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EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÕES
Neste capítulo serão estudados os principais equipamentos que compõem uma
subestação bem como os dimensionamentos destes conforme normas vigentes.
1.1
TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA
Este é o principal e mais caro componente de uma subestação.
Transformadores de MT são equipamentos de “prateleira”, ou seja, já tem seus
valores nominais padronizados, somente variando a potência e as tensões de entrada e saída.
Já os de AT são componentes mais complexos, onde estes são feitos sob encomenda,
tem os valores de impedância definidos pelos compradores e, principalmente, agregam mais
proteções para este equipamento.
A seguir serão expostos divisões e sub-divisões deste equipamento.
1.1.1
Tipos de transformadores
Segue a classificação dos transformadores conforme o mesmo é construído.
a) Transformadores de Distribuição.
Utilizado no setor de distribuição de energia como concessionárias de energia,
cooperativas, instaladoras e empresas em geral (como subestação externa).
Tem potência nominal de 15 a 300kVA trifásicos, de 3 a 75kVA monofásicos e classe de
tensão, dependendo do fabricante de 15, 24,2 e 36,2kV.
Figura 1 – Transformador de distribuição trifásicos, bifásicos e monofásicos.
2
a) Transformadores industriais
Semelhantes aos de distribuição, porém com maior potência nominal (500kVA a 5MVA)
e mais itens de proteção, como relés, termostatos etc. Outra diferença é que devido ao seu
tamanho, estes não são instalados em postes, mas em plataformas de SE abrigadas ou externas.
Pelo fato deste tipo de transformador ser refrigerado a óleo, este elemento deve ser
renovado ou filtrado em manutenções preventivas.
Outra particularidade deste tipo de equipamento é o uso de transformadores
recondicionados, os quais tem o valor taxado em aproximadamente 60% do valor de um
equipamento novo. Esta prática é muito comum entre empresas que fazem SE para
consumidores, SE de MT.
Porém atenção especial deve ser dada ao rendimento do transformador recondicionado,
pois o rendimento piora com o passar dos anos, e se a empresa, onde este equipamento vai ser
instalado, tiver um fator de carga perto da unidade (consumo médio perto da demanda máxima),
este equipamento terá um gasto fixo de energia na ordem de alguns kWh, e em alguns casos, se
contabilizado em estudo apropriado, pode ser mais caro manter um transformador velho do que
comprar um novo.
Figura 2 – Transformador de potência trifásico a óleo e seco.
3
b) Transformadores Secos
Muito utilizados em ambientes que exigem segurança na instalação como indústrias
químicas e petroquímicas, plataformas off-shore, shopping centers, edifícios comerciais,
hospitais, aeroportos, embarcações marítimas etc.
Possui muitas vantagens se comparado aos transformadores de distribuição já que
não utilizam óleo para refrigeração, destas vantagens podemos citar:
•
Manutenção muito rara;
•
Menor espaço necessário para a instalação;
•
Não há vazamentos de óleo;
•
Não há riscos de explosão.
Porém existem duas desvantagens deste transformador se comparado ao a óleo, o
primeiro é o preço, em torno de 40 a 50% mais caro, e o segundo é que transformadores a seco
não são utilizados em grandes potências, acima de 15MVA, como em usinas geradoras e grandes
subestações.
A Tabela 1 mostra a comparação de valores de transformadores de distribuição
novos, recondicionados e secos.
Tabela 1 – Valores de transformadores.
Em uma análise lógica e prática, fica evidente a vantagem dos transformadores secos
em comparação as a óleo, pois a diferença de preço não é tão elevada, e levando em
consideração as vantagens, este tipo de equipamento já deveria ter substituído o concorrente, em
instalações baixa e média potência, porém isso não acontece na devida proporção. Este caso
acontece em várias novas tecnologias aplicadas a eletrotécnica, devido a esta área da engenharia
ter uma inércia cultural muito forte, resumindo, engenheiros “tradicionais” tem uma resistência
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muito grande a novas tecnologias. Desta forma cabe aos novos engenheiros abrir seus horizontes
para as vantagens das novas tecnologias e aplicá-las na prática.
c) Transformadores de força
Equipamentos utilizados em grandes potências, geralmente dezenas de MVA, e
tensões nominais acima de 69kV, desta forma somente utilizados por empresas do SEP em SE na
geração e transmissão de energia elétrica.
Figura 3 – Transformador força.
1.1.2
TAPE
Tape é o nome dado a um conjunto de conexões que podem ser feitas no primário de
um transformador de potência que permite variar a tensão no secundário com a finalidade de
compensar a variação de tensão no lado de AT para que esta não interfira muito na tensão
nominal no lado de BT.
Pode-se variar a relação entre as espiras de um transformador quando se deseja
controlar a tensão em um dos terminais.
O tape pode ser variado manual ou automaticamente, dependendo do modelo do
transformador.
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No caso de variação automática a tensão num dos terminais é comparada a uma
referência e o erro é utilizado para gerar um sinal que corrige a posição do tape.
1.1.3
Placa de Identificação
Nesta placa devem estar os principais dados do equipamentos, conforme NBR 5440
como mostra a Figura
Figura 4 – Dados de placa de um transformador.
1.1.4
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de um transformador, de baixa ou média potência,
são necessários os seguintes itens:
•
Tensão primária;
6
•
Tensão secundária fase-fase e fase-neutro;
•
Potência nominal;
•
Número de fases;
•
Tensão suportável de impulso;
•
Acessórios.
Alguns outros itens, como tape, impedância percentual etc. geralmente são valores
tabelados, sendo que modificações nestes itens só sobre encomenda.
1.2
PÁRA-RAIOS DE DISTRIBUIÇÃO
Nas subestações os pára-raios são utilizados para proteger os equipamentos ligados
diretamente na linha de transmissão contra surtos de tensões devido a descargas atmosféricas ou
outros tipos de surtos, como os provenientes de manobras na LT. Em seguida serão estudados os
principais tipos deste equipamento utilizados em SE.
Esta proteção se dá no escoamento das correntes de descargas geradas pelos surtos de
tensão e também pela interrupção das correntes subsequentes, ou seja, aquelas que sucedem às
correntes de descarga após sua condução ao terra. E este escoamento da corrente é feita por
resistores não lineares que se encontram dentro do pára-raios mais alguns itens auxiliares. E em
função do tipo de resistor não linear são divididos os tipos de pára-raios.
1.2.1
Pára-raios de Carboneto de Silício
Este tipo de pára-raios utiliza como matéria prima do resistor não-linear o carboneto
de silício e uma série de componentes envoltos em um corpo de porcelana. Em termos práticos
este é um equipamento mais antigo e que ainda oferece o risco de estilhaçar a armadura de
porcelana quanto este já está danificado e for percorrido por uma corrente muito alta.
Figura 4 – Pára-raios de carboneto de silício
7
1.2.2
Pára-raios de Óxido de Zinco
Este equipamento utiliza como matéria prima do resistor não-linear o óxido de zinco
e pode ter seu corpo envolto por porcelana ou por polímero. Além disso oferece algumas
vantagens se comparado ao modela anterior tais como:
•
Extinção da corrente subsequente;
•
Maior absorção de energia;
•
Maior isolamento intrínseco;
•
Curva de atuação sem transitórios.
Atenção especial deve ser dada a este tipo de pára-raios quando este é polimérico,
que tem muitas vantagens se comparado ao de porcelana, como a ausência de vazios no interior
do equipamento, maior resistência a poluição e no caso de uma falta por excesso de energia, este
equipamento libera gazes aumentando a pressão interna, porém este não tem perigo de se
estilhaçar e danificar componentes perto deste, como o PR de porcelana.
Figura 5 – Pára-raios de óxido de zinco.
1.2.3
Especificação Sumária
Para a especificação completa da compra deste equipamento são necessários itens
relativamente complexos, como Tensão Disruptiva à Frequência Industrial ou Tensão Disruptiva
Máxima de Impulso Atmosférico, e o estudo destes itens não compete a este material.
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Porém este problema pode ser resolvido de maneira muito simples, basta verificar as
normas da concessionária local e verificar as especificações dos pára-raios descritos nestas e
somente escolhendo a Tensão Nominal. Por exemplo: pára-raios de 15kV padrão CELESC, ou
COPEL, CEMIG etc. Sendo que as concessionárias já fizeram os estudos e cálculos destes tipos
de PR, ficando somente a variável de tensão da linha onde será instalado o equipamento.
1.3
CHAVE FUSÍVEL E CHAVE SECCIONADORA
Chaves fusíveis e chaves seccionadoras são equipamentos amplamente utilizados em
qualquer tipo de subestação, independente da tensão e potência envolvida. Tendo como função a
proteção do circito e também o controle deste através do seccionamento.
1.3.1
Chave Fusível
Chaves amplamente utilizadas no sistema de distribuição das concessionárias,
geralmente instaladas nas derivações de ramais e na entrada de circuitos com transformadores,
da própria concessionária ou particulares. Como o foco deste material é SE, somente será tratado
de chaves seccionadoras que fazem parte do conjunto desta, conforme itens a seguir:
a) Chave fusível base polimérica ou de porcelana
Figura 6 – Chave fusível base polimérica ou de porcelana
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Geralmente utilizadas em sistemas com corrente nominal de no máximo 200A.
Constituída basicamente do suporte dielétrico, os conectores dos cabos e o porta-fusível
b) Cartucho Porta-fusível e Elo Fusível
Como o próprio nome já diz este componente é onde fica instalado o elo-fusível e
também serve como a parte móvel da seccionadora.
Figura 7 - Cartucho Porta-fusível
Já o elo-fusível é um cordão metálico o qual é inserido no cartucho formando assim
um fusível com características específicas de funcionamento. Na figura 8 é mostrado o fusível e
na figura 9 um exemplo da curva de atuação deste tipo de fusível, sendo que o dimensionamento
deste fica em função da corrente e geralmente é tabelado pelas concessionárias.
Figura 8 – Elo-fusível
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Figura 9 – Curvas corrente x tempo de fusíveis
1.3.2
Chaves seccionadoras
Este tipo de chave não possui fusível, sendo somente utilizada para isolar
equipamentos dos sistemas para determinados fins. Basicamente de dividem entre monofásicas e
trifásicas.
NOTA: as chaves seccionadoras geralmente não devem ser utilizadas para
interromper corrente, não devem ser abertas sob carga. Este processo deve ser feito por
disjuntores, porém se este apresentar problemas e não desligar, a abertura das chaves
seccionadoras deve ser executada com o máximo de precaução devido a formação de arcovoltaico.
a) Chave seccionadora monofásica
Usadas pelas distribuidoras de energia quando a potência envolvida fica em torno de
alguns MW e opta-se por não utilizar fusíveis. Esta escolha de que em qual potência não utilizar
proteção varia muito entre concessionárias.
11
A figura 10 mostra uma chave tipo pedestal e uma chave com base de porcelana e
com dispositivo corta-arco, o qual possibilita a abertura da chave mesmo sob carga.
Figura 10 – Chave pedestal e chave corta-arco
b) Chave seccionadora trifásica MT
Estas chaves são usadas em SE abrigadas ou nas linhas de distribuição das
concessionárias. Podendo ser uma simples chave seccionadora, ou agregar mais elementos de
proteção, tais como:
•
Dispositivo corta-arco;
•
Fusível integrado a seccionadora ou em série com esta;
•
Lâmina de aterramento, para aterrar toda parte de saída da seccionadora
quando esta é aberta;
•
Auxílio de molas para abertura mais rápida;
•
Monitoramento de estado (aberta ou fechada)
•
Isoladores para uso externo.
A figura 11 e 12 mostram um conjunto de seccionadoras internas, da empresa
SCHAK, e suas variáveis.
12
Chave seccionadora
Abertura rápida
Dispositivo corta-arco
Fusíveis integrados
Figura 11 – Chaves seccionadoras internas
13
Fusível em série e corta-arco
Dispositivo de aterramento
Figura 12 – Chaves seccionadoras internas
E a figura 13 mostra seccionadoras tripolar de MT externas, da empresa SCHAK e
DELMAR.
Figura 13 - Chaves seccionadoras trifásicas externas
c) Chave seccionadora trifásica AT
Chaves somente utilizadas em SE de grande potência. Devido ao seu tamanho, não
são acionadas manualmente, com uma manopla, como nas chaves de MT, mas sim através de
dispositivo acionado eletricamente (geralmente motor de passo).
A figura 14 mostra uma seccionadora de Dupla Abertura Lateral (DAL), a qual gira o
bastão condutor no centro deste abrindo as duas extremidades simultaneamente. Essa abertura
ocorre de forma sincronizada nas três fases.
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Figura 14 – Chave com abertura dupla lateral
Já a figura 15 mostra uma chave seccionadora de Abertura Central (AC) na qual os
bastões são girados nas extremidades separando-se no centro da seccionadora.
Figura 15 – Chave com abertura central
1.3.3
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de uma chave seccionadora, de baixa ou média
potência, são necessários os seguintes itens:
•
Corrente do fusível (se houver);
•
Tensão nominal;
•
Corrente nominal;
15
1.4
•
Corrente nominal suportável de curta duração;
•
Duração suportável de curto-circuito;
•
Características dos circuitos de comando (se houverem).
CONDUTORES ELÉTRICOS EM SUBESTAÇÕES
Os condutores de potência em subestações se dividem pelo lado de AT e BT,
podendo variar entre as três tensões, BT, MT e AT. Neste material o estudo dos condutores será
dividido conforme a tensão do mesmo para em seguida expor suas demais variáveis.
1.4.1
Condutores de BT
Devido a BT aplicada a estes condutores, a corrente destes é muito maior que a de
MT, consequentemente a seção transversal dos condutores de BT é severamente aumentada
merecendo uma atenção especial em seu estudo devido ao custo dos condutores de BT.
O dimensionamento dos condutores é feito com base na corrente que irá passar por
estes e outros fatores como fator de agrupamento, queda de tensão permitida, tipo de
acionamento, tipo de duto, ventilação, temperatura, frequência e tipo de cabo que será utilizado
como condutor.
Desta forma é necessário calcular a corrente de cada circuito e mais uma série de
considerações devem ser feitas para ter a bitola exata do condutor a ser utilizado.
Muitas tabelas pré-definidas podem ser usadas para dimensionamento de
condutores, não necessariamente as da NR5410, mas também de qualquer fabricante de cabos,
bem como cabos específicos que não se encontram na norma, como cabos de silicone e outros e
algumas concessionárias já dimensionam os condutores de BT bem como seus condutos
conforme potência da SE, facilitando o trabalho do projetista.
1.4.2
Condutores de MT
Nas instalações em MT são utilizados cabos isolados, barramentos e cabos nus, de
forma isolada ou em conjunto. Por exemplo, em uma subestação externa, todos os condutores de
MT podem ser de cabos de alumínio, desde o ramal de entrada até a bucha do transformador, já
em uma subestação abrigada, no ramal de derivação da concessionária é utilizado cabo nu, na
16
entrada subterrânea da SE é utilizado cabo isolado e dentro da SE os condutores são barramentos
de cobre.
Novamente as concessionárias “tabelam” todos os condutores da SE conforme
potência envolvida como mostram as tabelas 2 e 3, extraídas das normas NT01-AT e o Adendo
02 da mesma morna, ambas as normas são da CELESC.
Tabela 2 – Dimensionamento do ramal subterrâneo MT padrão CELESC (NT-01-AT)
Tabela 3 – Dimensionamento de barramentos de MT padrão CELESC (NT-01-AT)
A figura 16 mostra um cabo de MT e seus componentes.
•
Condutor
•
Primeira camada semicondutora (Blindagem do condutor)
•
Isolação
•
Segunda camada semicondutora (Blindagem da isolação)
•
Blindagem de cobre
•
Cobertura
17
Figura 16 – Cabo de MT
Nos casos dos cabos de média e alta tensão o condutor central é revestido com uma
camada de material condutor não metálico (também chamado de primeira camada
semicondutora) que tem como finalidade:
•
Dar uma forma perfeitamente cilíndrica ao condutor
•
Prover uma distribuição radial e simétrica do campo
•
Eliminar os espaços vazios entre o condutor e a isolação
•
Evitar a criação de arcos-voltaicos devido ao campo elétrico do condutor.
Em seguida tem a isolação, mais uma camada semicondutora e a blindagem da
isolação (blindagem metálica), cujas funções são:
•
Prover uma distribuição radial e simétrica do campo elétrico.
•
Proporcionar uma capacitância uniforme entre o condutor e o Terra.
•
Escoamento de correntes de fuga, induzidas e de curto-circuito.
Por último a cobertura de PVC que tem a função de proteção física e química do
cabo de MT.
18
1.4.3
Condutores de AT
Para instalações de AT geralmente são utilizados cabos nus e/ou barramentos de
alumínio. Nas linhas aéreas se utilizam cabos nus alumínio reforçado com alma de aço tipo CAA
ou ACSR, sendo este último o mais utilizado em linhas de transmissão.
AAC – All AluminiumAlloy Conductor
ACSR – Aluminium Conductor Steel Reinforced
Figura 17 – Cabo nu de alumínio com alma de aço
1.4.4
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de condutores elétricos, de baixa ou média potência,
são necessários os seguintes itens:
•
Seção transversal;
•
Tipo do condutor (cobre ou alumínio);
•
Número de condutores do cabo;
•
Nu ou isolado;
•
Tipo da isolação;
•
Tensão de isolação;
•
Demais itens como, proteção metálica etc.
19
1.5
TERMINAÇÕES E MUFLAS
Mulas e terminações são utilizadas para manter as condições de isolamento elétrico
nas conexões entre cabos isolados e condutores nus, barramentos ou cabos.
Este item é necessário devido a complexidade da isolação de cabos de média tensão
por causa dos possíveis problemas de uma má isolação ou demais problemas devido ao campo
elétrico presente neste tipo de cabos.
1.5.1
Tipos de Muflas
Basicamente existem dois tipos de Muflas, as de Porcelana e as poliméricas. As de
porcelana são antigas, mais caras e frágeis. Raramente são usadas, já as poliméricas são mais
baratas, resistentes a choques mecânicos e são as terminações utilizadas atualmente.
Sendo que as muflas poliméricas se dividem em externa e interna, onde a única
diferença estrutural entre elas é a presença ou não das “saias”, o que indica que é de uso externo.
A figura 18 mostra um exemplo de mufla externa e interna, e a figura 19 mostra uma
mufla de porcelana e outra polimérica e seus acessórios para instalação.
Figura 18 – Mufla polimérica externa e interna
20
Figura 19 – Mufla de porcelana e polimerica
1.5.2
Instalações de muflas
Este é um ponto crítico em qualquer instalação elétrica que utiliza cabos isolados de
média tensão. Caso a instalação da mufla no cabo são seja feita de maneira correta, esta pode
explodir logo após ser energizada ou depois de um certo período. Desta forma a instalação das
muflas deve ser executada por profissional com experiência e seguindo as notas do fabricante.
A instalação da mufla segue uma sequencia indicada pelo fabricante desta,
basicamente da seguinte forma:
a) Preparação da Extremidade do cabo;
• Na ponta do cabo, retirar toda a isolação deixando somente o condutor, e
neste coloque um terminal;
• Logo após a ponta do cabo, retire as camadas do cabo até chegar na
isolação, o comprimento deste trecho é aproximadamente do tamanho da
mufla;
• Logo após o trecho com a camada da isolação exposta, deixe um pequeno
trecho da camada semi-condutora e outro da blindagem eletrostática;
b) Execução da terminação;
• Envolver a ponta do cabo com o terminal em fita semi-condutora deixando
somente a ponta do terminal exposta;
21
• Envolver a parte do cabo com a isolação com fita isolante para que este
trecho fique com diâmetro semelhante ao restante do cabo;
c) Montagem da mufla
• Com o cabo já preparado, este é envolto pela mufla, a qual possui um gel
condutor o qual irá retirar os espaços contendo ar entre a mufla e o cabo e
também irá proporcionar uma melhor condução entre a camada de semicondutor e a cordoalha de aterramento.
A figura 20 mostra uma mufla já conectada ao cabo.
Figura 20 – Mufla conectada ao cabo
NOTA: a seqüência descrita acima pode ser modificada conforme fabricante do
equipamento. Esta deve ser utilizada como um exemplo e não como regra.
1.5.3
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de muflas, são necessários os seguintes itens:
•
Tensão nominal;
•
Tensão máxima de nível de operação;
•
Tensão suportável de impulso;
22
•
Interna ou externa;
•
Dimensão correspondente ao cabo de MT;
•
Tensão de isolação;
•
Demais itens como, proteção metálica etc.
Para facilitar a compra destes componentes, também pode se resumir as
especificações escolhendo a mufla conforme padrão da concessionária local, variando somente a
tensão nominal.
1.6
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL E DE CORRENTE
Os Transformadores de Potencial – TP e os Transformadores de Corrente – TC são
equipamentos amplamente utilizados em todos os tipos de subestações, independentemente da
tensão e potência envolvida.
Estes equipamentos são utilizados para fazer a medição tanto da tensão quando da
corrente quando estes possuem valores muito elevados para serem medidos diretamente, desta
forma os TCs e TPs reduzem os valores em seus terminais primários para valores menores e
padronizados em seus secundários. Maiores detalhes serão expostos a seguir.
Outra característica importante destes equipamentos é a classificação quanto a
finalidade deste, se este será utilizado para proteção de equipamentos ou para faturamento.
Sendo que estas duas classes de TC e TP possuem características construtivas específicas, desta
forma um TC para proteção não funcionará de maneira correta se utilizado em equipamentos de
medições precisas, e vice versa.
1.6.1
Transformador de potencial
Os transformadores de potencial são instrumentos que permitem aos instrumentos de
medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir tensão de
isolamento de acordo com a da rede à qual estão ligadas.
Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um
enrolamento primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a
tensão desejada, normalmente nos valores padrões de 115V ou 115/√3V.
Os TPs também são classificados conforme outras características, como mostrado a
seguir.
a) Características Construtivas
23
•
Os Transformadores de Potencial Indutivos – TPIs são utilizados tanto na
média quanto na alta tensão. Seu princípio de funcionamento é a mesma de
um transformador indutivo comum, conforme figura 21.
~U1
Z
N1
N2
U2
V
Figura 21 – Esquema funcional de TP Indutivo
•
Os Transformadores de Potencial Capacitivos – TPCs são mais utilizados em
tensões superiores a 138kV. A figura 22 mostra um TP capacitivo em AT.
Figura 22 – TP capacitivo
24
b) Classe de Exatidão
Definida a partir de ensaios, cujas condições sob as quais os TPs devem ser
ensaiados estão estabelecidas em normas. Deve detectar a qualidade e o comportamento provável
nas instalações.
Classes (ABNT, ANSI):
Classe de exatidão 0,3
Classe de exatidão 0,6
Classe de exatidão 1,2
Estes valores indicam o erro máximo de medição que o TP pode apresentar, se este
operar em condições normais e tensão nominal com variação de 10%.
De acordo com a ABNT os TPs utilizados em medição de energia elétrica para finsde
faturamento devem possuir uma classe de exatidão de 0,3. Para fins de proteção é indicada a
classe 0,6 e para medição indicativa de tensão a classe 1,2.
Em casos de laboratórios, usa-se a classe de exatidão 0,1, que são mais precisos que
os demais.
c) Relação de Transformação Nominal
É a relação entre os valores nominais de tensão primária e secundária para as quais o
TP foi projetado a relação nominal é indicada na placa do TP.
U1n
N
= kp ≅ 1
U 2n
N2
d) Grupo de Ligação
O e Grupo de Ligação, define como serão ligados os primários dos TPs, Grupo 1 p/
ligação Fase-Fase, Grupo 2 Fase-Terra e Grupo 3 Fase-Terra com aterramento deficiente. A
figura 23 mostra 2 TPs com tipos de ligação diferentes.
Figura 23 – TP fase-terra e fase-fase
25
e) Potência Térmica
Segundo ABNT: EB-251.1
TPs do grupo de ligação 1 (projetados para ligação entre fases) e do grupo de ligação
2 (projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas aterrados): a potência térmica nominal
não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga mais alta em VA, referente à exatidão do TP.
TPs do grupo de ligação 3 (projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas
onde não se garante a eficiência do aterramento): a potência térmica nominal não deve ser
inferior a 3,6 vezes a carga mais alta em VA, referente à exatidão do TP.
f) Nível de Isolamento
Especifica o TP quanto às condições que o isolamento deve satisfazer em termos de
tensão suportável.
Segundo ABNT-EB-251.1:
Tensões máximas de operação: máxima tensão de linha para o qual o equipamento
foi projetado.
Níveis de tensão a ser submetidos nos ensaios.
Nota: corrente alternada é dada em valor eficaz e a tensão máxima não é
necessariamente a tensão máxima de operação do sistema, e na prática a tensão máxima de
operação do TP é superior a tensão do circuito (13,8kV/15kV).
g) Cargas Nominais
As cargas nominais dos TPs são padronizadas e representam a Potência Aparente
(VA) que o equipamento terá que suprir nos terminais do seu secundário. A tabela 4 mostra estes
valores.
Tabela 4 – Cargas padronizadas ABNT
h) Exemplo de Especificação
Exemplo 1: Especificar um TP para medição de energia elétrica para faturamento a
um consumidor energizado em 69kV, em que serão utilizados os seguintes instrumentos:
•
Medidor de kWh com indicador de demanda máxima tipo mecânico;
26
•
Medidor de kvarh sem indicador de demanda máxima.
Solução:
Classe de exatidão (medição): 0,3
Potência do TP: perdas indicadas pelo fabricante
Instrumento
Medidor de kWh (bobina de potencial)
Motor do conjugado de demanda máxima
Medidor de kvarh (bobina de potencial)
TOTAL
W
1,2
2,8
2,0
6,0
var
7,8
4,0
7,5
19,3
Cálculo da potência:
S=
(6,0)2 + (19,3)2
= 20,21VA
Via Tabela 4: carga nominal de 25VA
Especificação: TP, tensão primária nominal de 69kV, relação nominal 600:1, 60Hz,
carga nominal ABNT P25 (tabela 4), classe de exatidão 0,3-P25, potência térmica 1000VA
grupo de ligação 1 (padrão de fábrica), nível de isolamento: tensão nominal 69kV, potência
máxima de operação 72,5kV (padrão de fábrica), tensões suportáveis nominais à freqüência
industrial (padrão de fábrica) e de impulso atmosférico (350kV) (ABNT-EB-251.1)
NOTAS:
No dimensionamento da carga nominal de um TP a ser empregado numa instalação,
poderá ser necessário considerar a resistência elétrica dos condutores que ligam os instrumentos,
como mostra o exemplo abaixo.
Exemplo 1, considerando que o instrumento fique a 25m do TP e ligados por um fio
de cobre de 5,3Ω/km (AWG No 12 ou 2,5mm²), haveria uma perda de 0,028W, desprezível na
carga de 20,21VA imposta pelos instrumentos, porém para distâncias maiores, este item deve ser
considerado.
Os exemplos dados servem somente como orientação de dimensionamento.
1.6.2
Transformadores de Corrente
Os transformadores de corrente são instrumentos que permitem aos instrumentos de
medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir a corrente
nominal de acordo com a da rede à qual estão ligadas.
27
Na sua forma mais simples, TCs possuem um enrolamento primário de poucas
espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém corrente desejada, normatizada
em 5A. A figura 24 mostra o esquema de funcionamento do TC.
Z
N1
TC
N2
A
Figura 24 – Esquema funcional TC
Os TCs também são classificados conforme outras características, da mesma forma
como os TPs (classe de exatidão, potência térmica, nível de isolamento etc.). A seguir serão
mostradas algumas particularidades dos TCs.
a) O secundário do TC nunca deve ficar aberto
Quando o primário do TC está alimentado, o seu secundário nunca deve ficar aberto.
Ao retirar o instrumento do secundário, o enrolamento deve ser curto-circuitado (fio condutor de
baixa resistência), devido as seguintes razões:
I1 é fixada pela carga ligada ao circuito externo
Se I2=0, o secundário está aberto, e não haverá efeito desmagnetizante desta corrente
e a corrente de excitação (I0) passa a ser a corrente I1. I1 origina um fluxo muito elevado no
núcleo e como conseqüências, surge o aquecimento excessivo e destruição do isolamento do
contato dos circuito primário e secundário e uma fem induzida E2 de alto valor que pode gerar
perigo ao operador. Ainda o fluxo muito elevado danifica o TC ou a magnetização forte do
núcleo altera suas características de funcionamento e precisão. Por este motivo nunca se utiliza
fusível no secundário dos TC’s.
b) Formas Construtivas dos TCs
•
TC tipo enrolado
28
Enrolamento primário, de uma ou mais espiras, envolve mecanicamente o núcleo
Figura 25 – TC Enrolado.
•
TC tipo Barra
O primário é constituído por uma barra, montada permanentemente através do núcleo do TC
Figura 26 – TC tipo barra
•
TC tipo Janela
TC sem primário próprio, construído com uma abertura através do núcleo, por onde
passará um condutor do circuito primário, formando uma ou mais espiras.
Figura 27 – TC tipo janela
29
•
TC de Núcleo Dividido
Tipo especial do TC tipo janela, em que parte do núcleo é separável ou basculante,
para facilitar o enlaçamento do condutor primário.
Exemplo: amperímetro tipo alicate, que possibilita medir a corrente sem a
necessidade de abrir o circuito para colocá-lo em série.
P2
S1
S2
Figura 28 – Núcleo dividido
•
TC de vários Núcleos
Utilização muito freqüente em circuitos de alta tensão e extra alta tensão. TC de
vários enrolamentos secundários isolados separadamente e montados cada um em seu próprio
núcleo formando um conjunto com um único enrolamento primário. TC muito versátil pois em
um único equipamento podem ser derivados mais de um tipo de TC, mudando até a classe de
exatidão.
Figura 29 – TC vários núcleos
30
•
TC de Múltipla Relação de Transformação
Podem ser construídos para uma única relação de transformação ou para múltiplas
relações de transformação.
Este tipo de TC é muito utilizado pelas concessionárias em subestações abrigadas
quando aplicados para medição de faturamento.
Figura 30 – TC múltipla relação de transformação
c) Cargas Nominais
As cargas nominais dos TCs são padronizadas e representam a Potência Aparente (VA)
que o equipamento terá que suprir nos terminais do seu secundário. A tabela 5 mostra estes
valores.
ABNT – NBR 6856
DESIGNAÇÃO VA F.P.
C2,5
2,5 0,9
C5,0
5,0 0,9
C12,5
12,5 0,9
C25
25 0,5
C50
50 0,5
C100
100 0,5
C200
200 0,5
Tabela 5 – Cargas nominais TC ABNT
31
d) Exemplo de dimensionamento
Exemplo 1: Especificar um TC para medição de energia elétrica para faturamento a
um consumidor energizado em 69kV, cuja corrente de linha chegará a cerca de 80A no primeiro
ano de faturamento, podendo atingir cerca de 160A a partir do segundo ano. Os instrumentos
elétricos que serão empregados ficarão a 25m do TC e serão ligados ao secundário com um fio
de cobre 12AWG:
•
Medidor de kWh com indicador de demanda máxima tipo mecânico
•
Medidor de kvarh, específico para energia reativa, sem indicador de demanda
máxima.
Solução:
Classe de exatidão (medição): 0,3
Carga nominal do TC: perdas indicadas pelo fabricante:
Instrumento
Medidor de kWh
Medidor de kvarh
SUBTOTAL
Perdas com 5A nos 50 m (12AWG)
TOTAL
W
1,4
1,4
2,8
6,6
9,4
var
0,8
0,8
1,6
0,0
1,6
Cálculo da potência:
S=
(9,4 )2 + (1,6)2
= 9,54VA
Carga nominal de 12,5VA (imediatamente superior a 9,54VA).
Especificação: TC para medição, correntes primárias nominais de 100x200A (ligação
série/paralela no primário), relações nominais 20x40:1, 60Hz, carga nominal ABNT C12,5,
classe de exatidão ABNT 0,3-C12,5, fator térmico 1,2, para uso exterior (ou interior, conforme o
caso), nível de isolamento: tensão nominal 69kV, tensão máxima de operação 72,5kV (padrão de
fábrica), tensões suportáveis nominais à freqüência industrial (140 kV) e de impulso atmosférico
(350kV) (ABNT-EB-251.1)
1.6.3
Designação Normativa de TC e TP
a) Tps
32
Para TPs, o valor do secundário é 115V ou 66,4V, e sua designação normativa possui
2 elementos, como por exemplo “0,6P75”, onde “0,6” é a classe de exatidão, e “P75” é a
designação ABNT de 75VA de potência aparente. Além da norma da ABNT também existe
nomenclatura equivalente da norma ANSI, conforme tabela 6.
Tabela 6 – Designação de carga ABNT e ANSI
b) TCs
Para TCs, o valor do secundário é 5A, e sua nomenclatura possuí 3 elementos, como
por exemplo “0,3C12,5”, onde “0,3” é a classe de exatidão, “C” é a indicação que o TC é para
Medição e “12,5” é a designação ABNT de 12,5VA de potência aparente para TC de medição.
Para TCS de proteção, a representação seria “10B50”, onde “10” é a classe de exatidão e “B50”
é a designação da ABNT referente a uma potência de 12,5VA
Cuidado especial deve ser tomado para não confundir a letra “C” da norma da ABNT
e da ANSI. Pois na norma brasileira, este TC é para medição e na norma ANSI é para proteção,
conforme mostra a tabela 7.
33
Tabela 7 – Designação de carga para TCs de proteção ANSI e ABNT
Nota-se que a classe de exatidão de TCs usados para a proteção é de 10%, muito
inferior a classe utilizada para medição, porém este tipo de TC suporta correntes muito mais
elevadas mantendo o valor medido perto do real, o que não acontece em TCs de medição, pois
neste caso o mesmo teria seu núcleo saturado, ocasionando medições não conformes.
c) Sinais Padronizados
•
O hífen (-) deve ser usado para separar correntes nominais de enrolamentos
diferentes (primário e secundário). Por exemplo: 100 - 5 A ou 13800 – 115V.
•
O sinal de dois pontos (:) deve ser usado para exprimir relações nominais. Por
exemplo: 120:1 (13800 dividido por 115).
•
O sinal (x) deve ser usado para separar correntes primarias ou relações obtidas
de um enrolamento cujas bobinas devem ser ligadas em serie ou em paralelo.
Por exemplo: 100 x 200 - 5.
•
a barra (/) deve ser usada para separar correntes primarias ou relações obtidas
por meio de derivações, sejam estas no enrolamento primário ou no
secundário. Por exemplo: 150 / 200 - 5 A.
34
1.6.4
Especificação Sumária de TPs
Para a especificação da compra de TPs, são necessários os seguintes itens:
1.6.5
•
Classe de exatidão;
•
Uso interno ou externo;
•
Número de enrolamento no primário e secundário;
•
Grupo de ligação (1, 2 ou 3);
•
Relação de transformação;
•
Nível de isolação;
•
Potência térmica;
•
Carga nominal;
Especificação sumária de TCs
Para a especificação da compra de TPs, são necessários os seguintes itens:
1.7
•
Classe de exatidão;
•
Uso em medição ou proteção;
•
Uso interno ou externo;
•
Número de enrolamento no primário e secundário;
•
Relação de transformação;
•
Nível de isolação;
•
Fator térmico;
•
Carga nominal;
RELÉS DE PROTEÇÃO
O Relé é um dispositivo amplamente utilizado em inúmeras funções nos mais
diversos ramos da eletricidade, podendo ser usado desde telecomunicações até em sistemas
elétricos de potência. Esta grande gama de utilidades é possível devido a função do relé, que é
um interruptor acionado eletricamente. Em outras palavras, a corrente que passa por este é
responsável pelo acionamento dele, seja por via eletromagnética, por dilatação de metais, por via
computacional ou outra estrutura que venha a possuir este dispositivo.
35
Para os relés de proteção de sobrecorrente, o princípio de funcionamento é a
monitoração da corrente que passa por ele que irá acioná-lo o relé se ultrapassar a corrente
programada neste. Este princípio é o mesmo desde os primeiros tipos de relé, os
eletromecânicos, até os atuais, os microprocessados.
Com o avanço da tecnologia, os relés de proteção foram ganhando novas funções
como: direcional de potência, proteção de distância, sub-tensão e mais algumas dezenas de
funções. Porém este estudo será focado em duas funções, a proteção instantânea, padronizada
pela ANSI pelo número 50, e a função temporizada 51. Ambas as proteções também
contemplam o condutor de neutro, estas funções serão explicadas nos próximos capítulos.
Hoje em dia, devido ao avanço da eletrônica já existem relés de proteção com vários
tipos proteções em somente um equipamento, como também existem relés com somente uma ou
duas funções.
1.7.1
Exigências das concessionárias
Já faz alguns anos que as concessionárias de energia elétrica do Brasil exigem em
novas instalações, com demanda superior a 300kW, a proteção na rede primária através de um
disjuntor controlado por um relé eletrônico ou microprocessado. As datas da exigência deste tipo
de equipamento para substituir os relés eletromecânicos em novas instalações variam entre as
concessionárias. Este estudo será focado nas normas de subestações da concessionária CELESC,
de Santa Catarina.
Em agosto de 2005 a norma de FORNECIMENTO DE ENERGIA EM TENSÃO
PRIMÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO - NT01 – AT [23], recebeu um ADENDO 2 [24], que mudou
a potência mínima para instalação de relés secundários quando a proteção era feita na média
tensão. Antes do adendo, segundo NT01 - AT (2001, p. 25 e 26):
c) Em subestações abrigadas com potência instalada superior a 300 kVA e até 500 kVA,
deverá ser instalado disjuntor de acionamento automático, com capacidade
de interrupção simétrica mínima de 250 MVA, corrente nominal mínima de 350A
destinado à proteção geral em alta tensão ou chave seccionadora sob carga com
fusíveis de abertura tripolar para cada transformador. Acima de 500 kVA será
obrigatória a instalação de disjuntor de acionamento automático;
h) Quando a potência de transformação for superior a 500 kVA, deverão ser utilizados
relés secundários de sobrecorrente para o acionamento do disjuntor automático de alta
tensão, coordenado com a proteção da CELESC;
Após o adendo [24] tem-se novas regras para uso de relés microprocessados,
segundo Adendo 02 (2005, p. 03)
36
4.2. Capacidade Instalada maior que 300 kVA
Em uma subestação com capacidade instalada maior que 300 kVA, a proteção geral na
média tensão deve ser realizada exclusivamente por meio de um disjuntor acionado
através de relés secundários com as funções 50 e 51, fase e neutro (onde é fornecido o
neutro), (Item 5.3.1.2. da NBR 14.039).
Embora o adendo não imponha a obrigatoriedade do uso específico de relés
microprocessados, estes são os mais utilizados em novas subestações das empresas com
demanda superior a 300kW.
1.7.2
COORDENAÇÃO DAS PROTEÇÕES SEGUNDO NORMAS
A proteção no disjuntor das subestações das empresas geralmente deve estar
coordenado com outras duas proteções, a do fusível de média tensão instalado na chave
seccionadora no poste de derivação e também coordenado com o religador mais próximo.
Porém a CELESC pode ou não instalar fusível na derivação, geralmente o limite do
fusível fica na demanda de 1MW, que equivale ao modelo de fusível 40K, e em casos
excepcionais instalam o fusível 65K para demanda até 1,5MW, conforme tabela 10.1.1 da NT01AT. A decisão da instalação do fusível na derivação fica em função de cada regional da
concessionária, conforme disponibilidade de material e outras particularidades.
Deve ser entregue um estudo de proteção conforme cita Adendo 02 (2005, p 04):
4.3. Apresentação no Projeto do Disjuntor com Relé Secundário
b) O projetista deverá apresentar graficamente o coordenograma, no formato bilog com
as curvas ajustadas da proteção da CELESC e do disjuntor, separadamente para fasefase (50 instantânea e 51 temporizada) e fase-neutro (50N – instantânea e 51N –
temporizada).
c) Junto ao gráfico das curvas indicar o valor de curto-circuito no ponto de derivação,
corrente nominal, corrente de partida do relé, corrente ANSI, corrente de magnetização
com ajuste de 1,4 In no mínimo, tipo de curva, primário do TC escolhida e diferencial
de tempo (dt) entre as curvas. As correntes devem ser referenciadas a tensão primária.;
Resumindo, deve ser feito um gráfico mostrando a coordenação entre o relé
secundário, as curvas do elo fusível instalado na derivação da concessionária e o religador da
concessionária. Sendo que o relé da empresa deve acionar o disjuntor antes da queima do fusível
e também do acionamento do religador.
A seguir será mostrado como funcionam as curvas de proteção e como é feito o
estudo de proteção para a concessionária.
37
1.7.3
Proteções 50/51 e 51/51N ANSI
A ANSI criou uma tabela com diversas funções de dispositivos, numerando cada
uma destas funções, criando assim a conhecida tabela ANSI. Nesta tabela o valor 50, significa
Relé de Sobrecorrente Instantâneo, ou seja, uma proteção na qual o relé deve atuar
instantaneamente, o valor 51 significa Relé de Sobrecorrente Temporizado, na qual a proteção
atua conforme uma curva decrescente em função do tempo e da corrente.
Estas duas proteções também se aplicam a correntes de neutro, daí tem-se a
denominação 50N e 51N. Sob condições normais, as correntes de neutro somente ocorrem em
circuitos trifásicos desequilibrados, tanto na baixa tensão quanto na média.
E como o relé de proteção é ligado na média tensão, onde o sistema trifásico é ligado
em delta, não existindo um condutor de neutro, as proteções 50 e 51 visam o monitoramento das
diferenças entre correntes de linha para o caso de uma falta fase-terra ou uma fuga de corrente
para o terra, e não a proteção de um condutor neutro em si.
Estas são as proteções solicitadas pela concessionária e que serão focadas neste
estudo.
1.7.4
Detalhes do estudo de proteção
Este estudo envolve muitos itens específicos e que podem se tornar complexos para a
análise, desta forma serão expostos de forma resumida, como geralmente são citadas nas normas
das concessionárias, mas sem prejudicar a precisão da proteção envolvida.
a)
Ponto e Corrente ANSI
O “Ponto ANSI” é semelhante a Corrente ANSI, que é um valor elevado de corrente
que um transformador pode suportar, durante certo período de tempo, sem que o mesmo seja
danificado. Este valor da corrente ANSI pode ser obtido pela Equação 1.
(Equação 1)
onde:
= corrente ANSI;
38
Z% = impedância em percentual do transformador.
Na prática todo o termo 100/Z% pode ser substituído pelo Ponto ANSI em função da
impedância percentual do transformador e do tempo máximo que este suporta:
Z%
(Ω)
4
5
6
7
Ponto ANSI Tempo máx. de duração
(A)
(s)
25 x In
2
20 x In
3
16,6 x In
4
14,3 x In
5
Tabela 8 – Tempo de duração para cálculo da corrente ANSI ND5.4 CEMIG
b)
Corrente de magnetização
A “Corrente de Magnitização” - Im - também conhecida como corrente Inrush, é a
própria corrente de magnetização do transformador, que para estudos de proteção deve assumir
um valor de oito vezes a corrente nominal.
c)
Tipos de Curva da proteção Temporizada
Para trabalhar a proteção da curva 51, temos três opções: curva Normalmente Inversa
– NI, que é uma curva mais aberta, mais circular, curva Muito Inversa – MI, mais fechada, e
curva Extremamente Inversa – EI, que é uma curva mais fechada, tendendo a ser uma reta. Além
destas três curvas também é utilizado o recurso da Corrente de Tempo Definido, que consiste em
um valor de tempo pré programado que quando a corrente medida pelo relé atingir o valor de
corrente pré programado começa a contagem do tempo até acionar o TRIP para o disjuntor.
A Figura 31, extraída de um manual de um relé da PEXTRON, mostra um exemplo
de curva com todos os itens de proteção programados no relé.
39
Figura 31 – Exemplo de curva temporizada, tempo definido e tempo instantâneo
d)
Demais itens necessários para o estudo
A curva do religador ou disjuntor da concessionária, assim como os valores
instantâneos programados, são fornecidos pela mesma. De posse dos valores fixos, pode-se
projetar a curva da corrente de proteção, porém esta deve estar abaixo da curva do religador,
entre as curvas do elo fusível da derivação e acima da corrente de magnetização e abaixo do
ponto ANSI conforme ilustrado na Figura 32.
1.7.5
Estudo de caso
A seguir é mostrado um resumo do estudo de proteção para uma subestação de
500kVA, onde serão mostrados os resultados de todos os cálculos exigidos pela concessionária,
assim como o coordenograma das proteções e os valores programados no relé.
a)
Premissas do estudo
O estudo deve ser feito em uma folha bilog contendo os seguintes itens: curva do
religador ou disjuntor da concessionária, curvas do fusível no ponto de derivação (se houver),
corrente ANSI, corrente de magnetização e curva de atuação do relé da empresa.
Detalhes das equações utilizadas para os cálculos das correntes de curto-circuito
foram apresentadas no item 3.1.3.
40
O fator de assimetria foi obtido no livro KINDERMANN, Geraldo. Curto-Circuito.
2ª edição. Porto Alegre: Sagra Luzzatto, 1997, e possuí o valore de aproximadamente 1,37.
Para o caso em análise, a proteção e a transformação da subestação se encontram na
mesma edificação, muito próximas e interligadas por barramentos. Desta forma, foram
desconsideradas impedâncias entre estes, e conseqüentemente, calculadas somente as correntes
de falta após o transformador. Porém esta simplificação somente pode ser feita neste caso, e
quando a proteção se encontra afastada da transformação, a impedância dos cabos deve ser
levada em consideração.
O valor utilizado para a impedância da corrente de curto-circuito fase terra mínimo,
, utilizada no cálculo desta falta é 100/3Ω, e foi retirada do livro Curto-Circuito.
b)
Dados fornecidos pela CELESC no ponto de entrega.
A concessionária fornece os dados necessários para a coordenação da proteção local
da subestação com a proteção da subestação de distribuição.
Tensão base 13,8 kV;
Potência base 100 MVA;
Modelo: Religador Cooper Eletrônico;
Ajuste de fase (A) : 320;
Ajuste de Neutro (A) : 35;
Impedância no ponto de entrega
Z1 = 1,76 + j3,09 pu
c)
Z0 = 2,55 + j10,1pu
Cálculo da corrente de partida da unidade temporizada.
Para esta corrente, foi usada a demanda máxima do transformador que é de 500kW,
fator de potência de 0,92 e um acréscimo de 30% no valor da corrente nominal. Assim: In =
20,9A e In1.3 (x1.3/0.92) = 29,5A
Já na corrente do neutro, devido ao problema das terceiras harmônicas, foi estipulado
á princípio, que a corrente fosse um terço do valor da corrente de fase. Porém este valor pode ser
modificado em campo conforme situação de distorção harmônica da empresa.
41
d)
Cálculo da corrente de magnetização e Ponto ANSI.
No cálculo da corrente de magnetização foi considerada a corrente do transformador
de 500kVA. A corrente de magnetização é aproximadamente oito vezes o valor da In. Desta
forma:
Imag. = 167.3A
Para a determinação do ponto ANSI do transformador foi utilizado o método descrito
no item 3.4.2.1, o que resultou no seguinte valor Pt ANSI = 242.2A.
e)
Correntes de Curto-Circuito calculadas.
Conforme equações obtidas anteriormente em 3.1.3 foram calculadas as correntes de
faltas solicitadas pela concessionária, logo após o transformador, conforme Tabela 9.
PONTO
1
Icc3øsimét
344A
SECUNDÁRIO, V. base=13,8kV
Transformador 500kVA
Icc3øassim Icc1øsimét
Icc1ømin
471A
368A
149A
Icc1øassim
504A
Tabela 9 – Correntes de curto-circuito calculadas logo após o transformador
f)
Coordenograma de proteção
As Figuras 32 e 33 mostram o coordenograma entre as curvas do religador da
concessionária e as curvas do relé da subestação, para fase e neutro, respectivamente, com
indicações necessárias.
42
Figura 32 – Coordenograma de proteção de Fase
43
Figura 33 – Coordenograma de proteção de Neutro
44
1.7.6
Valores Programados no Relé
Após a execução do estudo de proteção, foram obtidos os valores das correntes de
curto-circuito e destes, escolhidos os valores a serem programados no relé. Porém o estudo de
proteção, mais precisamente a coordenação entre as proteções, não é uma tarefa exata, como por
exemplo, o valor da corrente instantânea de fase não precisa ser obrigatoriamente a corrente de
curto-circuito assimétrica, pode ser maior ou menor, dependendo do caso. Esta situação se
expande para todas as outras variáveis deste tipo de estudo. Desta forma, as correntes escolhidas
para programação do relé podem não ser as mesmas de um estudo para outro.
a)
Proteção de Fase
A Tabela 10 mostra os valores programados no relé no tocante a proteção de fase,
com as seguintes observações:
a) A corrente de partida da unidade temporizada foi aproximada;
b) O tipo de curva e o dt da curva foram definidos pela concessionária;
c) A corrente instantânea e a de tempo definido tem o mesmo valor.
RELÉ 50/51 – FASE
Corrente de partida da unidade temporizada
Tipo de curva
dt da curva
Partida tempo definido
Tempo definido
Corrente Instantânea da fase
29A
E.I
0,1s
400A
0,1s
400A
Tabela 10 – Valores programados no Relé para proteção de fase
b)
Proteção de Neutro
A Tabela 11 mostra os valores programados no relé no tocante a proteção de neutro,
com as seguintes observações:
a) A corrente de partida da unidade temporizada foi estipulada em um terço da corrente
nominal da fase devido a problemas com a 3ª harmônica;
b) A corrente instantânea e a de tempo definido tem o mesmo valor.
45
RELÉ 50/51 – Neutro
Corrente de partida da unidade temporizada
Tipo de curva
dt da curva
Partida tempo definido
Tempo definido
Corrente Instantânea da fase
10A
M.I
0,1s
150A
0,1s
150A
Tabela 11 – Valores programados no Relé para proteção de fase
1.7.7
Proteções ANSI
American National Standards Institute ("Instituto Nacional Americano de
Padronização"), também conhecido por sua sigla ANSI, é uma organização particular estadounidense sem fins lucrativos que tem por objetivo facilitar a padronização dos trabalhos de seus
membros, semelhante ao INMETRO e a IEC (International Electrotechnical Commission).
E as funções dos relés de proteção foram definidas e formalizadas pelo padrão ANSI
e estes foram absorvidos e amplamente utilizados por todo o mundo, mesmo o IEC tendo
algumas definições para os relés.
As funções padrão ANSI são tem torno de 100.
As principais proteções ANSI são:
21 – Relé de distência;
25 - Check de Sincronismo;
32 – Direcional de potência;
50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada;
50/51N – Sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro ou terra;
49 – elemento térmico
81 – Sub / Sobrefreqüência e taxa de variação de freqüência;
27/59 - Subtensão e sobretensão fase-neutro ou entre fases;
55 – Fator de potência;
60 – Perda de potencial (balanço de tensão);
67 – Direcional de Sobrecorrente
46
1.7.8
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de relés de proteção são necessários os seguintes
itens:
1.8
•
Tensão de alimentação;
•
Tensão de comando;
•
Proteções ANSI;
•
Demais características construtivas do equipamento;
DISJUNTORES DE MÉDIA E ALTA TENSÃO
Dispositivo de proteção amplamente utilizado em todas as tensões, porém este
funciona de forma diferente em MT e AT, pois estes disjuntores não atuam por si só na presença
de uma sobre-corrente ou curto-circuito, como atuam os disjuntores de BT, estes somente atuam
quando recebem um sinal para abrirem, sinal popularmente conhecido como TRIP.
E este sinal é proveniente do sistema de proteção, geralmente constituído de TCs,
TPs e relés. E que também podem fornecer o sinal para o fechamento do disjuntor, conforme
automação do sistema.
1.8.1
Características Construtivas
As características construtivas dos disjuntores estão diretamente relacionadas
potência e a tecnologia envolvida. A seguir será mostrado as principais formas de extinção do
arco-voltaico em diferentes tipos de disjuntores, sendo que esta característica não possui grande
influência na parte externa de um disjuntor. Não é possível identificar, somente pela carcaça, se
um disjuntor de AT funciona a vácuo ou a óleo, por exemplo.
a) Disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO)
Disjuntores muito utilizados em subestações abrigadas, geralmente de MT. Possui
uma tecnologia que extingue o arco devido a um óleo isolante presente em seus contatos. A
figura 34 mostra um disjuntor PVO.
47
Figura 34 – Disjuntor PVO
b) Disjuntores a vácuo
Este tipo de disjuntor é utilizado em todos os tipos de SE, independentemente da
tensão, potência ou se é abrigada ou externa. Como o próprio nome diz, este equipamento
extingue o arco gerando vácuo entre seus contatos.
Devido a esta característica, este disjuntor é mais barato, de construção mais
simplificada e tende a tomar o lugar do disjuntor PVO.
A figura 35 mostra um exemplo de extinção de arco e a figura 36 mostra um
disjuntor de AT e um de MT, ambos a vácuo.
Figura 35 – Disjuntor a Vácuo
48
Figura 36 – Método de extinção do arco a vácuo
c) Disjuntores a SF6
Este tipo de disjuntor utiliza o gás isolante SF6 para a extinção do arco-voltaico nos
terminas do equipamento. Geralmente são mais utilizados em SE de AT ou MT quando
envolvem altas correntes, como um circuito de geradores em usinas hidrelétricas por exemplo.
Também podem ser utilizados em SE de MT normais, mas o uso neste caso ocorre com menor
freqüência. A figura 37 mostra disjuntores a SF6 para instalação interna e externa.
Figura 37 – Disjunto a SF6
49
1.8.2
Abertura e fechamento disjuntores
Como foi dito no começo deste capitulo, disjuntores de MT e AT não são abertos
automaticamente na presença de alguma falta como os disjuntores termomagnéticos de BT. Estes
precisam ser acionados pelo circuito de comando do disjuntor, que manda sinal tanto para a
abertura quanto para o fechamento do disjuntor.
A abertura do disjuntor é um processo simples, já que este possui molas que sempre
pressionam o disjuntor para uma abertura mais rápida possível, independente do método de
extinção de arco.
Já o fechamento do disjuntor é um processo mais complicado, pois para o
fechamento é necessário o carregamento das molas do mecanismo de operação do disjuntor,
sendo que este carregamento pode ser manual, através de uma manivela, ou automatizado,
através de um motor específico.
Resumindo, para abrir um disjuntor de MT ou AT sómente um sinal de comando
para a bobina de abertura é suficiente, já para fechar, primeiro é necessário carregar as molas do
disjuntor para em seguida fechar o equipamento, manualmente ou via bobina de fechamento.
E tanto o disjuntor mais simples de MT quanto o mais caro de AT possuem a mesma
forma de trabalho e também podem ser carregados com uma manivela, no caso de falha do
sistema motorizado.
1.8.3
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de um disjuntor de MT ou BT são necessários os
seguintes itens:
•
Tensão nominal;
•
Corrente nominal;
•
Tensão do circuito de comando;
•
Correntes de interrupção simétrica e assimétrica;
•
Tecnologia de extinção de arco (PVO, vácuo, SF6);
•
Instalação interna ou externa;
•
Acessórios para automação (bobinas de abertura, fechamento e motor).
50
1.9
ISOLADORES
Equipamentos presentes em todas as subestações onde seja necessário um suporte
mecânico de apoio ou suspensão para os condutores, sendo barramentos ou cabos. Basicamente
são fabricados em três tipos de material, porcelana, vidro e poliméricos e podem ser externos ou
internos.
Figura 38 – Isoladores
1.9.1
Isoladores de Vidro
Isoladores feitos de vidro temperado e muito utilizado em linhas de distribuição e
transmissão, tanto como suporte de apoio como de tração. A figura 39 mostra este tipo de
isolador na versão de apoio e suspensão.
51
Figura 39 – Isoladores de Vidro
1.9.2
Isoladores de Porcelana
Atualmente este é o tipo de isolador mais utilizado em todo sistema elétrico de
potência, de BT a AT, porém de formas diferentes. Para isoladores de suporte, a porcelana é
utilizada em todas as faixas de tensões, já para ancoragem, este é utilizado em BT, para outras
tensões são utilizados outros materiais. A figura 40 mostra isoladores de porcelana de MT e AT.
Figura 40 – Isoladores de Porcelana
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Estes componentes também são utilizados em SE abrigadas, como suporte de
sustentação e buchas de passagem, a figura 41 mostra estes exemplos.
Figura 41 – Isoladores de Porcelana Internos
1.9.3
Isoladores Poliméricos
Os polímeros estão substituindo muitos materiais em todos os equipamentos em todo
o mundo, e isso também acontece na eletricidade, sendo que os isoladores poliméricos tendem a
ser a maioria nas instalações elétricas em todas as faixas de tensão, salvo alguns casos
específicos de complexidade construtiva.
Hoje no Brasil, eles são amplamente utilizados na MT e aos poucos vão ganhando
espaço na AT. A figura 42 mostra isoladores isoladores poliméricos de sustentação e apoio.
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Figura 42 – Isoladores Poliméricos
1.9.4
Especificação Sumária
Para a especificação da compra de isoladores são necessários os seguintes itens:
•
Tensão nominal;
•
Tipo do material;
•
Tipo de isolador (sustentação ou apoio);
•
Carga mecânica (para sustentação);