárias [3].
1.1 OBJETIVO
Dois fatores principais motivaram o desenvolvimento deste estudo. Primeiro,
do ponto de vista de engenharia, a técnica de localização e detecção de falhas em sistema de
distribuição em média tensão se apresenta como uma importante ferramenta de diagnóstico e
localização de defeitos em sistemas de isolação. Segundo, do ponto de vista econômico, a
aplicação de técnicas de comissionamento evita lucros cessantes principalmente em parques
eólicos.
O presente trabalho objetiva criar um roteiro com métodos de ensaios e instalação adequada e testes que garanta a confiabilidade do sistema de distribuição subterrâneo em
parque eólico. Para tal fim será utilizado um Parque Modelo, JS WIND, usando dados de um
parque já existente, criando sugestões de aprimoramento para solucionar problemas encontrados em testes e ensaios elétricos de isolação elétrica em condutores enterrados.
1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO
Para o desenvolvimento deste trabalho, foi realizada uma pesquisa bibliográfica em empresas de energia, normas e na literatura especializada, no sentido de se obter subsídios adicionais que contribuíssem para o desenvolvimento da monografia. Como resultado
desta revisão bibliográfica, adotou-se uma estrutura de trabalho em quatro capítulos, cujos
conteúdos serão descritos a seguir.
No capítulo 2 está apresentado todos os aspectos teóricos relevantes para o
entendimento do trabalho como um todo. Inicialmente, mostra-se um panorama de como se
encontra a utilização de redes subterrâneas em sistemas de distribuição elétrica de média ten-
Introdução
4
são. Com isso, serão explanados conceitos sobre a estrutura geral de condutores elétricos, bem
como os diversos tipos existentes no mercado e os métodos de instalações subterrâneas.
Os princípios dos ensaios de cabos de média tensão para detecção de defeitos
que possam interferir no funcionamento adequado de cada um deles, assegurando que os condutores isolados e seus acessórios estejam aptos para entrarem em operação, com qualidade e
segurança, serão detalhados no capítulo 3.
No capítulo 4 está apresentado um roteiro de testes e ensaios elétricos para
detecção de falhas e diagnósticos em cabos subterrâneos, abrangendo aspectos constantes e
também ausentes na norma NBR 7287. Este roteiro mostra alguns testes e ensaios elétricos
que devem ser realizados, indicando inclusive, equipamentos necessários para os testes e procedimentos passo a passo de como realizá-los. Além disso, será analisado um estudo de caso
visando exemplificar na prática os procedimentos realizados em campo. Este estudo utiliza
como base um parque eólico, cujo nome do modelo é JS Wind, constituído de 24 torres, capacidade de gerar 50,4MW e tensão na rede de distribuição subterrânea de 34,5 kV.
No capítulo 5 está apresentado conclusões do trabalho, bem como sugestões
para pesquisas futuras, dando continuidade assim ao tema abordado.
1.3 EQUIPAMETOS UTILIZADOS
Megohmetro
Modelo: MI-2077
Fabricante Metrel
Aparelho para aplicação de tensão aplicada (HIPOT)
Modelo: HT-120.05CC
Fabricante: Instronic
Termohigrômetro
Modelo: MS6505
Fabricante: Instronic
Introdução
5
2 DISTRIBUIÇÃO DE EERGIA ELÉTRICA SUBTERRÂEA
2.1 APLICAÇÕES O BRASIL
Segundo [12], o aumento da população e as novas instalações em uma região
caracterizam muitas vezes um crescimento desordenado na rede de distribuição aérea de energia elétrica. A disputa entre as árvores nas calçadas e as redes elétricas pelo mesmo espaço é
sem dúvida um dos principais problemas existentes numa cidade. Além disso, a maioria das
árvores, uma vez podadas, começa a brotar em direção aos condutores elétricos precisando de
novas manutenções em curto espaço de tempo.
A rede convencional aérea fica totalmente desprotegida contra as influências
do meio ambiente, situações adversas, apresenta alta taxa de falhas e exige que sejam feitas
podas drásticas nas árvores, visto que o simples contato com do condutor com um galho de
árvore pode provocar o desligamento de parte da rede. Interrupção no fornecimento de energia não planejado pode causar uma situação insustentável. Muitas das interrupções duram
horas até serem restabelecidas, por isso mesmo, é incalculável o prejuízo que tais falhas no
fornecimento de energia acarretam, pois poderão haver perda de muitos dias de trabalho (lucros cessantes).
O custo inicial pode ser um empecilho para a construção de redes subterrâneas,
no entanto, existem muitas outras características que jogam a favor como, por exemplo: maior
confiabilidade na distribuição, redução significativa de interferência externas, menor custo de
manutenção, aumento da segurança da população devido à tecnologia avançada dos equipamentos e instalações.
Segundo análise comparativa dos custos de diferentes redes de distribuição de
energia elétrica, o sistema subterrâneo de distribuição de energia elétrica é mais complexo que
o sistema aéreo, apesar do custo mais elevado, para sua instalação e manutenção apresenta
uma série de benefícios, como [12]:
• Redução significativa das interrupções pela diminuição da exposição
dos circuitos aos agentes externos, incrementando a confiabilidade do
serviço.
• Eliminação dos circuitos aéreos, o que melhora bastante a aparência do
sistema e principalmente, ajuda a preservar as árvores, contribuindo,
Capítulo 02
6
consequentemente, para o melhoramento do aspecto visual das cidades
e conservação do meio ambiente.
• Aumento da segurança para a população, com a redução do risco de acidentes por ruptura de condutores e contatos acidentais.
• Redução dos custos de manutenção, como podas de árvores e deslocamento de turmas de emergência .
Deste modo, as RDS estão sendo cada vez mais utilizadas porque trazem grandes benefícios de segurança, confiabilidade e em alguns locais, até mesmo benefícios econômicos. Quando se somam os custos de poda de árvore, da interrupção do fornecimento de
energia, dos custos sociais, da falta de segurança e da não-produção, fica mais fácil notar que
ao longo do tempo as redes subterrâneas são vantajosas, tanto para quem instala quanto para
quem as utiliza. Um exemplo disso são condomínios que optaram por instalações subterrâneas, explicitando uma valorização do patrimônio que supera o investimento feito. Outra demonstração dessa vantagem é a instalação de RDS em usinas eólicas, devido à confiabilidade,
redução do custo de manutenção e diminuição da contaminação ambiental, evitando possíveis
perdas monetárias no momento de interrupção de fornecimento de energia [9].
A enorme diferença do custo inicial se deve principalmente ao condutor, que
na média tensão passa a desenvolver uma filosofia de construção completamente diferente. Na
linha aérea de distribuição de energia o ar é utilizado como isolante, pois possui uma alta rigidez dielétrica, além dos condutores ficarem localizados em uma altura inacessível para os
transeuntes. No entanto, nas instalações subterrâneas o isolante passa a ser o material sintético
em volta do cabo. Por isso, ele deverá ter uma espessura suficiente para suportar esforços do
campo elétrico do condutor ao meio externo.
Esses esforços tem que ser uniformes, porque como o espaço é pequeno pode
haver rompimento do dielétrico. Outro problema apresentado é que os cabos podem estar localizados a uma distância próxima aos transeuntes e assim os campos eletromagnéticos criados ao redor do condutor induziriam correntes perigosas no ambiente. Por essa razão, os cabos de média tensão isolados precisam ser blindados e aterrados para confinar o campo elétrico no seu interior. Essa blindagem é de difícil construção e tem que ser feita em toda a extensão da rede o que leva ao seu encarecimento [9].
Capítulo 02
7
2.2 CABOS UTILIZADOS AS RDS EM PARQUES EÓLICOS
O elevado custo inicial para a aplicação de RDS é atribuído ao emprego de
condutores com isolação adequada. A qualidade da isolação elétrica determina a confiabilidade dos equipamentos elétricos utilizados na distribuição, tais como cabos, transformadores,
geradores e motores.
Os cabos elétricos tem a finalidade de conduzir energia elétrica, sendo classificados comercialmente em três classes de acordo com a tensão elétrica aplicada. Essa classificação é feita de acordo com a maioria dos fabricantes de condutores elétricos. Condutor de
baixa tensão possui a tensão de isolamento em até 1 kV, média tensão de 1 kV até 35 kV e
alta tensão acima de 35 kV. É importante salientar que essa classificação pode variar de acordo com o fabricante, principalmente a distinção entre condutores de baixa e média tensão
[13].
A estrutura construtiva do cabo vai depender fundamentalmente da sua tensão
de isolamento, de sua aplicação e utilização. O elemento de transporte de energia elétrica de
média tensão mais utilizada em usinas eólicas são os cabos singelos, sendo compostos pelo
condutor, sistema dielétrico e proteção externa, descritos posteriormente.
A figura 2.1 apresenta as camadas construtivas de um cabo de média tensão
utilizado em RDS.
Figura 2.1 – Camadas construtivas do cabo de média tensão.
Capítulo 02
8
2.2.1 CODUTOR
Os materiais normalmente utilizados como condutores elétricos são o cobre e o
alumínio. A seleção do material condutor leva em conta a capacidade de condução de corrente
(ampacidade), custo e, algumas vezes, a massa do cabo.
Os condutores dos cabos de energia podem ser formados por um único fio ou
pela reunião de vários fios formando cordas. As cordas são formadas de modo a se chegar a
diferentes graus de flexibilidade, a qual depende da relação entre a seção total do condutor e a
do fio elementar.
De um modo geral, quanto maior for o número de fios componentes mais flexível será o cabo, porém também haverá a tendência de um custo mais elevado para o produto
acabado, devido a um maior número de operações de trefilação e encordoamento.
Na estrutura construtiva pode ser adicionado o bloqueio do condutor que tem a
finalidade de eliminar a possibilidade de migração de água pelo condutor, através do preenchimento de um material compatível entre os espaços internos vazios entre os fios componentes do condutor. Normalmente, os tipos de bloqueio se apresentam na forma de massas poliméricas, pó, fios ou fitas de bloqueio. A construção bloqueada impede a corrosão dos condutores de alumínio isolados e o surgimento do fenômeno de arborescência em água (“water
treeing”), devido à presença de água nos condutores, em cabos com isolação polimérica para
média tensão.
2.2.2 SISTEMA DIELÉTRICO
Em condutores de média tensão, o sistema dielétrico é composto pela blindagem do condutor, blindagem da isolação e a isolação.
A blindagem do condutor constituído por materiais poliméricos condutores
não-metálicos, normalmente chamados de semicondutores, tem como principal finalidade
transformar a superfície irregular em uma superfície praticamente cilíndrica e lisa. Com isto,
ocasiona a diminuição substancial de concentrações de campo elétrico na isolação.
A blindagem da isolação é normalmente constituída por meio de uma parte
semicondutora, equalizando o campo elétrico através de uma distribuição radial e simétrica.
Ademais, associado a uma parte metálica para o transporte das correntes capacitivas e de curto-circuito do sistema.
Capítulo 02
9
A blindagem do condutor e a blindagem da isolação mantendo contato perfeito
com as superfícies externas eliminam espaços vazios na estrutura do cabo, evitando a ocorrências de descargas parciais. As duas blindagens deverão ser composta através de camada
extrudada, obtendo uma espessura média de 0,4mm e espessura mínima de 0,32mm.
Para ser efetiva a blindagem do condutor deve ter resistividade máxima de 50.000Ω.cm a
70°C para compostos termoplásticos e 100.000Ω.cm a 90°C para compostos termofixos
(TEXEIRA JUNIOR, 2004, p. 28).
Em RDS utilizadas em parque eólicos é mais comum a utilização de cabos de
energia com isolação elétrica constituídos de materiais poliméricos sintéticos, termofixos, dos
quais destacam-se o polietileno reticulado (XLPE) e a borracha etilenopropileno (EPR), devido a suas excelentes propriedades dielétricas, propiciando elevada rigidez dielétrica, a alta
resistividade volumétrica e baixas perdas dielétricas.
As isolações termofixas são obtidas a partir da extrusão e reticulação do material, capaz de
manter o seu estado físico mesmo em regimes onde altas temperaturas estão envolvidas além do limite admissível, carbonizando-se sem tornar-se líquido (TEXEIRA JUNIOR,
2004, p. 32).
Com isso, permite que mais potência possa ser transportada para a mesma seção de condutor do que o similar termoplástico e, principalmente, em sistemas onde se tem
alto nível de curto-circuito.
Os termofixos podem ser instalados diretamente ao solo por serem materiais
resistentes ao fenômeno de “water treeing”, desde que adequadamente formulados. No caso
do XLPE é necessária a adição de ingrediente retardante na sua base polimérica.
Na tabela 2.1 são apresentadas as características gerais da isolação dos termofixos XLPE e EPR, através de valores típicos não devendo ser utilizados para especificações.
Capítulo 02
10
Tabela 2.1 – Características de isolação.
Material
Característica ominal
Rigidez dielétrica (kV/mm)
CA
Impulso
Fator de perdas (tg&)
Constante dielétrica(ɛ)
ɛ. tg&(x103)
Resistividade térmica(°C.m/W)
Estabilidade em água
Flexibilidade
Limites Térmicos (°C)
Permanente
Sobrecarga
Curto-circuito
XLPE
50
65
0,0005
2,3
1,15
3,5
regular
ruim
90
105-130
250
EPR
40
60
0,003
2,6 – 3,0
7,8 – 9,0
5,0
ótima
ótima
90
130
250
A espessura da isolação de um cabo de energia é determinada de modo que
esteja garantida a sua integridade mecânica e elétrica durante os processos de fabricação, instalação e operação. Portanto, tem que suportar gradiente de potencial máximo especificado,
tanto em condições de operação normal quanto em condições transitórios de impulso.
Através da Equação 2.1, pode-se determinar gradiente de potencial máximo
para uma estrutura coaxial.
E=
Vo
t
r ln(1 + )
r
(2.1)
Onde:
E – Gradiente de potencial (kV/mm);
Vo – Tensão fase-terra (kV);
r – Raio da blindagem do condutor (mm);
t – Espessura da isolação (mm).
No entanto, as espessuras da isolação para cabo de média tensão são normalmente fixadas por normas, independentemente da variação da seção dos condutores. Além
disso, podem ser observados diferentes gradientes de potencial para cada seção de condutor,
desde que sejam mantidas fixas a tensão de isolamento e a espessura de isolamento [3].
Capítulo 02
11
2.2.3 Cobertura
A cobertura é aplicada sobre a blindagem da isolação, por extrusão, e é determinada pelas características elétricas, mecânicas e químicas. Os materiais normalmente utilizados em cabos para usinas geradoras como cobertura são os termoplásticos, como o policloreto de vinila (PVC) e o polietileno (PE), devido à boa resistência à brasão, impermeabilidade
e estabilidade térmica.[3]
2.3 MÉTODOS DE ISTALAÇÃO
Existem quatro modalidades de instalações subterrâneas para cabos de energia,
são elas: instalação em dutos subterrâneos, instalação direta no solo, instalação em canaletas e
instalação em bandejas. A maneira de se instalar um cabo tem grande influência não somente
no investimento inicial, mas também no custo operacional e na continuidade de serviço do
sistema.
Em sistemas de distribuição urbanos e industriais de grande porte a instalação
em dutos é normalmente a mais difundida. Isto se deve ao fato de, apesar do custo de implantação ser bastante elevado, permite a ampliação dos sistemas com a instalação de novos circuitos e também a substituição de um lance defeituoso em um tempo mínimo.
Instalações de cabos em canaletas ou sobre bandejas são restritas respectivamente as instalações em usinas e subestações com trechos de pequenos comprimentos ou no
interior de instalações industriais.
Na figura 2.2 apresenta instalação elétrica subterrânea com cabos dentro de
dutos flexíveis.
Capítulo 02
12
Figura 2.2 – Instalação subterrânea em dutos.
A instalação de condutores direto no solo vem sendo cada vez mais difundida,
devido principalmente ao atrativo econômico. Esta, que no passado era restrita a cabos de
iluminação pública, instalados em parques e jardins, hoje em dia se estende também aos modernos sistemas de distribuição. A principal desvantagem desta maneira é no que diz respeito
ao tempo necessário às substituições de cabos defeituosos e à limitação do número de circuitos na mesma vala. Atualmente, sua aplicação é bastante difundida no caso de cabos para
transmissão subterrânea, em sistemas radiais urbanos e sistemas de distribuição interna de
parques eólicos de geração de energia.
A tendência é da especificação de cabos de baixa tensão multipolares armados
e de cabos de média tensão unipolares não armados, sendo que neste caso a responsabilidade
da proteção contra danos mecânicos, provenientes de escavações, fica por conta de lajotas de
concreto dispostas ao longo da rota dos cabos ou simplesmente por fitas de polietileno com
inscrições de alerta.
O método de lançamento direto dos cabos na vala é normalmente preferido em
relação ao puxamento sobre os roletes. Esse, dispensa o uso de acessórios especiais e não
submete o cabo a esforços de tração durante a instalação, no entanto, em centros urbanos a
dificuldade quase sempre consiste na obtenção de espaço físico para o deslocamento do carretel ao longo da rota do sistema. A limitação do lance a ser instalado se deve principalmente à
existência de obstáculos ao longo da rota, ou seja: tubulações de água, gás, óleo, etc. e ao lance máximo de fabricação do cabo. Em parques eólicos não possuem estes obstáculos facilitando a aplicação deste método, apenas limitando-se ao comprimento máximo de confecção
dos condutores. A execução pode ser simultânea com a abertura da vala, ou seja, a bobina de
cabo é acoplada a uma escavadeira específica que, ao mesmo tempo abre a vala e lança o
condutor [3].
Segundo [10], os circuitos de distribuição de média tensão em parques eólicos,
quando singelos e instalados em trifólio, devem sofrer uma amarração em espaços regulares a
fim de garantir esta configuração. Devem ainda, ser protegidos contra as deteriorações causadas por movimentação de terra, contatos com corpos duros, choques de ferramentas em caso
de escavações, bem como contra umidade e ações químicas causadas pelos elementos do solo.
As características da carga e a resistividade térmica real do solo influenciam sobre a capacidade de condução de corrente destes cabos de média tensão.
Capítulo 02
13
A figura 2.3 apresenta cabos de média tensão sendo instalados diretamente no
solo de rede de distribuição de usinas eólicas.
Figura 2.3 – Instalação de uma RDS de usina eólica.
Como prevenção contra os efeitos de movimentação de terra, os cabos devem
ser instalados, em terreno normal, pelo menos a 0,90 m da superfície do solo. Essas profundidades podem ser reduzidas em terreno rochoso ou quando os cabos estiverem protegidos, por
exemplo, por eletrodutos que suportem sem danos as influências externas as que possam ser
submetidos.
Segundo [3], o lance máximo de fabricação dos condutores de média tensão
implica na instalação de acessórios, como emendas e terminais. Estes, muitas vezes, são considerados os pontos mais frágeis do sistema. Isto se deve ao fato de as estatísticas de falhas
em sistemas de cabos elétricos apontarem um maior número de defeitos em acessórios.
Capítulo 02
14
As falhas de especificação e principalmente as de montagem são as principais
causas de defeitos em acessórios. A importância do entendimento da tecnologia envolvida,
bem como a perfeita compreensão dos métodos de montagem contribuem para a correta especificação, resultando em uma probabilidade de sucesso na rede.
Os terminais e emendas devem levar em consideração o campo elétrico e condições do ambiente. Uma perfeita coordenação entre o índice de confiabilidade do sistema,
dos cabos e dos terminais é primordial a fim de se evitar pontos fracos no sistema. E estes,
quase sempre, implicando em perdas monetárias tanto no decorrer da operação quanto durante
a implantação do sistema de energia elétrica.
A interrupção do circuito da blindagem quando se instala um acessório ocasiona uma distorção no campo elétrico, deixando de ser radial e uniforme. No entanto, pode-se
utilizar métodos de alívio capacitivo, alívio dielétrico e alívio resistivo não-linear para tornar
uniforme o campo elétrico, através de cone de alívio de tensões, recobrimento de uma parte
do isolamento do cabo com material de alta constante dielétrica e aplicação de um pequeno
comprimento de material resistivo sobre a superfície do isolamento do cabo, respectivamente,
a partir do término da blindagem.
A confecção de uma emenda e o procedimento sistemático de reconstituir um
trecho do cabo no campo dando continuidade elétrica e dielétrica com um grau de confiabilidade relativamente alto. Os dielétricos dos acessórios devem ser altamente compatíveis química e termicamente com os dos cabos, e as superfícies de contato de ambos os dielétricos
devem ser tais que não permitam descargas parciais durante a operação do sistema.
Os materiais da blindagem devem ter condutância suficiente para eliminar eletrostaticamente a tensão induzida e transportar correntes capacitivas e de fuga. As correntes
induzidas eletromagneticamente e de sequência zero provenientes de defeitos, normalmente
são transportadas pela reconstituição da blindagem metálica dos cabos.
A cobertura deve ser provida de selagem física contra a penetração de umidade
para resistir ao ataque de contaminantes presentes no universo da instalação. Com isso, é imprescindível que seja seguido com rigor o projeto e instruções de montagem, e observada a
limpeza dos cabos e materiais envolvidos.
Capítulo 02
16
3 REDE DE DISTRIBUIÇÃO SUBTERRÂEA EM OPERAÇÃO
3.1. FALHAS OS CIRCUITOS DE RDS
Os cabos isolados utilizados em sistemas de distribuição subterrânea, quando
em operação, estão sujeitos aos seguintes estresses: campo elétrico aplicado, gradientes de
temperatura no cabo, variações de temperatura ambiente e umidade. A atuação combinada
destes estresses pode levar a degradação da isolação do cabo, apesar da excelente estabilidade
térmica e elevada rigidez dielétrica.
Um dos principais fenômenos de degradação que atua nos cabos isolados são
as arborescências, conhecido também pela expressão “treeing”. Este fenômeno tem como causa principal a influência de campo elétrico e umidade, ocasionando ruptura elétrica parcial do
sistema dielétrico. O processo de deterioração da rigidez dielétrica apresenta caminhos que se
assemelham as árvores. Após o início do fenômeno, muitas vezes, este processo pode durar
anos até que se rompa o dielétrico, perdendo assim sua capacidade de isolação [14].
Segundo [13], as arborescências podem ser classificadas em três categorias:
elétrica, “water trees” e a eletroquímica.
A arborescência elétrica, denominada de “electrical tree”, desenvolve-se normalmente em falhas do sistema dielétrico sob campo elétrico intenso e são acompanhados
pelo processo de ionização e descargas parciais. A “electrical tree” propaga-se por canais vazios dentro do dielétrico, devido à decomposição do material.
Na figura 3.1 apresenta uma degradação realizada por arborescência elétrica
em cabo com isolação XLPE, antes da ruptura da rigidez dielétrica.
Figura 3.1 – Arborescência elétrica.
Capítulo 3
17
A arborescência em água, também chamada de “water tree”, ocorre a partir da
influência de uma gradiente elétrico combinado com a penetração de umidade em caminhos
estreitos. A “water tree” pode ser visível e a deterioração apresenta-se de forma difusa e temporária, parecendo com árvores.
Segundo [13], quando a energia que alimenta a evolução de uma “water tree” é
retirada ou a fonte de umidade é eliminada, a maioria da água injetada difunde-se e evapora, e
a arborescência desaparece. Esse desaparecimento indica que os caminhos da arborescência
são fechados com a retirada da umidade, pois, caso contrário, ficariam ainda mais visíveis
quando a água fosse substituída por ar.
Na figura 3.2 apresenta os pontos de falhas de “water tree” na isolação de cabos de média tensão.
Figura 3.2 – Estrutura do “water tree”.
A “water tree” pode ser subdivida em duas categorias: “Bow-tie tree” e “Vented tree”. Este último, formado por canais longos e estreitos, a degradação é iniciada pela superfície da isolação, através de uma imperfeição ou concentração de gradiente elétrico, podendo causar a ruptura do dielétrico sem decompor sua estrutura externa enquanto progride. O
“bow-tie tree” em forma de gravata de borboleta, inicia-se no interior do volume da isolação,
devido à presença de impurezas e vazios, propagando-se lateralmente e em direções opostas,
ao longo das linhas do campo elétrico.
Capítulo 3
18
Na figura 3.3 apresenta a degradação da isolação por “bow-tie tree”.
Figura 3.3 – Falha na isolação por “bow-tie tree”.
Na figura 3.4 apresenta a degradação da isolação por “vented tree”.
Figura 3.4 – Evolução do fenômeno “vented tree”.
No caso, o “bow-tie tree” leva a uma degradação lenta e geralmente não leva o
cabo a falhar em serviço, devido à baixa concentração de umidade no interior da isolação.
Porém, o “vented tree” realiza uma degradação de com maior intensidade, reduzindo a estabilidade do dielétrico até a perfuração da isolação, com isso inicia a conversão de um “water
tree” em um “electrical tree”.
Capítulo 3
19
Na figura 3.5 apresenta a evolução de um fenômeno “vented tree” até a conversão em “eletrical tree”. Com isso, houve descargas parciais, ocasionando o rompimento do
sistema dielétrico.
Figura 3.5 – Descargas parciais em cabos de média tensão.
Por último, a arborescência eletroquímica é causada pela contaminação química, devido à migração dos produtos da corrosão do condutor, podendo ser também pela migração da umidade, contendo na água íons solúveis.
A penetração de água pelo condutor e pela blindagem ocasiona um envelhecimento acelerado, ocasionando uma degradação da rigidez dielétrica. Portanto, os equipamentos utilizados para transporte de energia de média tensão que devam operar em contato com a
água ou em ambientes úmidos, devem ser especificados uma construção bloqueada. No caso
de isolação de XLPE é necessário a adição de retardantes em arborescência na base polimérica, melhorando a estabilidade do sistema dielétrico quando em contato com água. Já cabos
com isolação em EPR são muito menos susceptíveis ao fenômeno “treeing”[4].
Capítulo 3
20
Segundo [13], ressalta que o fenômeno “treeing” não é o maior causador de
falhas em cabos subterrâneos. Cerca de 90% dos defeitos se dão por causas mecânicas, sendo
que dentro dos 10% restantes muitos defeitos estão localizados nas emendas e terminações e a
maioria deles tem causas não perfeitamente determinadas, entre os quais se inclui o “treeing”.
A figura 3.6 apresenta a realização de uma emenda em cabo subterrâneo, faltando a reconstituição da blindagem da isolação e a cobertura.
Figura 3.6 – Emenda em cabo de média tensão.
3.2. ESAIOS DOS DIELÉTRICOS ATES E APÓS A ISTALAÇÃO
As condições gerais para o ensaio de tensão no dielétrico para cabos de energia
são baseadas nas recomendações das normas de fabricação e experiências de concessionárias
de energia elétrica adquirida ao longo do tempo.
No teste de um circuito subterrâneo, após a sua instalação e antes da sua entrada em serviço, deve-se verificar sua confiabilidade no que se refere à instalação propriamente
dita e à montagem dos acessórios (emendas e terminais). Com isto, garante-se o seu desempenho perante todo o sistema elétrico a ele associado. Este teste consiste em dois ensaios para
detecção de falhas. Primeiro, o ensaio de medição da resistência de isolamento do condutor.
Segundo, o ensaio de tensão de corrente contínua (CC) aplicada entre o condutor e a blindagem metálica.
Capítulo 3
21
Por outro lado, a experiência nacional e internacional das concessionárias de
energia elétrica tem demonstrado que testes consecutivos e prolongados, durante o período de
vida ativa dos cabos, levam a um envelhecimento precoce do dielétrico.
Segundo [3], adota-se principalmente ensaio em corrente contínua, pois este
está condicionado aos seguintes fatores:
•
Os ensaios com tensão alternada (Vca) exigem equipamentos de grandes
dimensões e alto custo, devido a necessidade de grandes potências.
•
Os ensaios com tensão alternada, em cabos longos, produzem altos valores
de corrente de carga.
•
Os ensaios com corrente contínua (CC) são menos destrutivos do que os de
corrente alternada.
•
Os ensaios com corrente contínua são previstos nas Normas dos Cabos de
Potência.
Os cabos de média tensão deverão inicialmente passar no teste de medição da
resistência de isolamento, através da injeção de corrente contínua com megômetro de tensão
entre 500V e 5.000V, pelo período de 1 a 5 minutos. Os resultados obtidos, Rmed, neste teste
deverão ser comparados com o nível de isolação estabelecido pela norma específica de cada
tipo de isolação. Após a aprovação deste teste, deve-se iniciar o ensaio de tensão aplicada
[11].
O ensaio da resistência de isolamento tem a finalidade de verificar a integridade da isolação do cabo, utilizando o resultado como parâmetro para indicar a suportabilidade
do tensão aplicada no ensaio posterior.
A tensão de isolamento do condutor é fornecida pelo fabricante da seguinte
forma: valor eficaz da tensão entre condutor e a terra ou blindagem da isolação (Vo) e valor
eficaz da tensão entre condutores isolados (V).
O cabo ou o circuito, incluindo os acessórios, imediatamente antes da sua entrada em serviço, deverão ser submetidos à tensão de ensaio em corrente contínua, especificada na Tabela 3.1, continuamente, durante 15 minutos.
Capítulo 3
22
Tabela 3.1 – Ensaios após a instalação.
Tensão de isolamento do condutor
(Vo/V kV)
3,6/6
6/10
8,7/15
12/20
15/25
20/35
Tensão de ensaio
(kV – CC)
21
29
42
58
72
96
No entanto, caso o tempo total das aplicações atingir 30 minutos, devido às
falhas no cabo ou acessórios, o tempo de aplicação dos eventuais ensaios subseqüentes deve
ser reduzido a 5 minutos. Os ensaios em corrente contínua aplicados com isolação extrudada,
principalmente de instalações antigas, podem causar o seu envelhecimento precoce. Nestes
casos, é recomendado que os circuitos sejam testados através de sua energização sem carga,
por um período de 24 horas.
No caso em que o condutor ou circuito subterrâneo for retirado de serviço para
reparos ou para expansão do sistema, muitas vezes se deseja testar a sua confiabilidade antes
de sua re-energização. Este tipo de teste serve para detectar possíveis defeitos incipientes causados durante a manutenção ou aumento da rede, ou mesmo constatar a manipulação imprópria tanto no lançamento como na montagem de acessórios, assegurando as condições de serviços futuro.
Existem também, os testes chamados de ensaios de manutenção, que são efetuados após a entrada em serviço dos condutores aplicados diretamente no solo em qualquer
época de sua vida. Os ensaios de manutenção constituem, em algumas concessionárias de
energia elétrica, uma rotina periódica para assegurar de modo preventivo a confiabilidade de
suas linhas subterrâneas de distribuição primária.
Um ensaio pode produzir ou precipitar um defeito que jamais ocorreria se o
dielétrico não fosse solicitado por tensões elevadas. Por outro lado, um ensaio preventivo elimina, em momento conveniente, os defeitos incipientes que poderiam ocorrer durante a operação normal do sistema, provocando transtornos e perdas monetárias.
Os ensaios de alta tensão em cabos de energia, de maneira geral, são utilizados
a partir da tensão de isolamento de 3,6/6 kV, salvo condições especiais que os justifiquem.
Não existe normas ou padrões que estipulem valores para as tensões/tempo para ensaios durante o período de vida ativa dos cabos. No entanto, existem filosofias de usuários de condutores elétricos para tal procedimento. Um método utilizado é o de aplicar o equivalente de
Capítulo 3
23
corrente contínua da tensão nominal, ou seja, 2,4 vezes a tensão nominal à temperatura de
25°C, de acordo com a Tabela 3.2, durante 5 minutos consecutivos.
Tabela 3.2 – Ensaios de manutenção.
Tensão de isolamento do
condutor (Vo/V kV)
3,6/6
6/10
8,7/15
12/20
15/25
20/35
Capítulo 3
Tensão de ensaio CC
(kV)
8,5
14,5
21
29
36
48
24
4 APLICAÇÃO DOS ESAIOS EM RDS
4.1. METODOLOGIA DOS ESAIOS
Segundo [5], os ensaios de resistência de isolação são realizados utilizando o
megohmetro. Durante o procedimento deste teste, aplica-se entre o condutor e a isolação, uma
alta voltagem em corrente contínua que causará um pequeno fluxo de corrente. A quantidade
de corrente depende da quantidade de voltagem aplicada, podendo ser entre 500V e 5000V,
da capacitância do sistema, da resistência total e da temperatura do material.
A resistência medida (Rmed) será a soma da resistência interna do condutor
mais a resistência de isolação. Esta resistência de isolação lida será em função das correntes
de fuga. A Rmed deverá ser maior que a resistência de referência (Rf) estabelecida pelo fabricante e pela norma do cabo de isolação específica.
O ensaio em circuito instalado é efetuado no comprimento total do lance, à
temperatura ambiente. Para realizar a medição corretamente, deverá ser conectado o terminal
de tensão do equipamento no condutor, o qual deve estar com a polaridade negativa, no intervalo de tempo maior que 1 minuto e inferior a 5 minutos, desde que se obtenha uma leitura
estável.
Na Figura 4.1 é apresentado a ligação de um megôhmetro em um condutor de
média tensão para medição da resistência de isolamento.
Figura 4.1 – Ensaio de resistência elétrica.
Capítulo 4
25
A partir de [14], para temperatura ambiente de 20°C, a resistência de referência (Rf) é
calculada de acordo com a equação (4.1).
D
Ki × log( )
d
Rf =
l
(4.1)
Onde:
Rf – Resistência de isolamento (Ω);
Ki – Constante de isolamento (Ω.km);
D – Diâmetro nominal sobre a isolação (mm);
d – Diâmetro nominal sob a isolação (mm);
l – Comprimento do condutor (km)
No entanto, o resultado calculado da resistência de isolamento (Rf), em temperatura do meio diferente de 20°C, deve ser reajustado utilizando fatores de correção para a
temperatura na qual o teste será realizado de acordo com a norma da isolação de cada cabo.
Nas figuras 4.2 e 4.3 são apresentados a aplicação do equipamento.
Figura 4.2 – Megohmetro realizando a medição.
Figura 4.3 – Locais de ligação no cabo
de média tensão.
No ensaio de tensão aplicada em cabos unipolares, deve realizar o teste entre o
condutor e a blindagem metálica aterrada, tendo antes interligado a esta qualquer eventual
revestimento metálico componente do cabo, conforme apresentado pela figura 4.4. Nos cabos
de três condutores, a tensão de ensaio deve ser aplicada entre cada condutor individualmente e
Capítulo 4
26
a sua blindagem. Deve ser notado que as três fases devem ser ensaiadas e que os ensaios são
fase-terra [5].
Figura 4.4 – Ensaio de tensão aplicada.
Durante o teste, a tensão deverá ser aplicada continuamente, com aumento gradativo e uniforme a uma taxa aproximadamente de 1 kV por segundo, de tal forma que a tensão máxima de ensaio seja atingida em não menos de 10 e não mais de 60 segundos. Quando
a tensão máxima de ensaio for atingida, deve-se tomar leitura da corrente de fuga a cada minuto até o término do ensaio, para que se possa avaliar os resultados.
Ao final do teste em corrente contínua, a tensão deve ser reduzida a zero, porém, uma tensão residual permanece e, portanto, o cabo deve ser adequadamente aterrado
após a realização do ensaio por um período no mínimo igual a duas vezes o tempo de duração
do teste e depois conectado ao sistema para ser colocado em operação [3].
Nas figuras 4.5 e 4.6 são apresentados as ligações do equipamento e o painel de
comando do HIPOT.
Figura 4.5 – Ligações do HIPOT.
Figura 4.6 – Painel de comando do
HIPOT.
Capítulo 4
27
No entanto, quando houver a reprovação em algum dos dois testes, faz-se necessário a detecção exata do lugar da falha para a realização de reparos ou substituição do
circuito em caso extremo. Para isto, é utilizado um gerador de impulso que é conectado em
uma das extremidades do condutor que emite uma onda eletromagnética, ou seja, uma descarga capacitiva, a fim de provocar um arco no lugar da falha que possa ser ouvido por um detector acústico, conforme apresentado pela figura 4.7.
Figura 4.7 – Gerador de impulso com detector acústico para localização de falhas.
O princípio deste método consiste no gerador de ondas descarregar bruscamente seu grupo de capacitores no cabo com defeito. Essa onda de choque viaja pelo cabo até o
defeito. Toda a energia da onda de choque é descarregada no defeito sob forma de um arco
elétrico. O som produzido pelo arco é captado por um microfone de solo (Geofone). Este som
é amplificado antes de ser enviado aos fones de ouvido. Com isso, quanto mais perto estiver o
Geofone do defeito, mais forte será o som.
Deve-se levar em consideração que quanto mais fundo estiver enterrado o cabo, mais fraco é o som na superfície. No caso de o defeito se encontrar no interior de uma
emenda que não estourou, estiver submerso, ou principalmente, sob lama densa, ocorre uma
blindagem acústica que torna difícil a escuta.
Este método é utilizado em parques eólicos com instalação de circuitos direto
no solo. No entanto, não é recomendado à aplicação deste procedimento em instalações que
utilizam dutos, devido ao som do arco ser canalizado para as duas extremidades dos dutos.
Além disso, não se deve enviar ondas de choque sobre defeitos a terra em cabos sem blindagem pois, nesse caso, não se conhece o percurso de volta das correntes, com isso, pode-se
produzir um aumento de potencial nos acessórios ou em todas as partes metálicas [10].
Capítulo 4
28
O roteiro de testes em circuitos subterrâneos aplicados em usinas eólicas pode
ser exemplificado através do fluxograma apresentado na figura 4.8.
Figura 4.8 – Fluxograma para realização dos testes.
4.2 APRESETAÇÃO DE RESULTADOS DE ESAIOS EM UM PARQUE MODELO
Um parque modelo, cujo nome é JS Wind, será utilizado em um estudo de caso
visando exemplificar na prática os procedimentos realizados em campo. A rede interna de
distribuição subterrânea possui o nível de tensão de 34,5kV. Esta RDS de 34,5kV tem a função de transportar a energia gerada pelos aerogeradores (AG’s) até a subestação elevadora
(SE) 34,5/230kV.
A usina eólica tem 24 aerogeradores com 2,1MW de potência nominal individual os quais são interligados em paralelos, através da RDS. O parque possui a rede elétrica
dividida em três alimentadores primário, cada um composto por oito aerogeradores.
As principais características da rede subterrânea de distribuição são descritas
na tabela 4.1.
Tabela 4.1 – Descrição da RDS do JS Wind.
Capítulo 4
29
Tipo construtivo
Tensão primária de distribuição
Fator de Potência
Número de aerogeradores(AG’s)
Fator de Capacidade de Projeto (FC)
Número de alimentadores
Cabo condutor
Potência Instalada por 08 AG’s
Extensão Total dos Circuitos
Potência Instalada
subterrâneo
34,5kV
0,92 indutivo à 0,99 capacitivo
24
45,55%
3
Alumínio com isolação em XLPE
16,8MW (306A)
9.805 metros
50,4MW
Os alimentadores são enterrados diretamente no solo em valas que acompanham paralelamente as vias internas de acesso ao parque. Estas valas estão em alguns trechos
na borda da via e outros pontos na própria via devidos aos problemas com erosão. A distância
mínima entre os circuitos é de 1,5 metros com exceção na chegada na subestação elevadora
SE 34,5/230 kV.
Cada aerogerador (AG) produz energia com nível de tensão de 600V, tendo sua
tensão elevada para 34,5 kV através de subestações unitárias de distribuição, com transformadores elevadores de 0,6/34,5 kV cuja potência nominal é de 2,0 MVA. Os 24 aerogeradores
são agrupados em três circuitos primários radiais simples (alimentadores) na tensão de 34,5
kV, três alimentadores compostos por 8 máquinas.
A rede de distribuição primária, composta por 03 alimentadores, é subterrânea
com cabos diretamente enterrados no solo, tipo de isolação XLPE, fio de alumínio, bloqueado
contra propagação longitudinal de água e de tensão de 20/35 kV. Como critério de projeto
para a rede de distribuição primária interna foi estabelecido o uso de três diferentes secções de
condutores de alumínio. Os cabos de 150mm² de secção serão destinados a trechos com até 04
máquinas em série, os cabos de 240mm² de secção são destinados aos trechos de 05 à 07 máquinas em série, cabos de 400mm² de secção são utilizado em trechos de 07 à 08 máquinas em
série. O trajeto dos circuitos da RDS obedece aproximadamente ao trajeto das estradas interna
do parque eólico, exceto alguns pontos onde isso não foi possível.
A figura 4.9 apresenta o cabo de média tensão de secção de 150mm², alumínio,
sem a blindagem da isolação e a cobertura, utilizado na RDS do parque eólico.
Capítulo 4
30
Figura 4.9 – Cabo de média tensão sem a blindagem da isolação e a cobertura.
O sistema de aterramento do parque é todo interconectado. Juntamente com o
cabo de força foi lançado na vala o cabo de cobre nu de 70mm² de secção, onde fora realizada
a conexão das malhas de aterramento da SE, dos aerogeradores e do transformador de pedestal.
Os cabos de média tensão são conectados ao transformador pedestal através de
terminações chamadas desconectáveis. Ademais, devido a grandes extensões de alguns circuitos e da secção dos cabos utilizados, não foi possível a fabricação de trechos de cabos únicos
para ligar a SE até as primeiras máquinas de cada circuito. Com isso foram feitas algumas
emendas para conexão dos mesmos, descritas através da tabela 4.2.
Tabela 4.2 – Descrição da RDS do JS Wind
N° do circuito
Circuito 1
Circuito 2
Circuito 3
Capítulo 4
Secção do Cabo
400mm²
400mm²
400mm²
400mm²
400mm²
400mm²
400mm²
Quantidade
de Emenda
18
1
2
9
2
3
1
Local da Emenda
SE – AG08
Em frente ao AG16
Entre AG18 e AG19
SE – AG16
Em frente ao AG17
SE – AG19
SE – AG19
Fase Atingida
ABC
C
BeC
ABC
A
ABC
B
31
A figura 4.10 apresenta a disposição de todos os circuitos do JS Wind através
de um diagrama unifilar com locação geral de todos aerogeradores no formato A3. Além disso, as figuras 4.11, 4.12 e 4.13 apresentam respectivamente os diagramas unifilar dos alimentadores 01, 02 e 03.
A tabela 4.3 apresenta um resumo de todos os circuitos com a distância de cada
ramal, incluindo as quedas de tensões e as perdas elétricas esperadas, de acordo com a secção
de cada cabo, levando em consideração o tipo de instalação. Os Apêndices A, B e C apresentaram cálculos respectivamente da ampacidade, de queda de tensão e das perdas elétricas.
Capítulo 4
32
Capítulo 4
33
Capítulo 4
34
Capítulo 4
35
Capítulo 4
36
Tabela 4.3 – Parque eólico JS Wind
Trecho
Cabo
(Bitola)
AG01 – AG02
AG02 – AG03
AG03 – AG04
AG04 – AG05
AG05 – AG06
AG06 – AG07
1 AG07 – AG08
AG08 – SE
AG09 – AG10
A AG10 – AG11
L AG11 – AG12
I AG12 – AG13
M AG13 – AG14
AG14 – AG15
2 AG15 – AG16
AG16 – SE
AG17 – AG18
A AG18 – AG19
L AG19 – AG20
I AG20 – AG21
M AG21 – AG22
AG22 – AG23
3 AG23 – AG24
AG24 – SE
150mm²
150mm²
150mm²
150mm²
240mm²
240mm²
240mm²
400mm²
150mm²
150mm²
150mm²
150mm²
240mm²
240mm²
240mm²
400mm²
150mm²
150mm²
150mm²
150mm²
240mm²
240mm²
240mm²
400mm²
A
L
I
M
Comprimento
No trecho Acumulado
(km)
(km)
0,190
0,185
0,192
0,686
0,187
0,569
0,147
0,716
0,805
1,521
0,190
0,184
0,186
0,368
2,895
4,837
0,188
0,188
0,498
0,686
0,185
0,871
0,188
1,059
0,185
1,244
0,190
1,434
0,186
1,620
1,584
3,204
0,185
0,185
0,197
0,382
0,185
0,567
0,173
0,740
0,193
0,933
0,186
1,119
0,187
1,306
0,503
1,809
Geração
Potência Corrente
(MW)
(A)
2,10
38,20
4,20
76,40
6,30
114,60
8,40
152,80
10,50
191,00
2,10
38,20
4,20
76,40
16,80
305,60
2,10
38,20
4,20
76,40
6,30
114,60
8,40
152,80
10,50
191,00
12,60
229,20
14,70
267,40
16,80
305,60
2,10
38,20
4,20
76,40
6,30
114,60
8,40
152,80
10,50
191,00
12,60
229,20
14,70
267,40
16,80
305,60
Quantidade de cabo por secção:
Cabo de 150mm² - AL - XLPE = 7,545 km
Cabo de 240mm² - AL - XLPE = 6,924 km
Cabo de 400mm² - AL - XLPE = 14,946 km
Capítulo 4
Tensão
F.P.
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
34,50
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
Queda de Tensão
No Trecho Acumulado
(%)
(%)
0,0137
0,0137
0,0277
0,0414
0,0417
0,0831
0,0424
0,1255
0,1929
0,3184
0,0546
0,3730
0,0624
0,4354
0,7896
1,225
0,0136
0,0136
0,0720
0,0856
0,0401
0,1257
0,0543
0,1800
0,0443
0,2243
0,0546
0,2789
0,0624
0,3413
0,4321
0,7734
0,0134
0,0134
0,0285
0,0419
0,0380
0,0799
0,0500
0,1299
0,0462
0,1761
0,0534
0,2295
0,0627
0,2922
0,1372
0,4294
Perdas Elétricas
No Trecho(kV)
Acumulado(kW)
Max
Med
Max
Med
0,2880
0,0698
0,2880 0,0698
1,1640
0,2821
1,452
0,3519
2,5507
0,6183
4,0027 0,9702
3,5646
0,8641
7,5673 1,8343
18,7480
4,545
26,3153 6,3793
6,3719
1,5445 32,6872 7,9238
8,4904
2,058
41,1776 9,9818
112,337 27,230 153,514 37,211
0,2849
0,0691
0,2849 0,0691
3,0190
0,7318
3,3039 0,8009
2,5234
0,6117
5,8273 1,4126
4,5588
1,1051 10,3861 2,5177
4,3086
1,0444 14,6947 3,5621
6,3720
1,5446 21,0667 5,1067
8,4904
2,0581 29,5571 7,1648
61,4657 14,899 91,0228 22,064
0,2804
0,068
0,2804 0,0680
1,1943
0,289
1,4747 0,3575
2,5234
0,611
3,9981 0,9692
4,1951
1,0169
8,1932 1,9861
4,4949
1,0896 12,6881 3,0757
6,2379
1,5121 18,9260 4,5878
8,5361
2,0691 27,4621 6,6569
19,5185 4,7313 46,9806 11,388
37
Os testes dos cabos de média tensão do Parque JS Wind, com tensão de isolamento de 20/35 kV, foram realizados de duas formas. Primeiro, o ensaio da resistência ôhmica do isolamento dos condutores, através do equipamento megôhmetro, com aplicação de 5
kV durante o intervalo de 5 minutos. Segundo, o ensaio de tensão aplicada, na qual foi utilizado do equipamento hipot, aparelho para ensaio de tensão aplicada, com aplicação de 96 kV
em corrente contínua.
O resultado calculado da resistência de isolamento de referência (Rf), tomará
como base a constante de isolamento (Ki) igual a 3.700 MΩ e coeficiente de temperatura do
fabricante do cabo de 1,23. Também adotou-se concomitantemente a tabela de fator de correção da resistência de isolamento em função da temperatura da norma para cabos de potência
com isolação XLPE (NBR-7287).
Na tabela 4.4 são apresentados uma faixa de fatores para correção das resistências de isolamento em função da temperatura extraído da norma NBR-7287.
Tabela 4.4 – Fatores de correção de Rf.
Temperatura (°C)
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Capítulo 4
1,15
1,00
1,15
1,32
1,52
1,75
2,01
2,31
2,66
3,06
3,52
4,05
4,65
5,35
6,15
7,08
8,14
9,36
10,76
12,38
14,23
16,37
1,16
1,00
1,16
1,35
1,56
1,81
2,10
2,44
2,83
3,28
3,80
4,41
5,12
5,94
6,89
7,99
9,27
10,75
12,47
14,46
16,78
19,46
1,17
1,00
1,17
1,37
1,60
1,87
2,19
2,57
3,00
3,51
4,11
4,81
5,62
6,58
7,70
9,01
10,54
12,33
14,43
16,88
19,75
23,11
Coeficiente/°C
1,18
1,19
1,20
1,00
1,00 1,00
1,18
1,19
1,20
1,39
1,42
1,44
1,64
1,69
1,73
1,94
2,01
2,07
2,29
2,39
2,49
2,70
2,84
2,99
3,19
3,38
3,58
3,75
4,02
4,30
4,44
4,79
5,16
5,23
5,69
6,19
6,18
6,78
7,43
7,29
8,06
8,92
8,60
9,60 10,70
10,15 11,42 12,84
11,97 13,59 15,41
14,13 16,17 18,49
16,67 19,24 22,19
19,67 22,90 26,62
23,21 27,25 31,95
27,39 32,43 38,34
1,21
1,00
1,21
1,46
1,77
2,14
2,59
3,14
3,80
4,59
5,56
6,73
8,14
9,85
11,92
14,42
17,45
21,11
25,55
30,91
37,40
45,26
1,22
1,00
1,22
1,49
1,82
2,22
2,70
3,30
4,02
4,91
5,99
7,30
8,91
10,87
13,26
16,18
19,74
24,09
29,38
35,85
43,74
53,36
1,23
1,00
1,23
1,51
1,86
2,29
2,82
3,46
4,26
5,24
6,44
7,93
9,75
11,99
14,75
18,14
22,31
27,45
33,76
41,52
51,07
62,82
38
Os resultados dos testes serão expostos em três tabelas de acordo com a temperatura ambiente e a umidade relativa do ar, no horário da realização do ensaio para cada circuito. Na tabela 4.5, estão dispostos os resultados do Alimentador 1. Na tabela 4.6, estão dispostos os resultados do Alimentador 2. Na tabela 4.7, estão dispostos os resultados do alimentador 3.
Tabela 4.5 – Resultado dos Testes do Alimentador 1.
Circuito
AG01↔AG02
AG02↔AG03
AG03↔AG04
AG04↔AG05
AG05↔AG06
AG06↔AG07
AG07↔AG08
AG08↔SE
Capítulo 4
Fase
Ensaio de
Tensão
Aplicada
(mA)
Ensaio de
Resistência
Isolamento
(Rmed) – (Ω)
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
705.000M
939.000M
971.000M
512.000M
663.000M
827.000M
1.020.000M
1.350.000M
1.100.000M
725.000M
853.000M
962.000M
100.000M
120.400M
80.140M
1.290.000M
1.440.000M
723.000M
2.180.000M
1.390.000M
781.000M
10.000M
12.400M
8.140M
Temperatura
Ambiente
(ºC)
Umidade
Relativa
do Ar (%)
Resistência
de Isolamento
Mínima
(Rf) – (Ω)
30,5
60,5
70.953M
32,6
61,7
106.222M
28,6
71,0
47.617M
28,4
68,5
60.575M
33,3
65,0
28,2
67,8
39.236M
27,3
70,0
32.611M
32,0
65,0
3.984M
26.085M
39
Tabela 4.6 – Resultado dos Testes do Alimentador 2.
Circuito
AG09↔AG10
AG10↔AG11
AG11↔AG12
AG12↔AG13
AG13↔AG14
AG14↔AG15
AG15↔AG16
AG16↔SE
Capítulo 4
Fase
Ensaio de
Tensão
Aplicada
(mA)
Ensaio de
Resistência
Isolamento
(Rmed) – (Ω)
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
872.000M
1.970.000M
1.330.000M
877.000M
1.410.000M
572.000M
614.000M
921.000M
740.000M
916.000M
909.000M
700.000M
588.000M
545.000M
1.230.000M
1.130.000M
1.190.000M
935.000M
1.790.000M
1.800.000M
1.200.000M
8.620M
12.400M
10.900M
Temperatura
Ambiente
(ºC)
Umidade
Relativa do
Ar (%)
Resistência de
Isolamento
Mínima
(Rf) – (Ω)
34,0
65,0
133.414M
30,6
67,8
27.070M
32,9
61,2
110.241M
32,9
62,6
108.482M
28,2
68,3
40.296M
35,0
52,3
110.518M
31,7
63,3
74.620M
32,0
65,0
7.281M
40
Tabela 4.7 – Resultado dos Testes do Alimentador 3.
Circuito
AG17↔AG18
AG18↔AG19
AG19↔AG20
AG20↔AG21
AG21↔AG22
AG22↔AG23
AG23↔AG24
AG24↔SE
Fase
Ensaio de
Tensão
Aplicada
(mA)
Ensaio de
Resistência
Isolamento
(Rmed) – (Ω)
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
519.000M
1.580.000M
147.000M
1.190.000M
617.000M
1.170.000M
743.000M
549.000M
870.000M
725.000M
853.000M
962.000M
545.000M
588.000M
712.000M
552.200M
563.100M
706.900M
512.500M
536.700M
619.400M
24.100M
23.500M
32.800M
Temperatura
Ambiente
(ºC)
Umidade
Relativa
do Ar (%)
Resistência de
Isolamento
Mínima
(Rf) – (Ω)
27,9
71,0
39.163M
28,5
69,0
45.200M
32,5
61,0
110.241M
32,0
61,0
81.612M
32,0
61,0
73.155M
32,0
61,0
75.908M
31,7
63,3
75.502M
32,0
65,0
22.931M
Os resultados da medição da resistência de isolação (Rmed) superior ao resultado calculado de referência (Rf) habilita o circuito ao teste de tensão aplicada, indicando que
o cabo de energia poderá suportar gradiente de potencial desejado.
Após a aprovação do ensaio com o megohmetro, através do hipot, foi aplicada
uma tensão em corrente contínua conforme a tabela 3.1, observando-se nenhuma sobrecorrente nos circuito ensaiados, ou seja, não foi detectada ruptura da isolação durante o teste, certificando
Capítulo 4
confiabilidade
aos
circuitos
para
entrar
em
operação.
41
5 Conclusão
Neste trabalho é apresentado o embasamento teórico e um estudo de caso de
comissionamento de rede subterrânea em sistema de distribuição de um parque eólico. Como
exemplo de aplicação de ensaios da rede de distribuição, é apresentado um estudo de caso de
implantação em um parque modelo, JS WIND, que foi instalado no estado do Ceará.
Os ensaios de cabos de média tensão subterrâneos são responsáveis por
determinar a confiabilidade do sistema de distribuição de energia de forma a atender critérios,
tais como nível de isolação, continuidade e segurança, deixando-os de acordo com padrões
normatizados e visando perdas monetárias das usinas geradoras através de lucros cessantes.
Quando um sistema de distribuição subterrânea é construído sem atender os
pré-requisitos devidos, ele pode vir a entrar em operação de forma inadequada. Isso acarreta
riscos para as pessoas que trabalham no sistema elétrico e causa restrições à operação. Ao ser
necessário uma intervenção na rede subterrânea, cada circuito a ser alterado deve passar por
um novo comissionamento a fim de garantir a confiabilidade do sistema. Caso essa exigência
não seja atendida, fica o sistema exposto a possíveis falhas, causando perda de produtividade
para as usinas eólicas que tem sua atividade produtiva paralisada.
O comissionamento do sistema distribuição subterrânea apresentado beneficia
diretamente os parques eólicos que geram energia elétrica, os profissionais das áreas de
operação e manutenção do sistema, permitindo um menor tempo para a restauração dos
serviços, além de reduzir o custo operacional, contribui para a melhoria dos índices de
qualidade do serviço e confiabilidade do sistema.
Como proposta de trabalho futuro, pode-se sugerir estudos de ensaios de RDS
através de corrente alternada de VLF (“Very low frequence”), com baixa frequência, devido a
menor degradação do cabo ensaiado. Além disso, análise financeira ao se evitar os lucros
cessantes em parques eólicos.
Além dos benefícios supracitados, este trabalho proporcionou a oportunidade
de aprofundar os conhecimentos adquiridos nas disciplinas do curso de Engenharia Elétrica,
contribuindo para a consolidação dos meus conhecimentos, através de uma necessidade da
Empresa.
Conclusão
42
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Disponível na URL: http://www.prysmianclub.com.br/revista/PClub_12, acessada dia
30/04/2010.
[2] Silva, G. C. “Descargas parciais estimuladas por raios-x contínuo e pulsado em materiais
dielétricos: similaridades e diferenças”, Universidade Federal do Paraná, 2005, 165p.
[3] M. D. Texeira, Cabos de Energia: cabos elétricos, Artliber, 2. Ed., São Paulo, BRA, 2004.
[4] G. C. Silva, E. L. Leguenza, J. V. Gulmine, M. Munaro, J. Tomioka, e M.L. Moraes,
“Uma estimativa do perfil de degradação da isolação em XLPE de cabos de potência
utilizados na rede subterrâneas da CEB”, apresentado na CITENEL, Brasília, BRA,
novembro, 2001.
[5] Fluke, Teste de resistência de isolação, Vortex Equipamentos Ltda.
[6] T. Heinhold, Cables y conductores para transporte de energia, Dossat, 2. Ed.,Madrid,
1982.
[7] J. Mamede Filho, Manual de equipamentos elétricos, 3. Ed., Rio de Janeiro, BRA, 2005.
[8] A. J. Pansini, Electrical distribution enginneering, 2. Ed., Oklahoma, USA, 1991.
[9] Queiroz, L. G. “Análise regulatória de alternativas para distribuição de energia elétrica na
rede primária em áreas urbanas”, Universidade Salvador, 2003, 167p.
[10] F. O. Texeira, Localização de falhas em cabos de potência, apresentado no Encontro da
Light, Rio de Janeiro, BRA.
[11] Disponível na URL: http://www.reativa.com/index.php?id_pagina=187, acessada dia
15/05/2010.
[12] A. P. Corrêa, J. P. Borges, L. R. Nogueira, “Rede de distribuição subterrânea de energia
elétrica”, apresentado no XIII INIC, São Paulo, BRA, outubro, 2009.
Referências Bibliográficas
43
[13] J. J. A. de Paula, “Cabo de média tensão – processos de isolação”, apresentado no X
JICABLE, Alagoas, BRA, outubro, 2009.
[14] G. T. Laskoski, “Conceitos fundamentais sobre condutores elétricos”, Centro Federal de
Educação Tecnológico do Paraná, 2006, 30p.
[15] B. N. Bressan, “Desenvolvimento de Sistema e Metodologia Para Avaliar a Influência da
Temperatura em Medidas de Tensão de Retorno em Cabos Isolados em XLPE”, Universidade
Federal do Paraná, 2006, 62p.
[16] G. Velasco, “Arborização viária versus sistema de distribuição de energia elétrica:
avaliação dos custos, estudo das podas e levantamento de problema fitotécnicos”,
Universidade de São Paulo, 2003, 117p.
[17] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 5410 - Instalações elétricas de
baixa tensão.
[18] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 6813 – Ensaio de resistência de
isolamento.
[19] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 7286 – Cabos de potência com
isolação extrudada de borracha etilenopropileno (EPR) para tensões de 1 kV a 35 kV Requisitos de desempenho.
[20] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 7287 – Cabos de potência com
isolação extrudada polietileno reticulado (XLPE) para tensões de 1 kV a 35 kV - Requisitos
de desempenho.
[21] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 14039 – Instalações elétricas de
média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV.
[22] Associação Brasileira de Normas Técnicas, ABNT NBR 6251 – Cabos de potência com
isolação extrudada para tensões de 1 kV a 35 kV – Requisitos Construtivos.
Referências Bibliográficas
44
APÊDICE A
DIMESIOAMETO DOS CODUTORES DE CADA CIRCUITO
A.1 DEFIIÇÃO DOS CABOS PELA AMPACIDADE
A.1.1. Premissas:
· Cabos enterrados diretamente no solo;
· Configuração dos alimentadores: trifólio;
· Número de circuitos por vala: 1 alimentador;
· Dimensões da vala:
a) Profundidade: 1,0 metro
b) Largura máxima: 0,5 metro
· Afastamento entre circuitos: mínimo de 1,5m excetuando na chegada da SE;
· Número de aerogeradores por alimentador primário de distribuição: 08;
· Temperatura do solo a 1,0 metro de profundidade: aproximadamente 30°C;
· Fator de correção de temperatura de 20°C para 30°C (FT): 0,93
· Fator de correção por agrupamento (FA): 1 (para cabos dispostos em trifólio, com um
alimentador por vala - NBR14039);
· Resistividade térmica do solo: 1,5 K.m/W
· Corrente nominal(In) por aerogerador em 34,5 kV: 38,2A
· Corrente maxima (Imax) por alimentador: 305,6A
· Fator de utilização considerado dos condutores (FU): 0,85
· Tipo de condutor considerado fio de alumínio, blindagem do condutor composto por
termofixo semicondutor, isolação em XLPE, blindagem da isolação composto por termofixo
semicondutor e cobertura em termoplástico de polietileno.
Apêndice A
45
A.1.2 Determinação da seção mínima do condutor para geração máxima por trechos,
segundo critérios da ampacidade e as premissas adotadas.
Trecho com até 4 (quatro) máquinas:
Considerando:
FU = 0,85
FT = 0,93
FA = 1
It x 4 = 152,8 A
Teremos :
Incondutor =
It × 4
FU × FT × FA
Incondutor =
152,8
0,85 × 0,93 × 1
Incondutor = 193,29 A
Seção do condutor utilizado : 150 mm² - Al (segundo tabela 29 da NBR 14039 e
aplicando o fator de correção da tabela 33 da mesma norma, corrigindo assim a resistividade
térmica do solo de 2,5K.m/W para 1,5K.m/W conforme projeto, o valor de ampacidade
suportada é de 267,84).
Trecho com até 07 (sete) máquinas:
Considerando:
FU = 0,85
FT = 0,93
FA = 1
It x 7 = 267,4 A
Teremos :
Incondutor =
It × 7
FU × FT × FA
Incondutor =
267,4
0,85 × 0,93 × 1
Incondutor = 338,27 A
Apêndice A
46
Seção do condutor utilizado: 240 mm² - Al (segundo tabela 29 da NBR
14039 e aplicando o fator de correção da tabela 33 da mesma norma, corrigindo assim a
resistividade térmica do solo de 2,5K.m/W para 1,5K.m/W conforme projeto, o valor de
ampacidade suportada é de 349,68).
Trecho com 08 (oito) máquinas:
Considerando:
FU = 0,85
FT = 0,93
FA = 1
It x 8 = 305,6 A
Teremos :
Incondutor =
It × 8
FU × FT × FA
Incondutor =
305,6
0,85 × 0,93 × 1
Incondutor = 386,59 A
Seção do condutor utilizado : 400 mm² - Al (segundo tabela 29 da NBR 14039
e aplicando o fator de correção da tabela 33 da mesma norma, corrigindo assim a resistividade
térmica do solo de 2,5K.m/W para 1,5K.m/W conforme projeto, o valor de ampacidade
suportada é de 450,12).
Apêndice A
47
APÊDICE B
CÁLCULO DA QUEDA DE TESÃO OS ALIMETADORES
PRIMÁRIOS SUBTERRÂEOS
B.1 Parâmetros dos cabos utilizados
Premissas
· Cabos enterrados diretamente no solo.
· Configuração dos alimentadores: trifólio
· Temperatura do solo a 1,0 metro de profundidade: 30°C
· Temperatura em serviço em regime contínuo: 90°C
· Fator de potência: 0,92 ind.
Cabo 150mm² - Al
x = 0,150 ohms/Km
R20°c = 0,270 ohms/Km
Corrigindo o valor da resistência para temperatura de 90°C:
R90°C = R 20°C(
Tc + 228
90 + 228
)
→ R90°C = 0,270°C(
)
Tr + 228
20 + 228
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Cabo 240mm² - Al
x = 0,139 ohms/Km
R20°c = 0,166 ohms/Km
Corrigindo o valor da resistência para temperatura de 90°C:
R90°C = R 20°C(
Tc + 228
90 + 228
→ R90°C = 0,166(
)
)
Tr + 228
20 + 228
R 90°C = 0,2128 ohms/Km
Apêndice B
48
Cabo 400mm² - Al
x = 0,129 ohms/Km
R20°c = 0,108 ohms/Km
Corrigindo o valor da resistência para temperatura de 90°C:
R90°C = R 20°C(
Tc + 228
90 + 228
→ R90°C = 0,108(
)
)
Tr + 228
20 + 228
R90°C = 0,1385 ohms/Km
B.1.2 Calculo da constante C’ para os diversos cabos utilizados.
Cabo 150mm² - AL
C’ = rcosy + xseny
C’ = 0,3462 x 0,92 + 0,150 x 0,3919
C’ = 0,3772 ohms/Km
Cabo 240mm² - AL
C’ = rcosy + xseny
C’ = 0,2128 x 0,92 + 0,139 x 0,3919
C’ = 0,2502 ohms/Km
Cabo 400mm² - AL
C’ = rcosy + xseny
C’ = 0,1385 x 0,92 + 0,129 x 0,3919
C’ = 0,1780 ohms/Km
Apêndice B
49
B.2 QUEDA DE TESÃO O ALIMETADOR 01
TRECHO AG – 01 / AG – 02
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
2280 × 0,190 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,190 km
S = 2280 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0137%
TRECHO AG – 02 / AG – 03
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
4560 × 0,192 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,192 km
S = 4560 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0277%
TRECHO AG – 03 / AG – 04
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
6840 × 0,187 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,187 km
S = 6840 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
Apêndice B
∆V % = 0,0417%
50
TRECHO AG – 04 / AG – 05
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
9120 × 0,147 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,147 km
S = 9120 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0424%
TRECHO AG – 05 / AG – 06
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
11400 × 0,805 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,805 km
S = 11400 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
∆V % = 0,1929%
TRECHO AG – 06 / AG – 07
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
13680 × 0,190 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,190 km
S = 13680 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
∆V % = 0,0546%
TRECHO AG – 07 / AG – 08
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
15960 × 0,186 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,186 km
S = 15960 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
Apêndice B
∆V % = 0,0624%
51
TRECHO AG – 08 / SE
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
18240 × 2,895 × 0,1780
10 × 34,5²
L = 2,895 km
S = 18240 kVA
Cabo = 400 mm² - Al
C’= 0,1780 ohms/km
∆V % = 0,7896%
QUEDA DE TESÃO TOTAL O ALIMETADOR 01
∆V % total = 0,0137 + 0,0277 + 0,0417 + 0,0424 + 0,1929 + 0,0546 + 0,0624 + 0,7896
∆V % total = 1,225
B.3 QUEDA DE TESÃO O ALIMETADOR 02
TRECHO AG – 09 / AG – 10
Dados:
V = 34,5kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
2280 × 0,188 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,188 km
S = 2280 kVA
Cabo = 150mm² - AL
C’ = 0,3772 ohms/Km
∆V % = 0,0136%
TRECHO AG – 10 / AG – 11
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
4560 × 0,498 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,498 km
S = 4560 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
Apêndice B
∆V % = 0,0720%
52
TRECHO AG – 11 / AG – 12
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
6840 × 0,185 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,185 km
S = 6840 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0401%
TRECHO AG – 12 / AG – 13
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
9120 × 0,188 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,188 km
S = 9120 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0543%
TRECHO AG – 13 / AG – 14
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
11400 × 0,185 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,185 km
S = 11400 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
∆V % = 0,0443%
TRECHO AG – 14 / AG – 15
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
13680 × 0,190 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,190 km
S = 13680 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
Apêndice B
∆V % = 0,0546%
53
TRECHO AG – 15 / AG – 16
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
15960 × 0,186 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,186 km
S = 15960 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
∆V % = 0,0624%
TRECHO AG – 16 / SE
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
18240 × 1,584 × 0,1780
10 × 34,5²
L = 1,584 km
S = 18240 kVA
Cabo = 400 mm² - Al
C’= 0,1780 ohms/km
∆V % = 0,4321%
QUEDA DE TESÃO TOTAL O ALIMETADOR 02
∆V % total = 0,0136 + 0,0720 + 0,0401 + 0,0543 + 0,0443 + 0,0546 + 0,0624 + 0,4321
∆V % total = 0,7734
B.4 QUEDA DE TESÃO O ALIMETADOR 03
TRECHO AG – 17 / AG – 18
Dados:
V = 34,5kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
2280 × 0,185 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,185 km
S = 2280 kVA
Cabo = 150mm² - AL
C’ = 0,3772 ohms/Km
Apêndice B
∆V % = 0,0134%
54
TRECHO AG – 18 / AG – 19
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
4560 × 0,197 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,197 km
S = 4560 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0285%
TRECHO AG – 19 / AG – 20
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
6840 × 0,185 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,185 km
S = 6840 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0380%
TRECHO AG – 20 / AG – 21
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
9120 × 0,173 × 0,3772
10 × 34,5²
L = 0,173 km
S = 9120 kVA
Cabo = 150 mm² - Al
C’= 0,3772 ohms/km
∆V % = 0,0500%
TRECHO AG – 21 / AG – 22
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
11400 × 0,193 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,193 km
S = 11400 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
Apêndice B
∆V % = 0,0462%
55
TRECHO AG – 22 / AG – 23
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
13680 × 0,186 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,186 km
S = 13680 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
∆V % = 0,0534%
TRECHO AG – 23 / AG – 24
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
15960 × 0,187 × 0,2502
10 × 34,5²
L = 0,187 km
S = 15960 kVA
Cabo = 240 mm² - Al
C’= 0,2502 ohms/km
∆V % = 0,0627%
TRECHO AG – 24 / SE
Dados:
V= 34,5 kV
∆V % =
S × L × C'
10 × V ²
∆V % =
18240 × 0,503 × 0,1780
10 × 34,5²
L = 0,503 km
S = 18240 kVA
Cabo = 400 mm² - Al
C’= 0,1780 ohms/km
∆V % = 0,1372%
QUEDA DE TESÃO TOTAL O ALIMETADOR 03
∆V % total = 0,0134 + 0,0285 + 0,0380 + 0,0500 + 0,0462 + 0,0534 + 0,0627 + 0,1372
∆V % total = 0,4168
Apêndice B
56
APÊDICE C
CÁLCULO DAS PERDAS ELÉTRICAS (R.I²) OS ALIMETADORES
PRIMÁRIOS SUBTERRÂEOS
C.1 Premissas
Cabo 150 mm² - Al – XLPE – 20/35 kV
Temperatura do solo considerada a 1,0 metro de profundidade:
32°C Temperatura total do condutor considerada: 90°C
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Cabo 240 mm² - Al – XLPE – 20/35 kV
Temperatura do solo considerada a 1,0 metro de profundidade:
32°C Temperatura total do condutor considerada: 90°C
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Cabo 400 mm² - Al – XLPE – 20/35 kV
Temperatura do solo considerada a 1,0 metro de profundidade:
32°C Temperatura total do condutor considerada: 90°C
R90°C = 0,1385 ohms/Km
FATOR DE PERDAS
Fp = K Fc + (1- K) Fc²
Fp = 0,15x0,453 + (1- 0,15)x0,453²
Fp = 0,0680 + 0,1744
Fp = 0,2424
Onde:
Fp: Fator de Perdas;
Fc: Fator de Capacidade ( também chamado de Fator de Carga) = 45,3%;
K : Constante estatística (consideramos 0,15 para valores anuais, caso queira valores
mensais, considerar K = 0,30).
Apêndice C
57
C.2 PERDAS ELÉTRICAS DO ALIMETADOR 01 (AL – 01)
Trecho AG – 01 / AG – 02
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,190) x 38,2²)
L = 0,190 Km
Pmax = 0,2880 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 38,2 A
Pmed = 0,2880 x 0,2424
Pmed = 0,0698 kW
Trecho AEG – 02 / AEG – 03
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,192) x 76,4²)
L = 0,192 Km
Pmax = 1,1640 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 76,4 A
Pmed = 1,1640 x 0,2424
Pmed = 0,2821 kW
Trecho AEG – 03 / AEG – 04
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,187) x 114,6²)
L = 0,187 Km
Pmax = 2,5507 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 114,6 A
Pmed = 2,5507 x 0,2424
Pmed = 0,6183 kW
Apêndice C
58
Trecho AEG – 04 / AEG – 05
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,147) x 152,8²)
L = 0,147 Km
Pmax = 3,5646 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 152,8 A
Pmed = 3,5646 x 0,2424
Pmed = 0,8641 kW
Trecho AEG – 05 / AEG – 06
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,805) x 191²)
L = 0,805 Km
Pmax = 18,7480 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 191 A
Pmed = 18,7480 x 0,2424
Pmed = 4,5445 kW
Trecho AEG – 06 / AEG – 07
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,190) x 229,2²)
L = 0,190 Km
Pmax = 6,3719 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 229,2 A
Pmed = 6,3719 x 0,2424
Pmed = 1,5445 kW
Apêndice C
59
Trecho AEG – 07 / AEG – 08
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,186) x 267,4²)
L = 0,186 Km
Pmax = 8,4904 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 267,4 A
Pmed = 8,4904 x 0,2424
Pmed = 2,058 kW
Trecho AEG – 08 / SE
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,1385 x 2,895) x 305,6²)
L = 2,895 Km
Pmax = 112,3378 kW
Cabo = 400 mm² - Al
R90°C = 0,1385 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 305,6 A
Pmed = 112,3378 x 0,2424
Pmed = 27,2307 kW
PERDAS ELÉTRICAS TOTAL DO ALIMETADOR 01 (AL – 01)
Pmax = 153,5154 kW
Apêndice C
Pmed = 37.212 kW
60
C.3 PERDAS ELÉTRICAS DO ALIMETADOR 02 (AL – 02)
Trecho AG – 09 / AG – 10
Dados:
Pmax = 3 x RI²max
L = 0,188 Km
Pmax = 3((0,3462 x 0,188) x 38,2²)
Cabo = 150 mm² - Al
Pmax = 0,2849 kW
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Imax = 38,2 A
Pmed = Pmax x Fp
Pmed = 0,2849 x 0,2424
Pmed = 0,0691 kW
Trecho AEG – 10 / AEG – 11
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,498) x 76,4²)
L = 0,498 Km
Pmax = 3,0190 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 76,4 A
Pmed = 3,0190 x 0,2424
Pmed = 0,7318 kW
Trecho AEG – 11 / AEG – 12
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,185) x 114,6²)
L = 0,185 Km
Pmax = 2,5234 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 114,6 A
Pmed = 2,5234 x 0,2424
Pmed = 0,6117 kW
Apêndice C
61
Trecho AEG – 12 / AEG – 13
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,188) x 152,8²)
L = 0,188 Km
Pmax = 4,5588 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 152,8 A
Pmed = 4,5588 x 0,2424
Pmed = 1,1051 kW
Trecho AEG – 13 / AEG – 14
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,185) x 191²)
L = 0,185 Km
Pmax = 4,3086 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 191 A
Pmed = 4,3086 x 0,2424
Pmed = 1,0444 kW
Trecho AEG – 14 / AEG – 15
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,190) x 229,2²)
L = 0,190 Km
Pmax = 6,3720 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 229,2 A
Pmed = 6,3720 x 0,2424
Pmed = 1,5446 kW
Apêndice C
62
Trecho AEG – 15 / AEG – 16
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,186) x 267,4²)
L = 0,186 Km
Pmax = 8,4904 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 267,4 A
Pmed = 8,4904 x 0,2424
Pmed = 2,0581 kW
Trecho AEG – 08 / SE
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,1385 x 1,584) x 305,6²)
L = 1,584 Km
Pmax = 61,4657 kW
Cabo = 400 mm² - Al
R90°C = 0,1385 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 305,6 A
Pmed = 112,3378 x 0,2424
Pmed = 14,8993 kW
PERDAS ELÉTRICAS TOTAL DO ALIMETADOR 02 (AL – 02)
Pmax = 91,0228 kW
Apêndice C
Pmed = 22,0639 kW
63
C.4 PERDAS ELÉTRICAS DO ALIMETADOR 03 (AL – 03)
Trecho AG – 17 / AG – 18
Dados:
Pmax = 3 x RI²max
L = 0,185 Km
Pmax = 3((0,3462 x 0,185) x 38,2²)
Cabo = 150 mm² - Al
Pmax = 0,2804 kW
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Imax = 38,2 A
Pmed = Pmax x Fp
Pmed = 0,2804 x 0,2424
Pmed = 0,0680 kW
Trecho AEG – 18 / AEG – 19
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,197) x 76,4²)
L = 0,197 Km
Pmax = 1,1943 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 76,4 A
Pmed = 1,1943 x 0,2424
Pmed = 0,2895 kW
Trecho AEG – 19 / AEG – 20
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,185) x 114,6²)
L = 0,185 Km
Pmax = 2,5234 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 114,6 A
Pmed = 2,5234 x 0,2424
Pmed = 0,6117 kW
Apêndice C
64
Trecho AEG – 20 / AEG – 21
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,3462 x 0,173) x 152,8²)
L = 0,173 Km
Pmax = 4,1951 kW
Cabo = 150 mm² - Al
R90°C = 0,3462 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 152,8 A
Pmed = 4,1951 x 0,2424
Pmed = 1,0169 kW
Trecho AEG – 21 / AEG – 22
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,193) x 191²)
L = 0,193 Km
Pmax = 4,4949 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 191 A
Pmed = 4,4949 x 0,2424
Pmed = 1,0896 kW
Trecho AEG – 22 / AEG – 23
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,186) x 229,2²)
L = 0,186 Km
Pmax = 6,2379 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 229,2 A
Pmed = 6,2379 x 0,2424
Pmed = 1,5121 kW
Apêndice C
65
Trecho AG – 23 / AG – 24
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,2128 x 0,187) x 267,4²)
L = 0,187 Km
Pmax = 8,5361 kW
Cabo = 240 mm² - Al
R90°C = 0,2128 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 267,4 A
Pmed = 8,5361 x 0,2424
Pmed = 2,0691 kW
Trecho AEG – 24 / SE
Pmax = 3 x RI²max
Dados:
Pmax = 3((0,1385 x 0,503) x 305,6²)
L = 0,503 Km
Pmax = 19,5185 kW
Cabo = 400 mm² - Al
R90°C = 0,1385 ohms/Km
Pmed = Pmax x Fp
Imax = 305,6 A
Pmed = 19,5185 x 0,2424
Pmed = 4,7313 kW
PERDAS ELÉTRICAS TOTAL DO ALIMETADOR 02 (AL – 02)
Pmax = 46,9804 kW
Apêndice C
Pmed = 11,3880 kW