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MANUAL. ELETRIC

MANUAL DE EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS

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ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE DIREITOS REPROGRÁFICOS

V ) D lR E lt°

MANUAL DE EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS 3.a Edição

JOÃO MAMEDE FILHO

Engenheiro Eletricista Diretor de Planejamento e Engenharia da Companhia Energética do Ceará (1988-1990) Diretor de Operação da Companhia Energética do Ceará COELCE (1991-1994) Diretor de Planejamento e Engenharia da Companhia Energética do Ceará (1995-1998) Presidente do Comitê Coordenador de Operações do Norte-Nordeste - CCON (1993) Presidente da Nordeste Energia S.A. - NERG1SA (1999-2000) Atual Presidente da CPE —Consultoria e Projetos Elétricos Professor de Eletrotécnica Industrial da Universidade de Fortaleza - UNIFOR -

LTC EDITORA

No interesse de difusão da cultura e do conhecimento, o autor e os editores envidaram o máximo esforço para localizar os detentores dos direitos autorais de qualquer material utilizado, dispondo-se a possíveis acertos posteriores caso, inadvertidamente, a identificação de algum deles tenha sido omitida.

CIP-BRASIL. CATALOGAÇÃO-NA-FONTE SINDICATO NACIONAL DOS EDITORES DE LIVROS, RJ. M231m 3. ed. Mamede Filho, João Manual de equipamentos elétricos / João Mamede Filho. - 3. ed. - Rio de Janeiro : LTC, 2005 Inclui bibliografia ISBN 85-216-1436-5 1. Aparelhos e materiais elétricos. I. Título. 05-1340.

CDD 621.3028 CDU 621.3.04

Direitos exclusivos para a língua portuguesa Copyright © 2005 by João Mamede Filho LTC - Livros Técnicos e Científicos Editora S.A. Travessa do Ouvidor, 11 Rio de Janeiro, RJ - CEP 20040-040 Tel.: 21-3970-9480 Fax: 21-2221-3202 ltc @ltceditora.com.br www.ltceditora.com.br Reservados todos os direitos. É proibida a duplicação ou reprodução deste volume, no todo ou em parte, sob quaisquer formas ou por quaisquer meios (eletrônico, mecânico, gravação, fotocópia, distribuição na Web ou outros), sem permissão expressa da Editora.

Este trabalho é dedicado a memória de meu pai, João Mamede Souza; memória de minha mãe, Maria Nair Cysne Mamede; minha esposa, Maria Elizabeth Ribeiro Mamede; minha filha, Aline Ribeiro Mamede - graduada em Administração de Empresas; meu filho, Daniel Ribeiro Mamede - concludente do curso de Engenharia Elétrica.

Este livro tem como finalidade fornecer aos seus leitores - alunos de escolas técnicas e profissionais da área de engenharia elétrica - informações sobre os equipamentos mais utilizados em sistemas elétricos de média e alta tensões. São 20 no total, sendo cada equipamento tratado em capítulo específico. Para maior amplitude no estudo dos equipamentos, foram abordados os seus diferentes tipos de construção e aplicação. A metodologia utilizada para abordagem do assunto adotou a seguinte seqüência: inicialmente, fez-se uma descrição sumária de cada equipamento, mencionando as suas diversas aplicações num determinado sistema elétrico e, onde pertinente, descreveu-se o seu processo de fabricação industrial; em seguida, foram apresentadas as suas características técnicas fundamentais que permitem dimensionar os parâmetros elétricos correspondentes; em continuidade ao texto, elaborou-se um ou mais Exemplos de Aplicação, de modo a fornecer aos leitores elementos essenciais para o desenvolvimento de aplicações práticas do referido equipamento instalado num sistema elétrico com características técnicas usuais; finalmente, produziu-se um sumário com os principais parâmetros elétricos necessários à elaboração de uma especificação técnica destinada à aquisição do equipamento em estudo. Em benefício da melhor compreensão e clareza do conteúdo do livro, foram utilizadas muitas fotos dos equipamentos tratados nos diferentes capítulos, bem como mostrados os respectivos diagramas elétricos, cortes e vistas isométricas. Para acompanhar o desenvolvimento tecnológico dos equipamentos elétricos utilizados nas instalações de média e alta tensões, o livro foi atualizado para satisfazer a capacitação requerida dos alunos e profissionais do mercado de energia elétrica. Atualmente, muitos equipamentos elétricos incorporam a tecnologia digital nas suas funções operacionais, como os relés, religadores, seccionadores, etc. Em decorrência dessa evolução tecnológica, os capítulos que abordavam os referidos assuntos foram completamente revistos e, por conseguinte, muitas informações técnicas relevantes foram acrescentadas. Acreditamos, finalmente, que este livro se constitui numa valiosa fonte de consulta para os leitores que busquem soluções pontuais na aplicação dos diversos equipamentos aqui estudados e que, cotidianamente, estão presentes nos trabalhos de técnicos e engenheiros do segmento de eletricidade. Nas edições anteriores, o livro foi publicado em dois volumes. Nesta edição, no entanto, por considerar a interdependência dos diferentes capítulos, e a necessidade de facilitar a leitura e a pesquisa dos assuntos, todo o conteúdo da obra foi reunido em um único volume. Temos a obrigação de agradecer aos diversos fabricantes citados ao longo do texto, dos quais utilizamos tabelas e gráficos extraídos dos seus catálogos técnicos. Essas informações tomam esta obra um manual de consulta e de utilização prática. Agradecemos também a todos aqueles que ao longo de quatorze anos prestigiaram este livro. Esperamos que agora possam encontrar um conteúdo de melhor qualidade em função das atualizações incorporadas ao texto. Agradecemos antecipadamente as críticas e observações de todos os leitores. Através dessas contribuições será possível assegurar um aperfeiçoamento crescente das futuras edições. João Mamede Filho

Capítulo í

Capítulo 2

Capítulo 3

Capítulo 4

Capítulo 5

PÁRA-RAIOS A RESISTOR NÃO-LINEAR 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 1.11

Introdução 1 Partes Componentes do Pára-raios 1 Origem das Sobretensões 6 Componentes Simétricas 21 Fenômenos de Reflexão e Refração de uma Onda Incidente 28 Características dos Pára-raios 31 Classificação dos Pára-raios 34 Seleção de Pára-raios 34 Localização dos Pára-raios 40 Ensaios e Recebimento 44 Especificação Sumária 45

CHAVE FUSÍVEL INDICADORA UNIPOLAR 46

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

Introdução 46 Chave Fusível Indicadora Unipolar 46 Elo Fusível 58 Ensaios e Recebimento 64 Especificação Sumária 65

MUFLAS TERMINAIS PRIMÁRIAS E TERMINAÇÕES 66

3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8

Introdução 66 Dielétrico 67 Campo Elétrico 67 Campo Elétrico nos Cabos de Média e Alta Tensões 69 Seqüência de Preparação de um Cabo Condutor 71 Aplicação de Muflas em Ambientes Poluídos 75 Ensaios e Recebimento 75 Especificação Sumária 75

CONDUTORES ELÉTRICOS 76

4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

Introdução 76 Características Construtivas 76 Características Elétricas 90 Ensaios e Recebimento 143 Especificação Sumária 143

TRANSFORMADORES DE CORRENTE 157

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6

Introdução 157 Características Construtivas 157 Características Elétricas 165 Classificação 178 Ensaios e Recebimento 190 Especificação Sumária 191

S um ário

Capítulo 6 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL 192 6.1 Introdução 192 6.2 Características Construtivas 193 6.3 Características Elétricas 198 6.4 Especificação Sumária 212 Capítulo 7 RUCHAS DE PASSAGEM 213 7.1 Introdução 213 7.2 Características Construtivas 213 7.3 Características Elétricas 219 7.4 Ensaios e Recebimento 222 Capítulo 8 CHAVES SECCIONADORAS PRIMÁRIAS 223 8.1 Introdução 223 8.2 Características Construtivas 224 8.3 Características Elétricas 243 8.4 Ensaios e Recebimento 250 8.5 Especificação Sumária 251 Capítulo 9 FUSÍVEIS LIMITADORES PRIMÁRIOS 252 9.1 Introdução 252 9.2 Características Construtivas 252 9.3 Características Elétricas 255 9.4 Proteção Oferecida pelos Fusíveis Limitadores 260 9.5 Sobretensões por Atuação 262 9.6 Ensaios e Recebimento 263 9.7 Especificação Sumária 263 Capítulo ÍO RELÉS DE PROTEÇÃO 264 10.1 Introdução 264 10.2 Natureza das Perturbações 264 10.3 Características dos Relés 266 10.4 Relés de Sobrecorrente 275 10.5 Relé Diferencial de Corrente 314 10.6 Relé Direcional 334 10.7 Relé de Distância 361 10.8 Relé de Tensão Temporizada 378 10.9 Relé de Tensão Instantâneo 383 10.10 Relé de Religamento 384 10.11 Relé de Gás ou Relé de Buchholz 386 10.12 Relé de Freqüência 390 10.13 Relé de Tempo 391 10.14 Relé Auxiliar de Bloqueio 391 10.15 Relé Térmico 394 10.16 Relé para Proteção de Motor 395 10.17 Dispositivo de Disparo Capacitivo 400 10.18 Relé Anunciador 402 Capítulo 1 í DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO 403 11.1 Introdução 403 11.2 O Arco Elétrico 403

11.3 11.4 11.5 11.6 11.7

Princípio de Interrupção da Corrente Elétrica 405 Características Construtivas dos Disjuntores 409 Características Elétricas dos Disjuntores 428 Ensaios e Recebimento 446 Especificação Sumária 447

Capítulo 12 TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA 448 12.1 Introdução 448 12.2 Características Gerais 448 12.3 Características Construtivas 456 12.4 Características Elétricas e Térmicas 492 12.5 Autotransformador 550 12.6 Ensaios e Recebimento 554 12.7 Especificação Sumária 556 Capítulo 13

CAPACITORES DE POTÊNCIA 557

13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 13.10 13.11 13.12 13.13 13.14 13.15 13.16 13.17 13.18

Introdução 557 Fator de Potência 557 Características Gerais 565 Características Construtivas 570 Características Elétricas 576 Aplicações dos Capacitores-Derivação 577 Correção do Fator de Potência 595 Ligação dos Capacitores em Bancos 599 Dimensionamento de Bancos de Capacitores 602 Equipamentos de Manobra de Bancos de Capacitores 610 Transitórios em Bancos de Capacitores 616 Proteção e Manobra de Capacitores 624 Controle Automático de Banco de Capacitores 643 Aterramento de Capacitores 644 Estrutura para Banco de Capacitores 645 Condições de Operação e Identificação 645 Ensaios e Recebimento 645 Especificação Sumária 647

Capítulo 14 CHAVE DE ATERRAMENTO RÁPIDO 648 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6

Capítulo 15

Introdução 648 Características Construtivas 648 Características Elétricas 650 Aplicação 650 Ensaios e Recebimento 651 Especificação Sumária 651

RESISTORES DE ATERRAMENTO 652 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7

Introdução 652 Curto-Circuito Fase e Terra 652 Características Construtivas 654 Características Elétricas 656 Determinação dos Resistores 657 Ensaios e Recebimento 661 Especificação Sumária 661

.

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S um á rio

Capítulo 16 REGULADORES DE TENSÃO 662 16.1 Introdução 662 16.2 Regulador de Tensão Autobooster 664 16.3 Regulador de Tensão de 32 Degraus 675 16.4 Ensaios e Recebimento 700 16.5 Especificação Sumária 701 Capítulo 17 RELIGADORES AUTOMÁTICOS 702 17.1 Introdução 702 17.2 Religadores Automáticos de Interrupção em Óleo 703 17.3 Religadores Automáticos de Interrupção a Vácuo 710 17.4 Aplicação dos Religadores 719 17.5 Placa de Identificação 721 17.6 Critérios para Coordenação entre Religadores e os Equipamentos de Proteção 721 17.7 Ensaios e Recebimento 730 17.8 Especificação Sumária 731 Capítulo 18 SECCI0NAD0RES AUTOMÁTICOS 732 18.1 Introdução 732 18.2 Dispositivos Acessórios 734 18.3 Partes Componentes dos Seccionadores 735 18.4 Características Elétricas 737 18.5 Ensaios e Recebimento 741 18.6 Especificação Sumária 742 Capítulo 19 IS0LAD0RES 743 19.1 Introdução 743 19.2 Características Elétricas 743 19.3 Características Construtivas 746 19.4 Propriedades Elétricas e Mecânicas 750 19.5 Ensaios e Recebimento 765 19.6 Especificação Sumária 767 Capítulo 20 DESCARREGADORES DE CHIFRE 768 20.1 Introdução 768 20.2 Características Construtivas 769 20.3 Características Elétricas 770 20.4 Ensaios e Recebimento 772 20.5 Especificação Sumária 772

REFERÊNCIAS RIRLIOGRÁFICAS 773 ÍNDICE 775

P ára -R aios a R esistor N ão -L inear 1.1 INTRODUÇÃO

As linhas de transmissão e redes aéreas de distribuição urbanas e rurais são extremamente vulneráveis às descargas atmosféricas que, em determinadas condições, podem provocar sobretensões elevadas no sistema (sobretensões de origem externa), ocasionando a queima de equipamentos, tanto os da companhia concessionária como os do consumidor de energia elétrica. Para que se protejam os sistemas elétricos dos surtos de tensão, que também podem ter origem durante manobras de chaves seccionadoras e disjuntores (sobretensões de origem interna), são instalados equipamentos apropriados que reduzem o nível de sobretensão a valores compatíveis com a suportabilidade desses sistemas. Esses equipa­ mentos protetores contra sobretensões são denominados pára-raios. Como alternativa, também, são utilizados os descarregadores de chifre, cujo desempenho é inferior ao dos pára-raios, mas satisfazem plenamente os sistemas rurais, onde se buscam custos de construção e manutenção cada vez menores. Os pára-raios são utilizados para proteger os diversos equipamentos que compõem uma subestação de potência ou simplesmente um único transformador de distribuição instalado em poste. Os pára-raios limitam as sobretensões a um valor máximo. Este valor é tomado como o nível de proteção que o pára-raios oferece ao sistema. Este capítulo abordará somente os pára-raios, enquanto o Cap. 20 tratará exclusivamente dos descarregadores de chifre.

1.2 PARTES COMPONENTES DO PÁRA-RAIOS

A proteção dos equipamentos elétricos contra as descargas atmosféricas é obtida através de pára-raios que utilizam as propriedades de não-linearidade dos elementos de que são fabricados para conduzir as correntes de descarga associadas às tensões induzidas nas redes e em seguida interromper as correntes subseqüentes, isto é, aquelas que sucedem às correntes de descarga após a sua condução à terra. Atualmente existem dois elementos de características não-lineares capazes de desempenhar as funções ante­ riormente mencionadas a partir dos quais são construídos os pára-raios: carbonato de silício e óxido de zinco.

Pára-Raios de Carboneto de Silício

Os pára-raios de carboneto de silício são aqueles que utilizam como resistor não-linear o carboneto de silício (SiC) e têm em série com este um centelhador formado por vários gaps (espaços vazios). Esses pára-raios são constituídos basicamente das seguintes partes:

a) Resistores não-lineares

A matéria-prima do principal componente do pára-raios, o carboneto de silício, é adquirida de fabricantes específicos que, no Brasil, destinam basicamente a sua produção para o setor de industrialização de pedras de esmerilhamento. O carborundo, como é conhecido neste estágio, ao ser adquirido pelos fabricantes de pára-raios, sofre um pro­ cesso de beneficiamento com a adição de alguns produtos, como o bismuto, inclusive reduzindo a granulometria de suas partículas. '

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C a p ít u l o U m

Neste estágio de pureza, o carborundo é usado no processo de fabricação do bloco de carboneto de silício. Inicialmente, misturado com uma substância aglomerante e, logo em seguida, através de doses medidas de, apro­ ximadamente, 180 gramas para pára-raios de distribuição, é levado a uma máquina de compressão que molda cada bloco individualmente. O aglomerante serve para manter, após a compressão, a integridade física do bloco, antes de sofrer o processo de sinterização, pois o bloco, apesar de compacto, ainda é facilmente destruído com qualquer esforço mais acentuado. Desta etapa, os blocos são encaminhados a uma estufa a resistência elétrica, no interior da qual são aquecidos a uma temperatura de aproximadamente 2.000°C. Este processo, chamado sinterização, consiste em elevar, gradativamente, a temperatura dos blocos, de modo a provocar as reações químicas necessárias nas cadeias de carbono. Os blocos devem ser aquecidos de maneira uniforme, de fora para dentro, e resfriados da mesma forma, a fim de evitar fissuras nas peças. Durante este processo, a substância aglomerante, por ser de baixo ponto de ebulição, evapora no interior da estufa, liberando-se do bloco. Este, ao final do processo, transforma-se em uma peça de cerâmica de dureza relativamente elevada. Em seguida, o bloco é conduzido ao processo de metalização de suas faces de contato, que consiste em pulveri­ zar cobre nas faces inferior e superior do bloco de carboneto de silício, com o auxílio de uma pistola de acetileno, utilizando-se um fio de liga de cobre, introduzido gradativamente no bico da chama. A metalização permite melhor contato entre os blocos quando montados no interior do corpo de porcelana. Após a etapa de metalização, cada bloco é levado ao ensaio de tensão de descarga que consiste na aplicação de uma onda padronizada, medindo-se a queda de tensão resultante. Durante esse ensaio, os blocos são separados, de acordo com a tensão de descarga obtida, nos tipos A, B e C, para valores compreendidos, respectivamente, entre 8-10, 10-12 e 12-14 kV. Para valores superiores, os blocos são refugados. Já os centelhadores série são fabricados através da estampagem de uma chapa de liga de cobre e adquirem uma forma circular. A prensa molda em suas faces uma saliência que serve para disrupção da tensão. A montagem é feita de forma que a corrente de descarga ao atravessar o centelhador o faça em forma helicoidal, produzindo o efeito de bobina e melhorando as condições de corte da corrente subseqüente. As chapinhas do centelhador são montadas sobre peças de esteatita a fim de formar o gap. Em ambiente onde há o controle da umidade, geralmente situada em 52%, são montadas as partes componentes do pára-raios (os blocos, o centelhador e a mola de compressão) no interior do corpo de porcelana. Em seguida, o pára-raios é levado a uma máquina para ser hermeticamente fechado. Como a estanqueidade é fundamental no desempenho do pára-raios, cada unidade é ensaiada, injetando-se nitro­ gênio extra-seco no seu interior, através de um orifício feito no terminal de ligação de fase, levando-o, em seguida, a um tanque de água dentro do qual fica submerso por um minuto. A pressão do nitrogênio é de 5 kg/cm2. Fechado o orifício por onde se injetou o nitrogênio, depois de aliviar a pressão interna deste gás, o pára-raios é levado ao laboratório da fábrica para ser submetido a um ensaio de tensão aplicada na freqüência industrial. As unidades, nas quais a disrupção neste ensaio se dá de acordo com a norma, são conduzidas à seção de produtos acabados. O carboneto de silício é um material capaz de conduzir alta corrente de descarga com baixas tensões residuais, no entanto oferece uma alta impedância à corrente subseqüente fornecida pelo sistema. O carboneto de silício apresenta características de tensão X corrente de acordo com a Fig. 1.1. Se fosse construído sem centelhador um pára-raios SiC conduziria à terra uma elevada corrente, cerca de 200 A, quando submetido à tensão de operação, Vop. Como resultado, o bloco cerâmico, através do qual fluiria a corrente, sofreria um aquecimento exagerado devido às perdas Joule nos resistores não-lineares, comprometendo a integridade física do pára-raios e ocasionando um defeito fase-terra no sistema. Conclui-se, desta forma, que os pára-raios SiC só podem funcionar com a presença do centelhador série. O aumento da temperatura do bloco cerâmico de carboneto de silício não deve reduzir a sua resistência elétrica quando da passagem da corrente subseqüente. Caso contrário, esta corrente poderia assumir um valor demasia­ damente elevado e não permitir a sua interrupção pelo centelhador série, na sua primeira passagem por zero. A não interrupção provocaria uma reignição da corrente no meio ciclo seguinte, reduzindo ainda mais a resistência elétrica do bloco e conseqüentemente elevando a corrente circulante, e assim sucessivamente, até que este processo resultasse em danos ao pára-raios. Também a resistência do resistor não-linear não deve aumentar com a passagem da corrente de descarga, pois, caso contrário, haverá uma elevação da tensão residual que pode resultar em dano ao equipamento protegido.

b) Corpo de porcelana

Constituído de porcelana vitrificada de alta resistência mecânica e dielétrica, dentro do qual estão alojados os principais elementos ativos do pára-raios.

P á b a -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea r

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Fig. 1.1 Curvas características de tensão X corrente dos varistores SiC e ZnO

O sistema de vedação é o ponto mais crítico de um pára-raios e consiste nas gaxetas de borracha e nas tampas metálicas instaladas nas extremidades. Quando o pára-raios é submetido a uma descarga, a sua temperatura é elevada a um valor que depende da magnitude da corrente. Como os coeficientes de expansão da porcelana, das gaxetas de borracha e das tampas metálicas são diferentes, existe a possibilidade de entrada de ar externo para o interior do pára-raios afetando de imediato o desempenho do centelhador através do qual pode haver disrupção à freqüência industrial motivada pela redução da rigidez dielétrica dos espaços entre os elementos do centelhador.

c) Centelhador série

É constituído de um ou mais espaçadores entre eletrodos, dispostos em série com os resistores não-lineares, e cuja finalidade é assegurar, sob quaisquer condições, uma característica de disrupção regular com uma rápida extinção da corrente subseqüente, fornecida pelo sistema. O centelhador série pode ser considerado como uma chave de interrupção da corrente que segue a corrente de descarga do pára-raios (corrente subseqüente), quando esta passa pelo ponto zero natural do ciclo alternado.

d) Desligador automático

É constituído de um elemento resistivo colocado em série com uma cápsula explosiva protegida por um corpo de baquelite. O desligador automático é projetado para não operar com a passagem da corrente de descarga e da corrente subseqüente. Sua principal utilidade é desligar o pára-raios defeituoso da rede através da sua auto-explosão. Adi­ cionalmente, serve como indicador visual de defeito do próprio pára-raios. E necessário que a curva de atuação tempo X corrente do desligador automático seja compatível com as curvas características de atuação dos elementos de proteção do sistema. Estes dispositivos são disponíveis somente nas unidades de média tensão.

e) Protetor contra sobrepressão

É um dispositivo destinado a aliviar a pressão interna devido a falhas ocasionais do pára-raios e cuja ação permite o escape dos gases antes que haja o rompimento da porcelana e provoque danos à vida e ao patrimônio.

C a p ít u l o U m

Terminal de fase

Mola de compressão

Centelhador Corpo de porcelana

Resistores não-lineares Desligador automático

Terminal de terra

Ferragemdefixação

Fig. 1.2 D etalhes construtivos dos pára-raios

A Fig. 1.2 mostra o interior de um pára-raios de distribuição a resistor não-linear, detalhando os principais elementos ativos anteriormente descritos, enquanto a Fig. 1.3 detalha a montagem de um pára-raios num sistema de distribuição.

f) Mola de compressão

Fabricada em fio de aço de alta resistência mecânica, tem a função de reduzir a resistência de contato entre os blocos cerâmicos.

-Terminal de fase

Suportede fixação Condutor de fase

Condutor de aterram ento

Cruzeta -Terminal de terra

Fig. 1.3 Detalhes de m ontagem de um pára-raios de distribuição a resistor não-linear

P á ra -R aios

a

R e sist o r N ã o -L in ea r

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Pára-Raios de Óxido de Zinco

São assim denominados os pára-raios que utilizam como resistor não-linear o óxido de zinco (ZnO) e, ao con­ trário dos pára-raios de carboneto de silício, não possuem centelhadores série. Estes pára-raios são constituídos basicamente das seguintes partes:

a) Resistores não-lineares

Em decorrência das pesquisas para obtenção de um resistor não-linear de aplicação na proteção de circuitos eletrônicos, a Matsushita Electric Industrial Company, sediada em Osasco, no Japão, descobria em 1978 que o óxido de zinco possuía excelentes características de não-linearidade. Em seguida a General Electric aprofundou as pesquisas para obter um produto que pudesse substituir o carboneto de silício, SiC, único produto que desem­ penhava a função de resistor não-linear na construção de pára-raios e que dispensasse o uso de centelhadores que são os elementos responsáveis pela interrupção da passagem da corrente subseqüente. Os pára-raios de óxido de zinco são constituídos por blocos cerâmicos compostos a partir de uma mistura de óxido de zinco, em maior proporção, e outros óxidos metálicos, como o antimônio, o manganês, o bismuto e o cobalto. Após a obtenção do pó, resultante da mistura anteriormente referida, procede-se à prensagem dos blocos nas dimensões desejadas, vindo em seguida a sua sinterização, que consiste num tratamento térmico cujo objetivo é tomar o bloco um elemento cerâmico, e isto é obtido quando o mesmo é submetido a uma temperatura que pode chegar aos 1.300°C. Após cobrir com elemento metálico as superfícies de contato do bloco cerâmico, o mesmo é levado a uma série de testes, depois dos quais pode estar classificado para ser utilizado nos pára-raios. Assim como o SiC, o óxido de zinco apresenta uma elevada capacidade de condução de corrente de surto que resulta em baixas tensões durante a passagem da corrente de descarga, ao mesmo tempo que oferece uma alta resistência à corrente subseqüente, fornecida pelo sistema. 0 óxido de zinco apresenta características de tensão X corrente de acordo com a Fig. 1.1. Neste caso, como se pode observar, o pára-raios a óxido de zinco, quando submetido à tensão de operação, conduz à terra uma cor­ rente elétrica de valor muito pequeno, cerca de 30 X 10~6A, ou 0,03 mA, incapaz de provocar um aquecimento significativo no bloco cerâmico. Como resultado deste desempenho, o pára-raios a óxido de zinco pode dispensar o uso do centelhador série. Conhecidas as características dos blocos varistores pode-se desenvolver uma análise comparativa dos elementos carboneto de silício e óxido de zinco. A corrente que circula no bloco varistor (carboneto de silício ou óxido de zinco) depende exponencialmente da tensão aplicada nos terminais do pára-raios, conforme Eq. (1.1): I = K X Va (1.1) V - tensão aplicada ao bloco varistor; K - constante característica do carboneto de silício ou do óxido de zinco; 1 - corrente conduzida pelo bloco varistor; a - coeficiente de não-linearidade. O valor de a depende da constituição química do bloco cerâmico, do tempo e da temperatura de sinterização e do tempo de resfriamento. Os varistores de carboneto de silício têm um valor aproximado de a = 5. Já os varistores de óxido de zinco apresentam valores de a variando entre 25 e 30. Foram selecionadas três diferentes regiões no gráfico da Fig. 1.1, compreendendo as curvas características do ZnO. Na região 1, correspondente à zona de baixa corrente, o ZnO é muito sensível às temperaturas a que é sub­ metido, alterando severamente as suas características. Na região 2 a temperatura apresenta pouca influência no valor da tensão. Já na região 3, que corresponde à zona de alta corrente, onde se processa a descarga da corrente através do bloco cerâmico, o comportamento do ZnO depende da resistividade dos grânulos de que são fabricados os varistores. Os pára-raios a óxido de zinco apresentam as seguintes vantagens técnicas e operacionais: • não existe corrente subseqüente nos pára-raios a óxido de zinco; • apresentam maior capacidade de absorção de energia; • são dotados de um nível de proteção melhor definido, o que resulta na redução da margem de segurança do isolamento dos equipamentos; • por não possuírem centelhadores, a curva de atuação dos pára-raios a óxido de zinco não apresenta transi­ tórios.

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C a p ít u l o U m

Quando o pára-raios opera, conduzindo a corrente de descarga para a terra, há uma elevada dissipação de calor devido à resistência não-linear do bloco cerâmico. Para determinar o valor da energia dissipada foi estabelecido nos ensaios de capacidade de energia pela IEC - Comissão de Eletrotécnica Internacional o formato da onda de corrente de 4/10 Os valores obtidos de energia dissipada para a forma de onda anteriormente mencionada é de 29 kJ para uma corrente de crista de 40 kA e de 52 kJ para uma corrente de 65 kA. ( jl s .

b) Corpo de porcelana

É constituído de uma peça cerâmica no interior da qual estão instalados os varistores de óxido metálico. Dada a sua particular construção, o volume interno do invólucro de porcelana é superior ao volume ocupado pelos varistores, permitindo assim um espaço interno lateral razoável. Se há falha de vedação nas gaxetas superiores e/ou inferiores o ar úmido e/ou poluído penetra no interior do invólucro alterando as características elétricas dos varistores. Como os pára-raios estão permanentemente energizados, inicia-se neste momento um pequeno fluxo de corrente entre fase e terra, levando rapidamente à decomposição dos varistores de óxido metálico e conseqüen­ temente à atuação do elemento de proteção de neutro do sistema elétrico. Vale ressaltar que a penetração da umidade no interior do invólucro de porcelana leva o pára-raios inevitavel­ mente à falha e perda da unidade.

c) Corpo polimérico

Os invólucros poliméricos são constituídos de uma borracha de silicone com diversas variedades de propriedades químicas na sua formação, dependendo da tecnologia de cada fabricante. Os pára-raios com invólucros poliméricos têm como vantagem a ausência de vazios no seu interior como ocorre com os pára-raios de corpo de porcelana. Devem ser dotados de um excelente sistema de vedação. Na condição de falha por excesso de energia de um pára-raios de corpo de porcelana, os blocos de ZnO entram em decomposição, liberando gases, elevando a pressão interna até o rompimento do corpo de porcelana, onde seriam expelidos fragmentos para o ambiente próximo ao ponto de instalação do pára-raios. No caso de falha por excesso de energia de um pára-raios de corpo polimérico, devido à inexistência de espaços internos e à própria tecnologia do material, o risco de liberação de fragmentos para o ambiente é muito remoto. Uma outra vantagem do corpo polimérico reside na sua aplicação em áreas de elevada poluição. Assim, em um pára-raios de corpo de porcelana, por dispor de espaços internos de razoável volume, a penetração de ar po­ luído para o interior do mesmo por perda de vedação propicia a ocorrência de descargas parciais nos espaços que circundam os blocos de ZnO, degradando-os até o ponto de falha. Já nos pára-raios de corpo polimérico, pela inexistência de espaços interiores, o seu desempenho em condições similares é muito superior. Por não possuírem centelhador, os pára-raios poliméricos permanecem continuamente energizados. Devido a essa condição os blocos varistores estão continuamente energizados, exigindo que o material de que são consti­ tuídos seja de alta qualidade. Alguns pára-raios de invólucro polimérico não possuem desligador automático. A falha dos blocos cerâmicos leva o sistema elétrico à condição de curto-circuito monopolar cuja identificação do pára-raios defeituoso a olho nu é praticamente impossível. Para evitar tais situações os pára-raios são equipados com um indicador de falta para facilitar a identificação da unidade defeituosa. Em geral, a sensibilidade do indicador de falha é de 15 A. A Fig. 1.4 mostra a vista exterior de um pára-raios de corpo polimérico.

1.3 ORIGEM DAS SOBRETENSÕES

A sobretensão é o resultado de uma tensão variável em relação ao tempo envolvendo as fases de um sistema ou uma fase e a terra. Para ser considerada uma sobretensão seu valor de crista deve ser superior ao valor de crista da tensão máxima do sistema. Tomando como princípio o grau de amortecimento da onda de sobretensão e o seu tempo de duração, as so­ bretensões podem ser classificadas em três diferentes formas: • sobretensão temporária; • sobretensão de manobra; • sobretensão atmosférica. Não é possível estabelecer limites bem definidos entre as diferentes formas de sobretensão. A Fig. 1.5 mostra a ordem de grandeza dos tempos e os valores característicos de cada tipo de sobretensão, em pu da tensão nominal do sistema.

P áiía -R aios a R e s is t o r N ã o -L in ea r

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Fig. 1.4 Pára-raios de corpo polimérico

Sobretensão Temporária A sobretensão temporária é caracterizada por uma onda de tensão elevada e de natureza oscilatória e longo tempo de duração, ocorrida num ponto definido do sistema, envolvendo as fases ou uma fase e a terra cujo amor­ tecimento é muito reduzido. As sobretensões temporárias são motivadas por algumas ocorrências que podem ser assim resumidas: • defeitos monopolares; • perda de carga por abertura do disjuntor;

Fig. 1.5 Ordem de grandeza dos valores de tensão e tempo, das sobretensões

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• fenômenos de ferro-ressonância; • efeito ferrante.

Defeitos monopolares

Num sistema elétrico de potência, seja ele de transmissão ou distribuição ou ainda industrial, os defeitos mo­ nopolares ocorrem com maior freqüência do que os defeitos bifásicos envolvendo ou não a terra ou os defeitos trifásicos. Quando da ocorrência de um defeito monopolar, as fases não afetadas podem sofrer níveis elevados de sobre­ tensão entre fase-terra, submetendo os equipamentos, notadamente os pára-raios, a severas condições de operação. O valor da sobretensão é função da configuração do sistema e do tipo de aterramento adotado e se dá devido ao deslocamento do neutro do sistema, conforme representado vetorialmente na Fig. 1.6. A forma de onda resultante de uma sobretensão é normalmente senoidal, à freqüência industrial, não amortecida, com tempo de duração associado ao valor ajustado no relé de proteção. Analisando os sistemas com o primário ligado em triângulo e o secundário em estrela, há três condições dis­ tintas a considerar:

a) Sistemas com o neutro efetivamente aterrado

São assim considerados aqueles cujo ponto central da ligação estrela está solidamente aterrado, isto é, não há nenhuma resistência ligada intencionalmente entre o ponto neutro e a terra. Neste tipo de sistema, quando uma fase vai à terra, podem surgir sobretensões sustentadas nas fases sãs, cujo valor não excede, em geral, a 40% do valor da tensão de operação da rede, ou seja, as sobretensões podem atingir no máximo 80% da tensão fase terra. Para que um sistema seja caracterizado como efetivamente aterrado, é necessário que satisfaça as seguintes relações: ^ < 3 e ^ -< l (1-2) X,

Xr

Xz - reatância de seqüência zero do sistema; Xp - reatância de seqüência positiva do sistema; Rz - resistência de seqüência zero do sistema.

b) Sistemas com neutro aterrado através de resistência

São assim considerados aqueles cujo ponto central da ligação estrela está conectado à terra através de um resistor, intencionalmente instalado. Este procedimento é muitas vezes adotado com o objetivo de reduzir o valor da corrente de curto-circuito faseterra e, conseqüentemente, os custos provenientes do dimensionamento de equipamentos do sistema.

Fig. 1.6 Representação vetorial do deslocamento do neutro

P á ra -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in e a r

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O nível de sobretensão depende, evidentemente, do valor da resistência elétrica do resistor adotado para re­ duzir a corrente de curto-circuito ao valor requerido. Assim, para baixos valores de resistência de aterramento, o nível de sobretensão sustentado das fases não afetadas não deve exceder a tensão de operação entre fases da rede. Quando o valor da resistência for elevado, a tensão sustentada entre fase e terra pode assumir valores superiores à tensão entre fases.

c) Sistema com neutro aterrado através de reatância

São assim considerados aqueles cujo ponto central da ligação estrela está conectado à terra, através de uma reatância, intencionalmente instalada. Este procedimento tem o mesmo objetivo anterior, isto é, reduzir o valor da corrente de curto-circuito faseterra. Neste caso, o máximo valor da sobretensão sustentada entre as fases sãs e a terra não deve exceder à tensão de operação entre fases da rede. Enquanto isso, o maior valor da sobretensão transitória pode chegar a 2,73 da tensão de operação do sistema. A determinação da tensão nominal de um pára-raios é função do nível de sobretensão presumido no ponto de sua instalação e que, pela importância deste parâmetro, será mais detidamente estudado.

Perda de carga por abertura do disjuntor

Também conhecida como rejeição de carga, a desconexão de um disjuntor poderá elevar a tensão em todo o sistema, devido à redução do fluxo de corrente de carga, fazendo com que o efeito capacitivo das linhas de trans­ missão, representado pela impedância capacitiva Xc, reduza a impedância do sistema elétrico, ou seja, R + J(X, - Xc) e a conseqüente queda de tensão. Como os geradores operam superexcitados devido a alimentarem normalmente cargas indutivas, resultam tensões na geração superiores à tensão de operação do sistema, o que pode ser entendido através da Fig. 1.7. Através da referida figura observa-se que durante o regime de operação normal do sistema a tensão na geração Vg é superior à tensão na carga Vc, devido às quedas de tensão na resistência da linha de transmissão IR e na reatância indutiva da mesma IX. No entanto, após a abertura do disjuntor em que um grande bloco de carga foi desligado, o sistema elétrico sofrerá uma elevação de tensão devido à redução do fluxo de corrente nas linhas de transmissão e o efeito acentuado e preponderante da reatância capacitiva, conforme se observa na Fig. 1.7(c).

Fig. 1.7 D iagram as de tensão de geração e de carga num processo de rejeição de carga

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As sobretensões devido à rejeição de carga são caracterizadas por uma onda na forma senoidal à freqüência industrial, cujo módulo depende do nível de curto-circuito do sistema, do comprimento da linha de transmissão e da compensação série ou paralela disponível no sistema. Quando um grande bloco de carga é desligado do sistema, o gerador é acelerado tendo como conseqüência um aumento da freqüência. Decorrido o período transitório, os reguladores de tensão e de velocidade dos geradores atuam no sentido de reduzir a sua excitação levando-a às condições nominais de operação.

Fenômenos de ferro-ressonância

Quando um sistema elétrico dotado de capacitâncias e indutâncias é submetido a uma freqüência cujo valor aproxima-se da freqüência natural desses parâmetros surgem elevações de tensão devido à redução de impedân­ cia do referido sistema, isto é, X, = Xc, sendo R o responsável pela limitação da corrente elétrica. Como o valor de R de uma linha de transmissão é normalmente 1/10 do valor da impedância total, o sistema passa a conduzir correntes extremamente elevadas, resultando em tensões conseqüentemente elevadas. A corrente que circula num determinado circuito dotado de reatâncias indutivas e capacitivas pode ser dada pela Eq. (1.3). y 1= , (1.3) ^ + ( x , - x c)2

Quando ocorre um fenômeno como o descrito anteriormente diz-se que o sistema está ressonante. Isto ocorre em situações especiais quando, por exemplo, um circuito trifásico formado por condutores primários isolados alimenta um transformador, cuja proteção é constituída por elementos monopolares, tais como fusíveis de alta capacidade de ruptura ou chaves fusíveis monopolares conforme Fig. 1.8. Na ocorrência de um defeito monopolar ou bipolar a proteção de uma das fases atua, permitindo a operação do transformador através de duas fases. Os condutores de alimentação do transformador são representados por sua capacitância para a terra e o transformador é representado por sua reatância indutiva, formando, desta maneira, um circuito L-C que sob de­ terminadas condições pode tornar-se ressonante. Como resultado, são observadas tensões elevadas nos terminais do transformador. A Fig. 1.9(a) representa o circuito equivalente relativo à Fig. 1.8, enquanto a Fig. 1.9(b) representa as impedâncias resultantes. Normalmente, a freqüência natural de um sistema numa determinada condição é igual ou inferior à freqüência industrial. Logo, devem-se tomar medidas de forma a evitar situações de ferro-ressonância, como, por exemplo,

Fig. 1.8 D emonstração de um circuito ressonante

P á ra -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in ea r

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(b)

Fig. 1.9 Circuito equivalente ao da Fig. 1.8

aplicar chaves seccionadoras tripolares acionadas por elementos fusíveis de alta capacidade de ruptura ou aplicar disjuntores tripolares.

Efeito ferrante

Quando o fluxo de corrente de uma linha de transmissão sem compensação é reduzido devido à abertura do disjuntor na extremidade de carga, a referida linha de transmissão fica submetida a uma elevação de tensão, Vg, que pode ser expressa pela Eq. (1.4). A ocorrência desse fenômeno deve-se ao fluxo da corrente capacitiva através da indutância série da linha. Vg = Vc X cosh(7 X L) + Zcl X Ic X senh(7 X L) (1.4) 7 = a + jp (1.5) Vc - tensão do lado da carga; Ic - corrente de carga; Zd - impedância característica da linha de transmissão; L - comprimento da linha de transmissão; a - constante de atenuação; /3 - constante de fase Quando a linha de transmissão é desconectada da carga, a tensão devido ao valor da corrente Ic = 0, transfor­ mando a Eq. (1.4) na Eq. (1.6), ou seja: Vg - V c X cosh(y X L) (1.6) Desprezando-se as perdas de uma linha de transmissão sem compensação, o efeito ferrante pode ser calculado aproximadamente pela Eq. (1.7). Vg = VCX cos(/3 X L) (1.7) P = W X ^L i XC

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( . )

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Lj - indutância do sistema;

C - capacitância do sistema. fi pode assumir o valor de 7,27100 km de linha para a freqüência de 60 Hz.

Sobretensão de Manobra

É uma sobretensão caracterizada pela operação de um equipamento de manobra como resultado de um defeito ou outra causa, num determinado ponto do sistema, envolvendo as três fases ou uma fase e a terra. Há diferentes formas de onda característica para cada tipo de manobra efetuada no sistema. São definidas por um tempo de frente entre 100 a 500 /as e um tempo para atingir o valor médio da cauda de 2.500 /xs. As sobretensões de manobra são mais severas do que as sobretensões de natureza temporária e, portanto, é um dos parâmetros utilizados para determinar o nível de isolamento do sistema. São caracterizadas por fenômenos eletromagnéticos e podem sobrepor-se à tensão de freqüência industrial. Os parâmetros próprios do sistema modelam os valores da amplitude da onda de sobretensão, bem como a sua configuração. A sobretensão de manobra é melhor definida considerando-se mais a característica da onda resultante do que propriamente a causa que originou a referida sobretensão. As sobretensões de manobra surgem quando é efetuada a interrupção de um circuito submetido a correntes muito elevadas, como a de curto-circuito, a interrupção de correntes capacitivas, tais como as de uma linha de transmissão e de distribuição operando em vazio ou de banco de capacitores, e, finalmente, a interrupção de pe­ quenas correntes indutivas, como as de reatores e transformadores energizados em vazio. Estas sobretensões são consideradas de origem interna ao sistema. A severidade das sobretensões de manobra depende da configuração do sistema e notadamente do seu ní­ vel de curto-circuito. A aplicação de equipamentos de manobra adequados, como, por exemplo, disjuntores providos de resistores de fechamento, que têm a finalidade de absorver a energia resultante das ondas múlti­ plas de reflexão, podem também reduzir os efeitos associados das sobretensões de manobra. Além do mais, é importante o instante em que ocorreu a operação do elemento de proteção em relação à onda de tensão no instante considerado. Nestas condições, operações semelhantes do elemento de proteção podem resultar valores diferentes de sobretensões. A Fig. 1.10 estabelece estatisticamente os valores de sobretensão e a sua probabilidade de ocorrência.

Fig. 1.10 Probabilidade de ocorrência de sobretensões nos valores indicados

P á ra -R a io s

a

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Os surtos de tensão resultantes da energização de linhas de transmissão, por exemplo, atingem valores da ordem de 2,5 pu. A abertura de um alimentador com carga resulta numa sobretensão diretamente proporcional à corrente instantânea, valor de crista, que circula no momento da disrupção. A impedância de surto do sistema tem os seguintes valores médios: • para linhas aéreas: 450 fi; • para cabos subterrâneos: 50 íl. Como a tensão de operação do alimentador não influi no nível de surto provocado pela manobra, os sis­ temas de média tensão estão sujeitos a solicitações mais severas do que os sistemas de alta tensão. Assim, a abertura de uma rede aérea de distribuição, cuja corrente de carga seja 60 A, valor eficaz, pode resultar numa sobretensão de: Vm = Zs„ X 1' = 450 X 72 X 60 = 38.183,7 V = 38,1 kV

É interessante observar que o desligamento de um transformador ou motor, operando em vazio, faz liberar a energia magnética existente na máquina. E como esta energia não pode ser consumida, no caso do transformador, porque o seu circuito primário está aberto, então ela é armazenada na sua capacitância própria, ou seja: Em = Ec

Y2 x l x p = Y 2 x c x v 2 V = I X '\Y c

d-9)

Como a capacitância do transformador é pequena e a sua indutância muito elevada, em circuito aberto, logo este equipamento sofrerá uma sobretensão que poderá perfurar o seu enrolamento, conforme se conclui com o valor de V. As sobretensões de manobra podem ocorrer nas seguintes operações de chaveamento: • energização de uma linha de transmissão; • energização de um banco de capacitores; • energização de um transformador; • religamento de uma linha de transmissão; • operação para eliminação de um defeito.

Sobretensão Atmosférica

É uma sobretensão motivada por uma descarga atmosférica envolvendo as fases do sistema ou uma das fases e terra. Ao longo dos anos, várias teorias foram desenvolvidas para explicar o fenômeno dos raios. Atualmente temse como certo que a fricção entre as partículas de água e gelo que formam as nuvens, provocada pelos ventos ascendentes, de forte intensidade, dá origem a uma grande quantidade de cargas elétricas. Verifica-se experi­ mentalmente que as cargas elétricas positivas ocupam a parte superior da nuvem, enquanto as cargas elétricas negativas se posicionam na sua parte inferior, acarretando, conseqüentemente, uma intensa migração de cargas positivas na superfície da terra para a área correspondente à localização da nuvem, conforme se pode observar ilustrativamente através da Fig. 1.11. Desta forma, a concentração de cargas elétricas positivas e negativas numa determinada região faz surgir uma diferença de potencial entre a nuvem e a terra. No entanto, o ar apresenta uma determinada rigidez dielétrica, normalmente elevada, e que depende de certas condições ambientais. O aumento desta diferença de potencial, que se denomina gradiente de tensão, poderá atingir um valor que supere a rigidez dielétrica do ar, interposto entre a nuvem e a terra, fazendo com que as cargas elétricas negativas migrem na direção da terra, num trajeto tortuoso e normalmente cheio de ramificações, cujo fenômeno é conhe­ cido como descarga piloto. E de, aproximadamente, 1 kV/mm o valor do gradiente de tensão para o qual a rigidez dielétrica do ar é rompida. A ionização do caminho seguido pela descarga piloto propicia condições favoráveis de condutibilidade do ar ambiente. Mantendo-se elevado o gradiente de tensão na região entre a nuvem e a terra, surge, em função da aproximação do solo de uma das ramificações da descarga piloto, uma descarga ascendente, constituída de cargas elétricas positivas, denominada descarga de retorno.

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Não se tem como precisar a altura do encontro entre estes dois fluxos de carga que caminham em sentidos opostos, mas acredita-se que seja a poucas dezenas de metros da superfície da terra. A descarga de retomo atingindo a nuvem provoca, numa determinada região da mesma, uma neutralização eletrostática temporária. Na tentativa de manter o equilíbrio dos potenciais elétricos no interior da nuvem, surgem nesta intensas descargas que resultam na formação de novas cargas negativas na sua parte inferior, dando início a uma nova descarga da nuvem para a terra, tendo como canal condutor aquele seguido pela descarga de retorno que em sua trajetória ascendente deixou o ar intensamente ionizado. A Fig. 1.12 ilustra graficamente a formação das descargas atmosféricas. As descargas reflexas ou secundárias podem acontecer por várias vezes, após cessada a descarga principal.

(a) descarga piloto; (b) descarga de retorno; (c) descarga no interior da nuvem; (d) descargas reflexas ou secundárias. Fig. 1.12 Processo de formação de uma descarga atmosférica

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Tomando-se como base as medições feitas na Estação do Monte Salvatori, as intensidades das descargas at­ mosféricas podem ocorrer nas seguintes probabilidades: • 97% < 10 kA • 85% < 15 kA • 50% < 30 kA • 20% < 50 kA • 4% < 80 kA Constatou-se também que 90% das descargas atmosféricas têm polaridade negativa. Isso é importante para se de­ terminar o nível de suportabilidade dos equipamentos às tensões de impulso, conforme se verá nas especificações. As redes aéreas podem ser submetidas às sobretensões devidas às descargas atmosféricas de forma direta ou indireta.

Sobretensão por descarga direta

Quando uma descarga atmosférica atinge diretamente uma rede elétrica desenvolve-se uma elevada tensão que, em geral, supera o nível de isolamento da mesma, seguindo-se um defeito que pode ser monopolar, o mais comum, ou tripolar. As redes aéreas de média e baixa tensão são mais afetadas pelas descargas atmosféricas do que as redes aéreas de nível de tensão mais elevado, em conseqüência do baixo grau de isolamento dessas redes. Por exemplo, enquanto a tensão suportável de impulso de uma linha de transmissão de 230 kV é de 1.050 kV, uma rede de distribuição de 13,80 kV apresenta uma suportabilidade de apenas 95 kV. Assim, uma corrente de descarga de 5 kA provocará uma sobretensão de 875 kV numa rede de distribuição, cuja impedância característica é de 350 íl, superando em aproximadamente 10 vezes a tensão suportável de impulso da mesma. Esta mesma sobretensão numa linha de transmissão de 230 kV não seria tão severa quanto na rede de distribuição. As descargas diretas apresentam uma taxa de crescimento da tensão na faixa de 100 a 2.000 kV//U.s. Para evitar a descarga diretamente sobre a rede elétrica são projetados sistemas de blindagem tais como cabos pára-raios, instalados acima dos condutores vivos da linha, ou pára-raios atmosféricos de haste normalmente instalados nas estruturas das subestações de potência. A blindagem criada em torno da rede permite limitar a magnitude das sobretensões. E possível determinar o número esperado de descargas atmosféricas diretas ocorridas anualmente por cada 100 km de linha aérea instalada em terreno plano, através da Eq. 1.10. Nd = 0,18 X Nda X (L + 10,5 X H°JS) (1.10) Nd - número provável de descarga atmosférica anual para cada 100 km de linha aérea; Nda - densidade de descarga atmosférica na região, em número de descarga atmosférica por km2/ano; H - altura média dos condutores, em m; L - distância horizontal entre os condutores das extremidades da linha, em m. A densidade de descargas atmosféricas que atingem uma determinada região é o número de raiospor km2 por ano e pode ser calculada pela Eq. (1.11). Dda = 0,04 X AT,125 (descarga/km2/ano) (111) N, - índice ceráunico, ou seja, o número de dias de trovoada por ano. O valor de N, pode ser conhecido através de instituições oficiais ou não que operam na área do projeto, tais como instalações aeronáuticas, serviço de meteorologia, institutos de pesquisa relacionados, etc. Na falta de informações destas organizações pode-se utilizar o mapa das curvas isoceráunicas mostrado na Fig. 1.13. As redes aéreas são protegidas naturalmente contra as descargas atmosféricas diretas por meio de objetos pró­ ximos tais como edificações, árvores e outras linhas em paralelo, todos com altura igual ou superior à altura dos condutores das referidas redes. Essas blindagens naturais contra as descargas diretas não impedem as sobretensões induzidas decorrentes das descargas sobre os objetos próximos, anteriormente mencionados. O número de descargas diretas que podem ocorrer numa rede aérea sob o efeito da proteção dos objetos próximos, considerados de mesma altura e posicionados, em seqüência e em paralelo com a referida rede, pode ser fornecido pela Eq. (1-12). Ndp = Nd X ( l - F b) (1.12) Ndp - número de descargas diretas de uma rede aérea protegida por objetos; Nd - número provável de descarga, determinado na Eq. (1.10); Fb - fator de blindagem. ,

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O fator de blindagem pode variar de 0 a 1 e depende do afastamento dos objetos, de sua altura e de sua con­ tinuidade. Assim, um objeto isolado nas proximidades de uma rede aérea não proporciona nenhuma blindagem, resultando um fator de blindagem nulo. Já uma rede de distribuição rural, por exemplo, tendo por caminhamento o interior de uma floresta com árvores de altura igual a 20 m e uma faixa de servidão de largura de 10 m para cada lado do eixo da linha apresenta um fator de blindagem Fb = 0,5.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.1 Determinar o número provável de descargas atmosféricas diretas sobre uma linha de transmissão de 230 kV cuja altura média dos condutores é de 17 m. Os condutores extremos estão afastados de 10 m. A referida linha de transmissão atravessa uma área de floresta de pinheiros e tem uma faixa de servidão igual a 40 m e está localizada no estado de São Paulo em área litorânea.

N„ = 0,18 x Ndax ( L + 10,5 x W 76) H = 17m D„, = 0,04 X A/,1’25 = 0,04 x 40125 = 4 raios/km2/ano N, = 40 (veja o mapa da Fig. 1.13, na região de São Paulo); Nd = 0,18 x 4 x (10 + 10,5 x 17o'75) = 70 descargas/100 km/ano.

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Sobretensão por descarga indireta induzida

Quando uma descarga atmosférica se desenvolve nas proximidades de uma rede elétrica, é induzida uma determinada tensão nos condutores de fase e em conseqüência uma corrente associada, cujos valores são funções da distância do ponto de impacto, da magnitude da corrente da descarga, etc. No entanto, se a rede elétrica for dotada de uma blindagem com cabos pára-raios, estes serão os condutores a que ficarão submetidos à tensão induzida e corrente associada. Devido às capacitâncias próprias e mútuas entre os condutores de blindagem e os condutores vivos, é desenvolvida nestes uma onda de tensão acoplada cujo valor pode ser determinado pela Eq. (1.13). ( l - K ) X I d XZ„

1+ 2 X ^ -

(1.13)

ZCpr~ impedância de surto do cabo pára-raios; Zs, - impedância de surto da torre;

4 - corrente de descarga induzida; K - fator de amortecimento que pode variar entre 0,15 a 0,30. A impedância no pé da torre influi na tensão no topo da torre, devido às ondas de reflexão. As descargas atmosféricas cujo ponto de impacto é próximo às redes aéreas podem induzir uma tensão nas mesmas cujo valor não supera 500 kV. Tratando-se de redes com tensão nominal superior a 69 kV ou dotadas de cabos pára-raios para blindagem, o seu nível de isolamento é compatível com os valores das sobretensões indu­ zidas, não acarretando falha nas isolações. No entanto, redes aéreas com tensão nominal igual ou inferior a 69 kV podem falhar por tensões induzidas. As redes de 69 kV, por exemplo, apresentam uma tensão suportável de impulso (TSI) para surtos atmosféricos de 355 kV. O número de sobretensões a que estão sujeitas as redes aéreas devido às descargas indiretas induzidas é superior ao número de sobretensões por descargas diretas. O valor das sobretensões induzidas é influenciado pela presença do condutor neutro, no caso das redes aéreas secundárias. É possível determinar o número provável de sobretensões induzidas entre fase e terra superior a um determinado valor pré-definido para cada 10 km/ano, utilizando a Eq. (1.14): 30X(1 —Fac) Nsi =0,19 X 3,5 + 2,5 Xlog X D lla X H (1.14) Fac - fator de acoplamento entre o condutor terra e o condutor da rede. Se em cada estrutura há um aterramento com resistência não superior a 50 íl, o valor de Fac varia entre 0,30 a 0,40. Na ausência de um cabo de aterramento Fac = 0; Vsup - valor da sobretensão pré-definida, acima da qual se deseja saber o número de ocorrências.

0 condutor de aterramento proporciona uma redução de aproximadamente 40% no valor das sobretensões por descargas induzidas. Nas redes secundárias de baixa tensão, o condutor neutro ligado à terra a cada três estruturas propicia um fator de acoplamento, aproximadamente, igual a 0,70. E possível determinar a distância mínima horizontal entre a rede de energia elétrica e o ponto de impacto no solo de uma descarga atmosférica a partir da qual a referida descarga seria de natureza indireta. De, = H + 0,27 X H0'60 X /°'80 (1.15) 1 - corrente de descarga atmosférica, em kA. Para uma distância superior a Der o ponto de impacto seria o solo. Quando uma descarga atmosférica incide sobre os condutores fases de uma rede aérea, ou tem como ponto de impacto o solo nas proximidades da referida rede, proporciona uma onda de sobretensão que se propaga ao longo dos condutores tanto no sentido da carga como no sentido da fonte. A corrente induzida também se propaga da mesma forma que a tensão, conforme pode ser ilustrado na Fig. 1.14. Se a magnitude da onda de tensão é superior à tensão suportável de impulso dos isoladores de pino ou de suspensão da rede ocorrerá uma disrupção através dos mesmos para a terra ou entre fases. As disrupções para a terra ocorrem com maior freqüência e proporcionam uma severa redução da amplitude da onda viajante. Essas disrupções podem ocorrer ao longo de várias estruturas após o primeiro poste mais próximo ao ponto de impacto da descarga atmosférica na rede ou o ponto de indução no caso de descargas laterais.

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Para caracterizar este fenômeno verificar a Fig. 1.15, onde se observa uma onda de impulso inicial de módulo e taxa de crescimento elevadas, seguidas de depressões e subidas em forma de serra, em conseqüência das dis­ rupções ocorridas nos isoladores das primeiras estruturas da rede aérea. A onda de impulso cortada caminha pela rede, no sentido dos extremos, fonte e carga, até ser conduzida à terra pelos pára-raios de sobretensão instalados nos respectivos pontos. As características das ondas de tensão viajantes dependem de vários fatores dentre os quais destacam-se os mais importantes: • a taxa de crescimento da onda de tensão varia entre 100 e 2.000 kV/^ts; • os valores das sobretensões dependem do módulo da corrente da descarga atmosférica; • a forma de onda resultante na rede depende das disrupções ocorridas nas estruturas, conforme Fig. 1.15; • a forma de onda viajante sofre modificações de forma e valor em função das reflexões decorrentes da mu­ dança de impedância da rede. Por exemplo, uma onda caminha numa rede aérea com uma dada impedância característica e penetra numa rede subterrânea conectada que tem uma impedância característica diferente; • impedância de aterramento medida em cada estrutura.

Fig. 1.15 Forma de onda de uma descarga atmosférica com disrupção pelos isoladores

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EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.2 Uma linha de transmissão de 230 kV com altura média dos condutores de 17 m apresenta aterramento em cada estrutura no valor de 40 ft, em média. Uma descarga atmosférica com corrente de 10 kA induz uma determinada sobretensão na referida linha que atravessa uma extensa região, onde o nível ceráunico é de 30 dias de trovoada por ano. Determinar o número provável de sobretensões acima de 500 kV que pode ocorrer nessa linha por 100 km/ano e a distância provável do ponto de impacto no solo. Pode-se considerar o fator de acoplamento igual a 0,30. O número provável de sobretensões acima de 500 kV vale:

N„ = 0,19 x {3 ,5 + 2,5 X log 3 0 x ( l- Fae)

XXH

D,„, = 0,04 X A/,1,25 = 0,04 X 30'25 = 2,8 raios/km2/ano A/„ = 0,19 X <3,5 + 2,5 X log

30 X (1 - 0,30) 500

X 2,8 X 17

Nsl = 0,19 X (3,5 + 2,5 X log 0,042)076 X 2,8 X 17 Nsi = 0,19 X (3,5 - 3,44)0'76 X 2,8 X 17 Nsi = 1,096 descargas por ano para 100 km de linha de transmissão. A distância mínima do ponto de impacto da descarga atmosférica de natureza indireta e a linha de transmissão vale: Der = H + 0,27 x HM0 X /°'8° De, = 17 + 0,27 X 170i6° X IO080 Der = 26,3 m

É possível determinar o valor da tensão de surto induzida numa rede de distribuição ou linha de transmissão aérea, sabendo-se qual a distância perpendicular entre o ponto de descarga do raio no solo com o eixo da rede ou linha mencionada, ou seja: Z X /X H 1 + R, (1.16) x 1 4,5 X105 (1.17) 1+ / - relação entre a velocidade da descarga de retorno pela velocidadeda luz; - impedância do canal de ar condutor do arco: Za = 30 íl; - corrente da descarga atmosférica, em kA; - altura dos condutores da rede ou linha ao solo, em m; - distância perpendicular entre o ponto de descarga do raio nosolo com o eixo da rede ou linhas aéreas, em m.

R, =

Rv Za I H Dpr

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.3 Considerar uma descarga atmosférica, cuja corrente do raio seja 15 kA, com impacto num ponto do solo distando 90 m de uma linha de transmissão de 69 kV, cuja altura dos condutores ao solo seja de 11 m. Calcular a tensão de surto resultante. 30X15X11 1+ 0,00577 = 55,2 kV VSu = -------------x 90 ^ 2 —0,00577’

a=

1

1 + 4,5X10= 15

=0,00577

Logo, o valor da tensão de surto induzida é bem inferior à tensão suportável de impulso de uma linha de transmissão de 69kV que é de 350 kV.

C a p ít u l o U m

O valor de crista dessas ondas está limitado à tensão suportável de impulso (TSI) da rede. Como já foi men­ cionado, ondas com o valor de crista superior a TSI do sistema provocam descargas nos primeiros isoladores que atingem em sua trajetória, resultando na limitação da onda à tensão suportável de impulso da rede. Estas ondas transientes, mesmo amortecidas pela impedância característica da rede ou impedância de surto, atingem os equi­ pamentos, notadamente os transformadores. A representação típica de uma onda transiente de impulso atmosférico é dada na Fig. 1.16 e que é definida pelo tempo decorrido para que a referida onda assuma o seu valor de crista, e pelo tempo gasto para que a tensão de cauda adquira o valor médio da tensão de crista. Assim, para uma onda normalizada de 1,2/50 /a s significa que a tensão de crista ocorre no intervalo de tempo de 1,2 jusea tensão correspondente ao valor médio da cauda atinge o seu valor num tempo igual a 50 A frente da onda é caracterizada por sua taxa de velocidade de crescimento. Essa taxa é considerada como sendo a inclinação da reta que passa pelos pontos com valores de tensão iguais a 10 e 90% da tensão de crista, conforme mostrado na Fig. 1.16. As ondas transientes de impulso atmosférico apresentam uma velocidade de propagação nas linhas de transmissão da ordem de 300 m //A S e em cabos isolados, cerca de 150 m //A S. Dessa forma, uma onda de 1,2/50 /a s que atinja um cabo isolado, ao alcançar o valor de pico, apresenta uma frente de 180 m, ou seja: 150 X 1,2 = 180 m. As correntes correspondentes às tensões de impulso atmosférico são limitadas pela impedância característica de surto do sistema. Assim, para uma tensão de impulso de 95.000 V num sistema em que a impedância característica de surto é de 450 XI, a corrente transiente vale: /as.

/ = ^ - = ^000=211 A Zc 450 Quando as descargas atmosféricas não atingirem diretamente a linha de transmissão ou a rede de distribuição, a onda transiente de corrente é aproximadamente dez vezes menor, comparado com o seu valor, caso a descarga atingisse diretamente o sistema. Isso porque a parcela maior da descarga é conduzida para a terra, restando somente uma onda de tensão induzida na rede. É interessante notar que, segundo observações realizadas em laboratórios especializados, uma descarga atmos­ férica resultante de uma nuvem localizada a cerca de 1.500 m de altura leva aproximadamente 10.000 /a s para atingir o solo (descargas nuvem-terra). Nestas condições, a tensão entre nuvem e terra pode variar entre 10 e 20.000 kV. Com estes dados e os valores das correntes de descarga características vistas anteriormente, pode-se concluir que, numa descarga atmosférica, as potências elétricas desenvolvidas são fantasticamente elevadas, enquanto a energia decorrente é algo pouco significativo. Assim, para uma tensão de descarga de 15.000 V, associada a uma corrente correspondente de 60 kA, a potência desenvolvida é de: P = V X I = 15.000 X 60 X 103 = 900 X 106 kW Já a energia correspondente a esta descarga vale: E = p x T = 900 X 106 X = 2.500 kWh 3.600 T = 10.000 /a s = 0,01 s

Fig. 1.16 Característica de uma onda padronizada de tensão

P á r a -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in ea r

21

As tensões induzidas nas redes aéreas assumem praticamente os mesmos valores em cada fase e são caracte­ rizadas por uma onda de polaridade positiva na maioria das descargas observadas. Já as correntes induzidas têm polaridade negativa em cerca de 90% dos casos. Nas redes aéreas de baixa tensão, a forma como as tensões e as correntes são induzidas nos condutores são idên­ ticas aos fenômenos que ocorrem nas redes de alta tensão. No entanto, por causa da presença do condutor neutro instalado normalmente acima dos condutores de fase e aterrados a distâncias regulares de 50 a 300 m, as sobreten­ sões são influenciadas pelos referidos aterramentos à medida que os valores das resistências de terra forem signifi­ cativamente superiores à impedância característica da rede de baixa tensão cujo valor aproximado é de 50 íl. Apesar de a rede de baixa tensão não ser afetada pelas tensões e correntes de surto, os aparelhos eletrodomés­ ticos conectados a elas são as suas principais vítimas, devido às tensões induzidas na rede primária que chegam ao transformador de distribuição. As proteções das redes primárias, através de pára-raios, não são capazes de proteger as redes secundárias, cuja tensão suportável de impulso é de 10 kV. Os isolantes sólidos de uma forma geral não são afetados pelos fenômenos decorrentes de descargas atmos­ féricas. Com o crescente uso de equipamentos eletrônicos sensíveis nos escritórios e lares, a preocupação das concessio­ nárias que atuam em áreas de elevado índice ceráunico aumentou consideravelmente em virtude das indenizações com valores cada vez maiores.

1.4 COMPONENTES SIMÉTRICAS

Para que se possa desenvolver corretamente os cálculos das tensões, correntes e impedâncias dos sistemas elétricos é necessário utilizar-se ferramentas adequadas que facilitem a obtenção dos resultados desejados. A ferramenta mais empregada é o método das componentes simétricas que será discutido de forma sucinta a fim de permitir ao leitor melhor compreensão na determinação das sobretensões anteriormente mencionadas. Um sistema trifásico qualquer pode ser representado normalmente por três vetores de tensão de módulos e ângulos diferentes. Este sistema vetorial, no entanto, pode ser decomposto em três conjuntos de vetores, sendo dois de módulos iguais, defasados entre si, de ângulos também iguais, porém girando em sentidos diferentes, e que são denominados, respectivamente, componentes de seqüência positiva e componente de seqüência negativa. O terceiro conjunto de vetores, denominado componentes de seqüência zero, possui o mesmo módulo, sendo que os vetores são paralelos e estão deslocados, conseqüentemente, de um mesmo ângulo em relação a um referencial. Esta descrição pode ser visualizada na Fig. 1.17, em que estão representa­ dos os vetores la, Ib e Ic de um sistema desequilibrado (Fig.l.l7(a)) e os respectivos vetores das componentes simétricas. Em princípio, o sistema trifásico é normalmente simétrico. A assimetria deixa de existir quando ocorre um dos seguintes fatores: • cargas desequilibradas; • impedâncias desiguais dos enrolamentos dos geradores e/ou transformadores; • inexistência de transposição de condutores em linhas de transmissão; • defeitos monopolares e bipolares; • interrupção de uma fase. Os vetores de seqüência podem ser somados analiticamente, o que resulta nos vetores originais de acordo com a Fig. 1.18. A Fig. 1.17 mostra, portanto, a decomposição de um sistema trifásico assimétrico em um sistema de com­ ponentes simétricas, considerando apenas a função corrente. O mesmo desenvolvimento vale para a função tensão. Conseqüentemente, as impedâncias são decompostas nas componentes simétricas correspondentes. Com base nisto, serão apresentados os conjuntos das equações das componentes simétricas para cada função, ou seja:

a) Componentes simétricas das correntes

22

C a p ít u l o U m

(a)

(b)

(c)

(d)

(e) (f)

IbO

(g)

!co

(h)

Fig. 1.17 Componentes simé­ tricas

Fig. 1.18 Soma vetorial das componen­ tes simétricas

P á r a -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in e a r

23

I a , I k , I c - componentes originais da corrente;

a\, I b \, I c \ - componentes simétricas da corrente de seqüência positiva; I a 2 , I b 2 , I c 2 - componentes simétricas da corrente de seqüência negativa; I „ a , 1 1, 0 , 1 c a - componentes simétricas da corrente de seqüência zero.

I

b) Componentes simétricas das tensões v a = v al+ v a2+ v a0 Vb =Vbi + V i > 2 -\-Vbo V

c

=

V

' , +

V

(1.19)

C 2 + V c0

Va,Vb,Vc - componentes originais da tensão; Vai, V b\, Vd - componentes simétricas da tensão de seqüência positiva; V„2,Vt, ,Vc2 - componentes simétricas da tensão de seqüência negativa; Va0,V„oXo - componentes simétricas da tensão de seqüência zero. 2

Os conjuntos de Eqs. (1.18) e (1.19) podem ser reescritos tomando-se como referência a fase A e aplicando-se o operador a nos valores de tensão e corrente. Isso pode ser feito porque os vetoresde mesmo índicenumérico Uau hi e 4i “ 42. hi e Ic2 - U h o e são iguais em módulo, diferindoquanto aos ângulos dedefasagem que serão corrigidos com a aplicação do operador a, ou seja: ^ai 1 ai 1 a0

^b I

^c\ ~

Ib2 — ~ ^bO ~ ?c0

^2

As Eqs. (1.18) e (1.19) tomam a seguinte forma: /

a

= /1 + / 2 +

Io

Ib = a 21 + a h + Io 1

(1.20)

l c = a l \ + a 2 h + Io V. = V. + V2 + Vo

Vb = a 2 Vi + a V 2 +Vo Vc + a V , + í j 2 y 2 + y 0

(1.21)

É importante observar que o operador a faz girar o vetor correspondente de 120° no sentido positivo (contrário aos ponteiros do relógio). Já o operador a2 faz girar o vetor correspondente de 240° no mesmo sentido anterior, ou de 120° no sentido negativo. Seus valores são: a = —0,5 + j 0,866 ( 1.22) a2 = - 0 ,5 - j'0,866 Quando a fase A de um sistema, por exemplo, vai a terra, o conjunto de Eqs. (1.20) e (1.21) toma os seguintes valores, o que pode ser comprovado pela Fig. 1.19. I a —I l + h + I o

/* = /<= 0

(1.23)

Va =0 Vb = a 2 V, + a V 2 + V o V c =aV, + a 2 V 2 + V 0

(1.24)

C a p ít u l o U m

Fig. 1.19 Sistem a sob defeito fase-terra

Como neste caso /i = h = Io, tem-se:

/. = 3 X I0 (1.25) Considerando o diagrama de impedância da Fig. 1.20 e tomando todas as variáveis em valores de base, isto é, no sistema por unidade, as tensões de seqüência podem ser dadas pelas Eqs. (1.26), (1.27) e (1.28), ou seja: (1.26) v „P —V„f Zup x i „p V„„ — Z„n X 1 „„

(1-27)

V — Z,uz x i „z

(1.28)

Fig. 1.20 Conexão das impedâncias de um sistem a de componentes de fase

P á r a -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in e a r

25

E ainda: hft = 3 X / e

(1.29)

V„P,Vm,V„z - tensões de seqüência positiva, negativa e zero em pu; Z„p,Z„„,Z,n - impedância de seqüência positiva, negativa e zero em pu; —> ^ > l,.p ,I„„, La - correntes de seqüência positiva, negativa e zero em pu; V„f - tensão de fase em pu; /„/, - corrente de curto-circuito entre fase e terra em pu.

—>

Assim, a Eq. (1.25) toma a forma da Eq. (1.29). Segundo a Fig. 1.20, os valores de Z,„,, Z„„ e Z ut são: Zup Z„„ Z„z

= Z ps + Zp, + Zpr = Z,„ + Z,„ + Z„r(1.30) = Z v + Z lr + Za

Zp* - impedância de seqüência positiva equivalente do sistema de potência; Znr - impedância de seqüência negativa equivalente do sistema de potência; "4 Z P,,Z„, e Zz, - impedância de seqüência positiva, negativa e zero do transformador; Zpr, Z„, e Z„ - impedância de seqüência positiva, negativa e zero da rede; Z a - impedância de aterramento (resistência de contato + resistor de aterramento). —»

—>

•—>

—>

—>

—>

A metodologia de cálculo das correntes de curto-circuito fase-terra pode ser encontrada no livro do autor Ins­

talações Elétricas Industriais.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.4 Considerar um sistema de distribuição de energia elétrica, sintetizado na Fig. 1.21, com as seguintes características: a) Subtransmissão • potência instalada: 20 MVA (1 transformador); • tensão nominal primária: 69 kV; • tensão nominal secundária: 13,8 kV; • tensão máxima de operação: 14,4 kV • resistor de aterramento do neutro: 2,4 ft; • potência de curto-circuito no primárioda subestação: 478.000 kVA; • impedância percentual do transformador: 7% (na base de 72,6 kV); • perdas térmicas do transformador: 83.597 W (na base de 69 kV); As características elétricas típicas dos transformadores de 69 kV podem ser obtidas no Cap. 12. b) Alimentador de distribuição • natureza do condutor: cobre; • seção do condutor: 95 mm2; • resistências: - seqüência positiva: Rcp = 0,2374 íl/km ( a 60°C); - seqüência zero: Rcz = 0,4152 íl/km; • reatâncias: - seqüência positiva: Xcp = 0,4177 n/km; - seqüência zero: Xcz = 1,9239 íl/km. Os valores de Rcp, Rcz1 Xcpe Xcz devem ser calculados de conformidade com as prescrições do Cap. 4. Com base nestes dados, calcular o valor da tensão nas fases B e C, quando a fase A vai à terra, num ponto afastado a 8 km da subestação, sabendo-se que no neutro do transformador está inserida uma resistência de 2,4 íl. O sistema é configurado com o primário em triângulo e estrela no secundário, conforme Fig. 1.21. a) Valores de base • tensão base: Vb = 13,8 kV; • potência base: Pb = 20.000 kVA;

26

C a p ít u l o U m

Fig. 1.21 Sistema com a fase A à terra corrente base: P„ 20.000

/„ = 3 x l/,, ^3X 13,8

=836,7 A

b) Impedância do sistema de alimentação • resistência Rus = 0

• reatância P„ 20.000 = 0,0418 pu Pcc 478.000 c) Impedância do transformador 83.597 10 xP„, 10x20.000 = 0,41% = 0,00417 pu Pcu = 83.597 W (referida a 20.000 kVA e 69 kV) • reatâncias

Vprz - tensão primária do transformador a que se refere a impedância; Vsr2 - tensão secundária do transformador a que se refere a impedância; Vnpu ~ tensão nominal primária do transformador; Zlr = 7% = 0,07 pu (referida a 72,6 kV) 72,60 Z „,= 0 ,0 7 x f 20 0 00 ]) 13.80 69,00

l, 20.000 )

13.80 Z„, = 0,0775 pu (referida a 69 kV)

X„, = ^(0,07752 - 0,00417J) = 0,0773 pu Zm =0,0417 + yo,0773 pu

P á ra -R ajo s a R e s is t o r N ã o -L in ea r

27

d) Impedância do alimentador • resistências de seqüências positiva e zero

20.000 K = 1.000X1// 1.000x13,82 =0,10502 (fator para mudança de base) Rup = RcpX La X K = 0,2374 X 8 X 0,10502 r “ = 0,1994 pu Ruz = Rczx La X K = 0,4152 X 8 X 0,10502 fl” = 0,3488 pu • reatâncias de seqüências positiva e zero Xup = Xcp X La X K = 0,4177 x 8 x 0,10502 Xup = 0,3509 pu Xuz = x cz X L. X K = 1,9239 x 8 X 0,10502 Xuz= 1,6164 pu d) Impedâncias de seqüências positiva e zero = 0,1994 + y'0,3509 pu Z „ = 0,3488 + y'1,6164 pu • impedâncias totais de seqüência positiva e zero Z„„ = f?„p + yX„„ = /0,0418 + 0,00417 + y’0,0773 +0,1994 + /0,3509 Zw= 0,2035 + y'0,4700 pu Z„z = Rut + jXu2 + 3 X R„r

Rur = 0,2520 pu (veja item e deste exemplo de aplicação) Nota: Para efeito prático, podem-se considerar iguais as impedâncias de seqüência positiva, negativa e zero dos transformadores de potência. Z „ =0,00417 + y'0,0773 + 0,3488 + y'1,6164 + 3x0,2520 Zuz =1,1089 + y’1,6937 pu e) Resistência do resistor nas bases adotadas Para a mudança de base usa-se a conversão: Z

Zr. 1.000p*x V1

20.000 ch X 1.000 X 13,82

Ou especificamente:

R„r =R,x 1.000P„

20.000 - 2,4 X X 1.000 X 13,802

Rur = 0,2520 pu f) Cálculo da corrente de curto-circuito fase e terra 7 — =_________ 1_________ =_ L lu z

2 X Zup + Zuzt + Zuzo + 3 X Rur Zuto

Z„zi - impedância de seqüência zero do transformador em pu, sendo: ZU!I = Z„p, = Z„„, Considerou-se que as impedâncias de seqüência positiva e negativa do sistema de alimentação têm valores iguais a Rus + jXus, ou seja: 0 + y'0,0418p„. Zuzc - impedância de seqüência zero dos condutores em pu. Zuz = Zuzt + Zuzc + 3 X R , = 1,1089 + y1,6937 pu Z M = 2 X Z„„ + Z « = 2 x (0,2035 + y'0,4700) + (1,1089 + y'1,6937) Z„,0 = 1,5159 + y'2,6337 = 3,0388 /6 0 ,1 ° 1 lu ■= 0,3290 / —60,1°

3,0388 /6 0 ,1 ° l u p = l u n - l u z = 0,1640-/0,2852pu -> /„ = 0,3290pu l„ = 3 X /„ X /„ = 3 X 0,3290 X 836,7 = 825,8A

g) Cálculo das tensões nas fases não atingidas: Z U(J = 0,2035 + y'0,4700 pu

28

C a p ít u l o U m

pu Z U1 = 1,1089+ /1,6937 pu • tensão de seqüência positiva V up Ut Zup X I up Z„„ = 0,2035 + y0,4700

= 1’043 + j° Pu Vw = 1,043 + y'0 - (0,2035 + /0,4700) X (0,1640 - y'0,2852) Vup = 1 ,04 3-0 ,1 67 4- jO,0190 pu Vup = 0,8756 - jO, 0190 pu V»>=% V„- = 13.800

• tensão de seqüência negativa

Vu„ = -Zun X /Up = - (0,2035 + j0,4700) X (0,1640 - y'0,2852) V„„ = -0,1674 - y'0,0190 pu • tensão de seqüência zero Vu, = - Z « x 7 „ p = -(1,1089 + y'1,6937) X (0,1640 - /0,2852) Vui = -0,6649 + j0,0384 pu • tensões de fase

V„a=0

Vub= a 2Vup + aV m + V „ V u * = ( - 0,5 - y'0,866) x

(0,8756 - y0,0190) + ( - 0,5 + y'0,866) X ( - 0,1674 - y'0,0190) + ( - 0,6649 + y’0,0384) V„b = -0 ,4 5 4 2 -y'0,7487 + 0,1001- y'0,1354 - 0,6649+ y'0,0384 VM = -1,0190 - y'0,8457 = 1,3242 /- 3 9 ,6 ° pu V „c = aVup+a2 V Uo + Vuz V„c = (-0 ,5 + y'0,866)X(0,8756-y'0,0190) + ( -0 ,5 -y '0 ,8 6 6 )x (-

Vuc =-0,4213 + y'0,7677 + 0,0672 + y'0,1544 - 0,6649 + y'0,0384 Vuc = —1,0190 + yO,9605 = 1,4003 /+ 4 3 ,3 ° pu

0,1674-y'0,0190)+ (-0 ,6 6 4 9 + y'0,0384)

As sobretensões sustentadas de fase em volts valem:

ya=o

-* = —14 j-S 400 X 1,3242 / - 3 9 , 6 o V l/„ v3 V, = 11,0 kV 400 X 1,4003 / - 4 3 ,3 o = 11,641 /+ 4 3 ,3 °V Vc = 14 Vtt

v3

yc =11,6kV Pode-se observar que, se na fase C estivesse instalado um pára-raios de tensão nominal igual a 12 kV, este não seria afetado pela sobretensão resultante.

1.5 FENÔMENOS DE REFLEXÃO E REFRAÇÃ0 DE UMA ONDA INCIDENTE

Uma onda de tensão que caminha num alimentador pode atingir diversos pontos característicos do sistema, resultando em fenômenos distintos e de efeitos particulares. A onda incidente pode sofrer modificações em módulo, dependendo da característica do ponto que atinge.

Ponto Terminal de um Circuito Aberto

Este ponto terminal pode ser identificado por um circuito cujas extremidades estão abertas, por exemplo, pelo secionamento de um disjuntor. Na realidade, o transformador é considerado o caso mais importante neste estudo, pois devido a sua elevada impedância de surto pode ser considerado um circuito aberto. Isto é perfeitamente entendível se consideramos que as bobinas primárias são eletricamente isoladas das bobinas secundárias, sendo, porém, magneticamente acopladas. Um surto de tensão que atinja um transformador, ou mesmo a extremidade

P á ra -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea r

29

aberta de um circuito, como é o caso do disjuntor do transformador desenergizado, resulta numa onda refletida e noutra refratada, cujos valores são dados no conjunto das Eqs. (1.31). \Vre = Vsu V „= 2X V m ^re ^su ^te

^su

(1.31)

Ir e

A simbologia a ser utilizada será: Vsu - onda de tensão de surto incidente; V„ - onda de tensão refletida; Vrf - onda de tensão refratada; Vle - onda de tensão terminal; Isu - onda de corrente de surto incidente; Ire - onda de corrente refletida; l,f - onda de corrente refratada; I,e - onda de corrente terminal; A Fig. 1.22 ilustra os efeitos ocasionados por uma onda de surto de tensão incidente nas condições anterior­ mente descritas. Já a Fig. 1.23 mostra os efeitos de uma onda de corrente incidente num terminal aberto. Através das Eqs. (1.31) e das Figs. 1.22 e 1.23 pode-se concluir que: • a onda de tensão incidente é igual à onda de tensão refletida; • a onda de tensão terminal é o dobro da onda da tensão incidente; • a onda de corrente refletida é igual à onda de corrente incidente, porém de sinal invertido; • a onda de tensãorefletida se propaga no sistema com o dobro do valor da onda de tensão incidente; • a onda de corrente resultante entre a onda refletida e a incidente é nula no trecho compreendido entre a onda refletida e o terminal aberto.

Ponto de Descontinuidade de Impedância

Pode ser assim identificado por um circuito que muda a sua impedância característica a partir de um determi­ nado ponto. Este é o caso prático de subestações de consumidor, cujo ramal de entrada é constituído de cabo isolado sub­ terrâneo. Como a impedância característica da rede aérea de alimentação está compreendida entre 350 a 450 íi e a dos cabos subterrâneos em torno de 50 íl, surgirão duas ondas de tensão quando a onda de surto incidente atingir esta conexão: uma onda refletida e outra refratada.

Fig. 1.22 Ondas de tensão incidente e refratada

C a p ít u l o U m

\ Fig. 1.23 Ondas de corrente incidente e refratada

A onda refletida retorna ao sistema, enquanto a onda refratada caminha em direção à subestação a jusante. A Fig. 1.24 ilustra esse fenômeno, enquanto as Eqs. (1.32) e (1.33) fornecem os valores, respectivamente, das ondas de tensão refletida e refratada. x

(1.32)

: v.„ X

(1.33)

K. =

Zrf - impedância de surto para a onda refratada; ZS1, - impedância de surto para onda incidente. Os valores das correntes refletida e refratada são: L=~

zrf- z sl, XI,.. z.„ + z. 2 XZ„ X/,,

Z_+Z„ z^ -z„

O termo z,„ + z,. é chamado de coeficiente de reflexão de tensão ou corrente.

Fig. 1.24 Ondas de corrente: parte incidente e parte refratada

(1.34)

P á ra -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea r

31

O ponto P da Fig. 1.24 representa o ponto de conexão da rede aérea com o cabo do ramal de entrada subter­ râneo. Algumas considerações importantes podem ser analisadas, ou seja: • quando o valor de Zsu é inferior ao valor de o coeficiente de reflexão é positivo e, conseqüentemente, a onda de tensão refletida é positiva, enquanto a onda de corrente correspondente é negativa; • quando o valor de Zsu é superior ao valor de Zrf o coeficiente de reflexão é negativo e, conseqüentemente, a onda de tensão refletida é negativa, enquanto a onda de corrente correspondente é positiva; • quando o valor de Z„, é igual ao valor de Zr/, o coeficiente de reflexão é nulo, resultando numa tensão e corrente refletidas também nulas; • a onda de tensão refratada é diretamente proporcional à impedância Z^. O estudo das ondas refletidas e refratadas, nos dois casos analisados anteriormente, constitui um ponto base para o estudo da localização dos pára-raios em relação ao equipamento que se deseja proteger, assunto que será abordado posteriormente.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.5 Considerando uma instalação industrial alimentada por uma rede aérea de 13,8 kV, calcular as tensões de surto refletida e refratada, quando num dia chuvoso a rede foi atingida por um raio que lhe induziu uma tensão de impulso de 90 kV, sabendo-se que o ramal de entrada é de cabo isolado. O valor de tensão de surto de 90 kV é um pouco inferior à tensão suportável de impulso (TSI) padronizada, na maioria dos casos, para sistemas de distribuição, que é 95 kV. A tensão refletida no ponto de conexão entre a rede aérea e a rede em cabo isolado vale: V„ = 90 X '50 —450 = -7 2 kV 450 + 50 A tensão no ponto de mudança de impedância vale: A tensão refratada vale:

Vv p = Vv su +1 Vy re Vp = 90 + ( - 72) = 18 kV Vri =90X

2X50 =18kV 450 + 50

Esta tensão refratada de 18 kV irá atingir, por sua vez, o transformador da subestação do consumidor: A corrente de surto vale: 90 =0,20kA = 200A 450 As correntes refletidas e refratadas valem: 50 - 450 L =- *z.„,-z,„ X L = - 450 + 50 X 0,20 + /,» = 0,16 kA = 160A Ou ainda:

2xZ„ /„ = Zsu + Zni

2X450 - X 200 = 360 A 450 + 50

I = Kl 18 :0,36kA = 360A " Z, 50

características dos pára - raios Nesta seção serão abordadas somente as características dos pára-raios fabricados em carboneto de silício, cuja especificação é dada pela norma NBR - 5287 - Pára-Raios de Resistor Não-Linear a Carboneto de Silício (SiC) para Sistemas de Potência.

C a p ít u l o U m

a) Tensão nominal

É a máxima tensão, valor eficaz, a que pode ficar, permanentemente, submetido o pára-raios, na freqüência nominal, no ensaio de ciclo de operação e para a qual foi projetado e tem condições de operar satisfatoriamen­ te. Quando os pára-raios ficam submetidos a tensões superiores à sua nominal, como no caso de curtos-circuitos monopolares, em sistemas cujo neutro não está efetivamente aterrado, estão sujeitos a falhas.

b) Freqüência nominal

É a freqüência para a qual foi projetado o pára-raios.

c) Corrente de descarga nominal

É a corrente tomada em seu valor de crista, com forma de onda de 8/20 |xs, que é usada para classificar o pára-raios. A Comissão de Eletrotécnica Internacional - IEC recomenda que para um nível de tensão de até 72 kV a seleção de pára-raios de 5 e 10 kA de corrente de descarga nominal pode ser feita com base nos seguintes fatores: • nível ceráunico da região; • probabilidade de ocorrência de descargas atmosféricas com correntes elevadas; • importância dos equipamentos empregados no sistema; • nível de isolação do sistema. Em áreas sujeitas a elevadas intensidades de descargas atmosféricas deve-se utilizar pára-raios com corrente de descarga nominal de 10 kA. Este tipo de pára-raios apresenta uma maior absorção de energia devido ao maior volume de material de características não-lineares. Em áreas de nível ceráunico baixo e de reduzidas intensidades de descargas atmosféricas, pode-se utilizar os pára-raios de 5 kA. De forma geral, a aplicação de pára-raios de 5 e 10 kA, além dos aspectos técnicos considerados, é uma questão econômica. A corrente de descarga máxima de um pára-raios que protege um transformador pode ser determinada de modo aproximado, de acordo com a Eq. (1.35). 2XV -V

/ , = ------------L(kA)

(1.35)

Vs - tensão suportável de impulso do sistema, em kV; Vr - tensão residual do pára-raios, em kV; Za - impedância de surto, em íl.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.6 Calcular a corrente de descarga nominal que deve possuir um pára-raios que protege um transformador instalado numa subestação de consumidor ligado a uma rede aérea cujo TSI é de 110 kV. ,d = -------------2xVs -V, = ----------------2 X 1 1 0 -5 4 = 0,47kA Z.„ 350

Zsll = 350 íl (valor admitido para o sistema) do.

V, = 54 kV (valor máximo admitido) Logo, o pára-raios deve possuir uma corrente de descarga nominal de 5 kA, Tabela 1.1, que é o valor mínimo padroniza­

d) Corrente subseqüente

É a corrente fornecida pelo sistema, e que conduz o pára-raios, logo depois de cessada a corrente de descarga. A corrente subseqüente deve ser extinta pelo centelhador série na sua primeira passagem por zero. Caso contrá­ rio, o pára-raios poderá encontrar dificuldades em interrompê-la, por causa das seguidas reignições, provocando excessivas perdas Joule e conseqüente falha deste equipamento.

P á r a -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea k

33

e) Tensão residual

É a tensão que aparece nos terminais do pára-raios, tomada em seu valor de crista, quando da passagem da corrente de descarga. Existem, também, ensaios em que é definida a tensão residual, quando o pára-raios está submetido a surtos de manobra de longa duração. A tensão residual é uma das características mais importantes do pára-raios, pois é esta a tensão a que ficará sub­ metido qualquer equipamento que estiver sob a sua proteção, contanto que o mesmo esteja instalado praticamente nos seus bornes de alimentação. Caso contrário, a inclinação da onda permitirá tensões superiores, submetendo o equipamento protegido a severas solicitações, como será visto posteriormente.

f) Tensão disruptiva a impulso É o maior valor da tensão de impulso atingido antes da disrupção quando aos terminais do pára-raios é aplicado um impulso de forma de onda, amplitude e polaridades dadas.

g) Tensão disruptiva de impulso atmosférico normalizado

É a menor tensão, tomada em seu valor de crista, quando o pára-raios é submetido a uma onda normalizada de 1,2/50 / as e provoca disrupção em todas as aplicações.

h) Tensão disruptiva de impulso de manobra

“É a maior entre os valores de ambas as polaridades das tensões disruptivas de alta probabilidade e das tensões disruptivas de impulso de manobra da sobretensão de 1,3 para impulsos de manobra com três formas de onda, com tempos de frente de 30 a 60, 150 a 300 e 1.000 a 2.000 (xs e com tempo até meio valor não menor que 2,2 vezes os respectivos tempos de frente.” Deve-se entender como tensão disruptiva de alta probabilidade o menor valor da tensão de impulso de uma determinada forma de onda que, aplicada ao pára-raios, produz um mínimo de nove disrupções num tempo es­ pecificado. Deve-se entender também por impulso de manobra na sobretensão de 1,3 como sendo o maior valor da tensão relativo à tensão disruptiva de alta probabilidade para um tempo de frente igual ou superior a 30 /lis , cujo valor é obtido com a aplicação de 10 impulsos de manobra, nos terminais do pára-raios, com uma tensão correspondente a 1,3 vez a tensão que produziu a tensão disruptiva de alta probabilidade.

i) Tensão disruptiva à freqüência industrial (60 Hz) - Valor eficaz

Apesar de não ser uma tensão de ensaio normalizada pela NBR-5287, a Tabela 1.1 indica os valores determi­ nados pela norma ANSI C62.1. Este ensaio não estabelece nenhum ponto da curva característica do pára-raios. Ele representa somente um valor de referência, já que se presume que o pára-raios não atue para uma onda de tensão na freqüência de 60 Hz. Os equipamentos podem ser protegidos por sobretensões temporárias, que são caracterizadas por ondas de tensão à freqüência industrial, somente se a duração do fenômeno for por um curto intervalo de tempo. Sobreten­ sões com tempo de duração elevado normalmente provocam danos irreversíveis aos pára-raios devido à elevada corrente que pode ser conduzida à terra através dos resistores não-lineares, ocasionando perdas joules elevadas, superiores à capacidade de absorção de energia dos mesmos.

j) Tensão disruptiva na frente

É o maior valor da tensão de impulso na frente, antes da disrupção, quando aos terminais do pára-raios é apli­ cado um impulso de uma dada polaridade, cuja tensão cresce linearmente com o tempo. Deve-se, também, aqui entender que a tensão máxima disruptiva para surtos de manobra é o maior valor de tensão transitória que pode ocorrer no sistema antes de haver a disrupção do pára-raios. A Fig. 1.25 mostra as variações de corrente e tensão durante a operação de um pára-raios à resistência nãolinear. Através da Tabela 1.1 pode-se obter as principais características de alguns pára-raios a carboneto de silício de acordo com a NBR-5287.

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C a p ít u l o U m

Tensão nominal do pára-raios (Valor eficaz)

Tabela 1.1 Características dos pára-raios Tensões residuais máximas sob corrente Tensões disruptivas máximas de descarga de impulso atmosférico nominal

Taxa de crescimento da frente de onda

10 kA - Serviço leve e pesado 5 kA - Série A

Tensão Tensão disruptiva à disruptiva freqüência máxima por industrial manobra (Valor (Valor eficaz) eficaz)

5 kA - Série B

De onda De frente De onda De frente lO kA - 5 k A normalizada de onda normalizada de onda Serviços Série B (Crista) (Crista) leves 5 kA (Crista) (Valor Série A de crista) kV

kV//xs

kV

kV

kV

kV

kV

kV

kV

kV

3 6 9 12 15 27 39 54 75

25 50 75 100 125 225 325 450 625

13 22,6 32,5 43 54 97 141 195 270

15 26 38 50 62 112 162 224 310

21 40 58 70 80 126 * * *

26 44 59 73 83 133 * * *

13,0 22,6 32,5 43,0 54,0 97,0 141,0 195,0 270,0

18 31 46 54 64 99 141 -

4,4 9,0 13,5 18,0 22,5 40,5 58,5 79,0 100,0

8,3 15,5 23,5 31,0 39,0 70,0 101,0 130,0 170,0

* Valores não norm alizados.

1.7 CLASSIFICAÇÃO DOS PÁRA-RAIOS

Os pára-raios podem ser classificados de acordo com os seguintes parâmetros, com base na NBR 5424: • classe estação: 20, 15, 10 kA (serviço leve) e 10 kA (serviço pesado); • classe distribuição: 5 kA séries A e B; • classe secundária: 1,5 kV. Segundo a NBR-5424 - Guia de Aplicação de Pára-raios de Resistor Não-Linear em Sistema de Potência, pode-se acrescentar: • em sistemas de até 230 kV, os pára-raios de resistor não-linear de 10 kA asseguram os melhores níveis de proteção. Em seguida, vêm os pára-raios das classes de 5 kA, série A, e, por fim, os pára-raios de 5 kA, série B; • como regra geral, os pára-raios de 10 kA são aplicados a sistemas acima de 69 kV, e a subestações de sis­ temas de tensões mais baixas, consideradas suficientemente importantes para justificar melhor proteção; • os pára-raios de 5 kA série A são usados em sistemas de transmissão abaixo de 69 kV. Os pára-raios de 5 kA série B são usados na proteção de transformadores de distribuição. Os pára-raios de classe secundária são fabricados para uma tensão de até 660 V e têm pouca utilização em sistemas industriais, cabendo mais especificamente à entrada de consumidores de baixa tensão de algumas con­ cessionárias de energia elétrica.

1.8 SELEÇÃO DE PÁRA-RAIOS

A seleção de um pára-raios deve ser precedida de uma análise que defina as suas características básicas.

P á ba -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in ea r

35

Fig. 1.25 Ondas de tensão e corrente de descarga de um pára-raios

Tensão Nominal

A tensão nominal de um pára-raios deve ser definida em função das sobretensões previstas no sistema, ou seja, sobretensões em razão de descargas atmosféricas, de manobra e temporárias, todas já estudadas anteriormente. Basicamente, o valor do curto-circuito monopolar define a tensão nominal do pára-raios e, como se viu, depende da configuração do sistema e do valor da impedância inserida no neutro do transformador quando o sistema for triângulo primário e estrela secundária. E necessário inicialmente comparar a amplitude da sobretensão temporária do sistema com os valores de so­ bretensão temporária suportáveis pelos pára-raios. No caso de a sobretensão temporária da rede superar o valor máximo admitido pelo pára-raios deve-se selecionar um outro pára-raios com tensão nominal mais elevada, o que implica um valor maior de suportabilidade às tensões temporárias. A Tabela 1.2 fornece os elementos de orientação para escolha do pára-raios em função da tensão máxima de operação do sistema que pode ser determinada em qualquer ponto do circuito. Um modo prático de se determinar a tensão nominal do pára-raios, a ser instalado num ponto definido do sistema, consiste em se fixar o valor do fator de aterramento relativo ao ponto considerado, o que pode ser feito através das Figs. 1.26, 1.27 e 1.28. A determinação da tensão fase-terra, à freqüência industrial, no local da instalação do pára-raios, através dos gráficos das figuras mencionadas, deve seguir as seguintes considerações. a) Determinar as relações Rp/Xp,XJXp e RJXp • se 0 < XJXp < 3 e RJXp < 1, o sistema é considerado efetivamente aterrado e o fator de aterramento esti­ mado é igual ou inferior a 80%; • se XJXp > 3 e RJRp = 1 no ponto de instalação do pára-raios, o sistema é considerado não eficazmente aterrado e o fator de aterramento pode ser superior a 100%.

C a p ít u l o U m

Tabela 1.2 Tabela para escolha de pára-raios Tensão Delta ou Y 3 fios nominal do pára-raios sistema isolado

Y-3 fios com Y-4 fios com neutro neutro efetivamente multiaterrado aterrado no transformador 4,50 9,00 12,80 15,00 18,00 36,50

3,60 7,20 11,00 15,00 18,00 32,00 47,00 65,00 91,00

3 6 9 12 15 27 39 54 75

3 6 9 12 15 27 39 54 75

-

b) Escolher o gráfico mais adequado em função da relação RJXp, isto é, da condição de tensão do sistema. c) Determinar o valor do fator de aterramento estimado nas figuras anteriormente mencionadas utilizando os valores das relações XJXp e RJXP. d) Multiplicar a tensão de linha, valor máximo de operação do sistema, pelo fator de aterramento estimado, no ponto de instalação do pára-raios, obtendo-se a maior tensão fase-terra em qualquer fase para qualquer tipo de falta. Qualquer ponto situado numa área compreendida entre uma determinada curva e as coordenadas dos gráficos anteriores indica a máxima tensão entre quaisquer fases e a terra para um curto-circuito monopolar, cujo valor é menor que o indicado na curva correspondente.

1

2

3

4

Xz/X p Condições de tensão para Rp = Rn = 0

5

Fig. 1.26 Fatores de aterramento

6

P á ra -R a io s a R e s is t o r N ã o -L in ea r

37

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.7 Com base no Exemplo de Aplicação 1.4, determinar a tensão nominal do pára-raios a ser instalado no ponto P, sabendo-se que o neutro do transformador da subestação está aterrado sob uma resistência R. a) Cálculo das relações 0,2035 =0432 X„p 0,4700 1,6937 = 3,60 XUp 0,4700 R,„ 1,1089 = 2,35 Xw 0,4700 Os valores das resistências e reatâncias foram determinados no item d do Exemplo de Aplicação 1.4. b) Determinação da sobretensão sustentada Dentre os gráficos, o que mais se aproxima da relação RJXupanteriormente calculada é o da Fig. 1.27. Com os valores de XJXup= 3,60 e RJXup = 2,35, encontra-se o valor do fator de aterramento compreendido entre as curvas limites de 80 e 85%, ou seja, Fa = 0,83. V „=FaX Vm= 0,83 X 14.400 = 11.952 V = 11,95 kV c) Tensão nominal Neste caso, a tensão nominal do pára-raios deve ser de 12 kV, conforme se constatou no Exemplo de Aplicação 1.4.

Fig. 1.27 Fatores de aterramento

38

C a p ít u l o U m

Fig. 1.28 Fatores de aterramento

Classe de Descarga

Deve ser escolhida conforme ficou estabelecido na Seção 1.7.

Níveis de Proteção

Deve existir uma certa margem de proteção entre a tensão suportável de impulso atmosférico, a de manobra do equipamento e o nível de proteção do pára-raios. Os valores mínimos recomendados para as relações de proteção, a fim de que se obtenha a coordenação de isolamento, é de 1,20 e 1,15 para impulso atmosférico e de manobra, respectivamente. A Fig. 1.29 mostra as diversas margens de proteção recomendadas para os transformadores. Para que exista perfeita coordenação de isolamento com base em níveis adequados de proteção pode-se esta­ belecer os seguintes critérios com base na Fig. 1.29, relativa a transformadores.

a) Onda cortada

A margem de segurança prevista é de 20%, ou seja:

V»

X100 >20%

(1.36)

Voc - tensão de ensaio com onda cortada do transformador; Vdi - tensão disruptiva sob impulso do pára-raios.

b) Onda normalizada

Neste caso, a margem de segurança é de 20%, ou seja:

i v._ r X100 >20%

(1.37)

P á ra -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea r

39

Curva característica do transformador

Onda normalizada Surto de manobra

T Margem de proteção

3

18

7

100

7"0*8) 1000

Fig. 1.29 Margens de proteção de transformadores

V0„ - tensão de ensaio com onda normalizada (TSI) do transformador; Vr - tensão residual máxima do pára-raios.

c) Surto de manobra

A margem de segurança prevista é de 15%, ou seja: (1.38) Ves - tensão de ensaio de surto de manobra do transformador; VJsm - tensão disruptiva a 60 Hz por surto de manobra do pára-raios.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.8 Determinar os níveis de proteção de um pára-raios, sabendo-se que a sua tensão nominal, definida pela sobretensão presu­ mida, é de 15 kV e que o transformador a que vai proteger apresenta os seguintes valores nominais de ensaios. • tensão suportável de impulso (V J: 95 kV; • onda cortada (VJ): 110 kV; • surto de manobra (Vgs): 78,8 kV; • tensão nominal: 13,8 kV. Com base na curva da Fig. 1.29 e nas principais características dos pára-raios de 5 kA, série B, dadas na Tabela 1.1, temse: • Nível de proteção para onda cortada De acordo com a Eq. (1.36), tem-se: -1 j x 100 = 32,5% > 20% Vdi = 83 kV (Tabela 1.1) Neste caso, existe uma boa margem de proteção.

40

C a p ít u l o U m

• Nível de proteção para onda normalizada De acordo com a Eq. (1.37), tem-se: í — —11X100 = 48,4% > 20%

164 )

Vr = 64 kV (Tabela 1.1) Há uma excelente margem de proteção. Deve-se observar que não está sendo considerada a queda de tensão no cabo de aterramento do pára-raios. • Nível de proteção para surto de manobra De acordo com a Eq. (1.38), tem-se: | 78J5 _ 1 |x 100 = 102,0%> 15%

l 39

J

Vdm = 39 kV (Tabela 1.1)

1.9 LOCALIZAÇÃO DOS PARA-RAI0S

Quando o ponto de impacto de uma descarga atmosférica é uma linha de transmissão, desenvolve-se uma so­ bretensão que se propaga por todo o sistema. Ao atingir a subestação, o módulo da sobretensão será limitado ao nível do valor da tensão disruptiva do pára-raios no ponto de sua instalação, normalmente na primeira estrutura a montante do transformador da subestação ou na primeira estrutura a jusante do transformador da subestação. No entanto, durante a descarga do pára-raios surge uma tensão elevada no valor da tensão residual do pára-raios que se propaga para o interior da subestação, refletindo nos diversos pontos de descontinuidade, como já foi abordado anteriormente, até atingir o transformador de potência que pode ser considerado um circuito aberto. A tensão máxima que deve chegar aos terminais do transformador pode ser dada pela Eq. (1.39). V,„=Vnpp+ 2 X K X T (1.39) Vm - tensão máxima que se permite nos terminais do transformador, em kV, que corresponde à tensão supor­ tável de impulso; V - tensão correspondente ao nível de proteção do pára-raios, em kV; K - taxa de crescimento da onda de tensão, em kV/|xs; T - tempo de percurso da onda de tensão entre o pára-raios e o transformador, em |is. Se o pára-raios for instalado a uma distância do transformador, tal que entre em processo de disrupção antes da chegada da tensão residual refletida pelo transformador, a tensão máxima Vmpode ser dada pela Eq. (1.40). Vm =2XV„pp (1.40) No caso de o transformador estar afastado do pára-raios, como ocorreem alguns arranjos de subestações de potência, o nível deproteção que deveráser dispensado ao transformador poderá serfornecido pela Eq. (1.41). pro

Vpm- velocidade de propagação da onda de tensão, em m/|xs; D - distância entre o pára-raios e o transformador, em m.

(1.41)

Esta expressão somente é utilizada em sistemas radiais. Para o cálculo das sobretensões no caso de subestações com arranjos complexos com diferentes derivações que permitam o percurso das ondas trafegantes é necessário aplicar técnicas digitais. Devido à auto-indutância do condutor de aterramento, cerca de 1,3 /xH/m, e do crescimento das ondas refle tidas, são desenvolvidas tensões cada vez mais elevadas nos pára-raios, quanto maiores forem as suas distâncias do transformador que protege. O cálculo da distância entre o transformador e o pára-raios pode ser feito através de programas digitais dedi­ cados à análise de transitórios. No entanto, a Eq. (1.42) fornece esta distância de modo aproximado, sem contar, é claro, com os fenômenos de sucessivas reflexões de onda que podem ser melhor entendidos pelo diagrama de Lattice, não abordado neste estudo. V —V (1.42) D = vm yd X C K

P á ra -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea r

41

Vd - tensão resultante da descarga do pára-raios, isto é, tensão residual mais a queda de tensão nos condutores

de aterramento do pára-raios; C - constante que representa a natureza do cabo entre o pára-raios e o transformador: -para cabos subterrâneos: C = 75 -para cabos aéreos: C = 150; K - taxa de crescimento da frente de onda, em kV/|i,s. Através da Fig. 1.30, pode-se escrever a Eq. (1.43), que representa numericamente o valor da sobretensão que é transferida ao transformador quando aterrado separadamente do cabo de aterramento do pára-raios. Vsl=Vab+Vbc+Vcd+Vde (1.43) V„ - sobretensão a que fica submetido o transformador; V *- queda de tensão desenvolvida no condutor AB; V *- tensão residual do pára-raios, ou seja, Vr; Vcá - queda de tensão desenvolvida no condutor C-D; Vie - queda de tensão desenvolvida no condutor D-E. A queda de tensão desenvolvida no condutor de aterramento pode ser determinada a partir da Eq .(1.44): Vc = 1,3 X Lc X /, (1.44) Vc - queda de tensão no condutor de aterramento devido à corrente de descarga, em kV; Lc - comprimento do condutor, em m; Id - corrente de descarga, em kA. Observando-se ainda a Fig. 1.30 e analisando-se a Eq. (1.43), pode-seconcluir que o aterramento do trans­ formador deve ser feito no mesmocondutor de aterramento do pára-raios, pois neste caso o valor de Vie é nulo, resultando na Eq. (1.45). Vs,= V ab+Vbc+Vcd (1.45)

Fig. 1.30 Aterramento dos pára-

raios e do transformador de dis­ tribuição

C a p ít u l o U m

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.9 Considerar a estrutura padrão da instalação de transformador de distribuição dada na Fig. 1.30. Determinar a sobretensão a que ficará submetido o transformador (independente de sua potência nominal), quando num dia chuvoso a rede a que pertence sofre uma descarga atmosférica que faz circular pelos condutores uma corrente de 5 kA. Considerar a hipótese de o condutor de aterramento ser único para os pára-raios e para o aterramento do transformador e em seguida a hipótese de se adotar con­ dutores de aterramento separados (não recomendado). • 1a hipótese: condutor de aterramento único De acordo com a Eq. (1.45), tem-se: Vs,= V ab+Vec+Vcd V,„ = 1,3 XLCX Id =1,3X1,10X5 = 7,15kV Lc = 1,10 m (medido na estrutura) ld = 5 kA (corrente de descarga na linha que corresponde à corrente de descarga do pára-raios) Vbc = l/, = 54 kV (Tabela 1.1) Vcd =1,3Xi.„ x la =1,3X1,25X5 = 8,12kV

Lc = 1,25 m (medido na estrutura) Vs, = 7,15 + 54 + 8,12 = 69,27 kV • 2§ hipótese: condutores de aterramento separados De acordo com a Eq. (1.43), tem-se: VSI=VSD+Vbc+Vcd+Vd, Vd0 = 1,3 X X /„ = 1,3 X 6,5 X 5 = 42,25 V Lc = 6,5 m (medido na estrutura) Vu =7,15 + 54 + 8,12 + 42,25 = 111,52k V

Observar que este resultado compromete o transformador já que ultrapassa a própria tensão suportável de impulso deste equipamento.

É importante observar que, quando um pára-raios protege um transformador localizado a determinada distância deste, sucessivas ondas de reflexão transientes ocorrem entre estes dois equipamentos. O tempo decorrido em cada uma das reflexões pode ser calculado pela Eq. (1.46): T = 2 X D s) d -46) D - distância entre o transformador e o pára-raios, em m; V - velocidade de propagação da luz, em m/ju.s. Supor que uma onda de tensão de impulso atmosférico, Vsu, atinja, por exemplo, uma subestação consumidora confor­ me mostra a Fig. 1.31 (a), onde há um pára-raios instalado a uma determinada distância D do transformador. A atuação do pára-raios, em conseqüência da onda incidente de impulso, limita essa tensão ao valor da sua tensão residual Vr, de

acordo com o que se observa na Fig. 1.3 l(b), e que caminha na direção do transformador, atingindo-o e refletindo com valor duas vezes maior, ou seja, 2 X V„ conforme se vê na Fig. 1.31(c). Ao chegar ao pára-raios, a onda refletida do transformador provoca uma outra disrupção desse equipamento, reduzindo o valor dessa tensão duplicada à sua tensão residual e que novamente caminha na direção do transformador, conforme ilustra a Fig. 1.31 (d). Ao atingir novamente o transformador há nova reflexão cujo valor é de —2Vr, de acordo com a Fig. 1.31(e). Após sucessivas reflexões e conseqüentes atenuações, se estabelece finalmente a tensão residual do pára-raios, tais como mostra a Fig. 1.31 (f). Considerando que o pára-raios esteja a 20 m do transformador, o tempo corresponde à propagação da tensão residual e a sua conseqüente reflexão é de: 2 X 20 m T —----------- = 0,13 as 300//is

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1.10 Calcular a distância máxima a que deve ficar o pára-raios que protege um transformador, localizado de conformidade com a Fig. 1.32, que faz parte de uma subestação industrial de 10 MVA, cujas características principais são: • tensão nominal: 72,5 kV; • tensão suportável de impulso atmosférico: 350 kV; • impedância de surto do cabo subterrâneo: 50 fí; • impedância de surto do circuito aéreo: 450 ft, • taxa de crescimento da frente de onda: 100 kV/p.s.

P á ra -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea k

43

Fig. 1.31 Comportamento de uma onda incidente em um transformador Foram utilizados pára-raios de 75 kV/10 kA, série A, cujas características são dadas na Tabela 1.1. a) Cálculo da queda de tensão no cabo de aterramento do pára-raios V„ =1,3X 1, x /„ Vc, = 1,3 X 3 X 1 0 = 39 kV b) Cálculo da tensão refratada no cabo subterrâneo Considerando a onda de tensão residual refratada na mufla (B), tem-se, pela Eq. (1.33). 2XZ„ = 309 X 2X50 = 61,8 kV 450 + 50

vm=va+ V, = 39 + 270 = 309 kV

Vr = 270 kV (tensão nominal do pára-raios dada na Tabela 1.1) A onda de tensão refratada na mufla (A) vale: V„ = 61,8 X ' 2 X 450 ' = 111,2 kV 450 + 50 Este é o valor da tensão que atinge o transformador. Neste caso, está-se desconsiderando as sucessivas reflexões das ondas transientes e desprezando-se a sua taxa de cres­ cimento. c) Cálculo da distância máxima entre o pára-raios e o transformador De acordo com a Eq. (1.42), tem-se: D = (V __- V-í- \ x C = 350 —111,2^ x 75 = 28,6 m 625 l K )

44

C a p ít u l o U m

Fig. 1.32 Distância máxima do pára-raios ao transformador Vm = 350 kV Vs = Vri = 111,2 kV K = 625 kV/ns (Tabela 1.1) Logo, considerando as dimensões aproximadas obtidas das estruturas vistas na Fig. 1.32, tem-se: D = 2 + 5 + L + 8 +1 + 3,5 + 4,5 28,6 = 24 + L L = 4,65 m (veja Fig. 1.32) d) Tempo de deslocamento da onda „ 2 x D 2X28,6m ___ T = --------= ---------- ;---- = 0,38 us 1/ 150m//xS V = 150 m//xs (velocidade da luz num cabo isolado) e) Tensão máxima que deve chegar aos terminais do transformador Vm =Vmpp + 2 x / ( x r = 270 + 2x100 x 0,38 = 346kv Esta tensão, portanto, é inferior ã tensão suportável de impulso do transformador (TSI) que é de 350 kV.

1.10 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Os pára-raios devem ser ensaiados pelo fabricante em suas instalações com a presença do inspetor do compra­ dor. Os ensaios devem obedecer os requisitos contidos na norma NBR 5287 - Pára-Raios a Resistor Não-Linear a Carboneto de Silício para Sistemas de Potência - Especificação. Os pára-raios devem ser submetidos aos ensaios apresentados a seguir.

Ensaios de Tipo

Também conhecidos como ensaios de protótipo, destinam-se a verificar se um determinado tipo ou modelo de pára-raios é capaz de funcionar satisfatoriamente nas seguintes condições especificadas: • tensões disruptivas à freqüência nominal a seco e sob chuva;

P á ra -R a io s

a

R e s is t o r N ã o -L in ea r

45

• tensões disruptivas a impulso de manobra a seco e sob chuva; • tensão disruptiva a impulso atmosférico; • tensões residuais; • correntes suportáveis a impulso; • ciclo de operação; ~------- • ensaio do desligador automático (pára-raios de distribuição); • ensaio de estanqueidade. Estes ensaios podem ser dispensados pelo comprador desde que o fabricante apresente documento comprobatório de cada um dos ensaios realizados.

Ensaios de Rotina

Destinam-se a verificar a qualidade e uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados na fabricação dos pára-raios. São os seguintes: • tensão disruptiva à freqüência nominal a seco; • medição de corrente de fuga (pára-raios de 10 kA) na tensão de fase e terra do sistema; • ensaio de estanqueidade.

Ensaios de Recebimento

Destinam-se a verificar as condições gerais dos pára-raios antes do embarque. São eles: • tensão disruptiva à freqüência nominal a seco; • tensão disruptiva de impulso atmosférico sob forma de onda normalizada; • tensão residual; • medição de corrente de fuga; • ensaio de estanquidade.

1.11 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

No pedido de compra de um pára-raios é necessário que constem, no mínimo, os seguintes dados: • tensão nominal; • tensão disruptiva máxima de impulso atmosférico; • tensão residual máxima sob corrente de descarga nominal; • tensão disruptiva à freqüência industrial; • tensão disruptiva máxima por surto de manobra; • corrente de descarga nominal; • classe (A ou B); • tipo de resistor não-linear (carboneto de silício ou óxido de zinco).

C have F usível Indicadora U nipolar 2.1 INTRODUÇÃO

Chave fusível é um equipamento destinado à proteção de sobrecorrentes de circuitos primários, utilizado em redes aéreas de distribuição urbana e rural e em pequenas subestações de consumidor e de concessionária. E dotada de um elemento fusível que responde pelas características básicas de sua operação. Por tratar-se de um elemento fundamental e intimamente ligado à chave fusível, este capítulo abordará sepa­ radamente o equipamento e o seu elemento fusível correspondente.

2.2 CHAVE FUSÍVEL INDICADORA UNIPOLAR

As chaves fusíveis são denominadas também corta-circuitos e são fabricadas em diversos modelos para dife­ rentes níveis de tensão e corrente.

Características Mecânicas

As chaves fusíveis, de uma forma geral, são constituídas das partes:

Isolador

Os isoladores são normalmente de porcelana vitrificada. Dependendo do modelo, as chaves fusíveis podem ser constituídas de um ou dois isoladores, cujas características serão estudadas no Cap. 19.

a) Isolador de corpo único

É empregado normalmente em chaves fusíveis destinadas a sistemas de distribuição para corrente nominal não superior a 200 A. Tem o formato construtivo visto na Fig. 2.1. Os isoladores das chaves fusíveis devem possuir resistência mecânica suficiente para suportar os impactos de abertura e, principalmente, fechamento. Considerando a força exercida sobre o isolador nas suas extremidades, este deve suportar uma força F aplicada no seu ponto médio distando D (em m) de um dos pontos submetidos ao esforço de manobra e dada pela Eq. (2.1). F = ^ (k g )

(2.D

Para a chave fusível da Fig. 2.1, por exemplo, isolada para 15 kV, cuja distância entre as extremidades é de 350 mm, a força F vale:

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ipo l a r

47

de fonte Contato superior Suporte fixação Guia para o portal-fusível de corpo único para manobra

Terminal de carga Articulação

Fig. 2.1 Chave fusível de isolador de corpo único - Isolador do tipo pedestal

b) Isolador do tipo pedestal

É empregado nas chaves fusíveis em número de dois e são apoiados numa base metálica que também tem a função de fixar a chave na estrutura da rede de distribuição ou subestação. As chaves fusíveis têm a forma cons­ trutiva mostrada na Fig. 2.2, e são normalmente empregadas na proteção de subestação de força de até 69 kV.

Terminal de fonte Base metálica

Guia para o porta-fusivel

Porta-fusível

Terminal de carga Isolador de pedestal

Fig. 2.2 Chave fusível do tipo pedestal-25kV

C a p ít u l o D ois

Já as chaves fusíveis para tensões mais elevadas, como por exemplo da classe de 72,5 kV, têm a estrutura mostrada na Fig. 2.3.

Isolador de Terminal de fonte Contato superior Base suporte

Porta-fuslvel

de carga

Fig. 2.3 Chave fusível tipo pedestal-69kV

A Fig. 2.4 mostra um tipo de chave fusível de construção especial e fabricação Delmar. Denominada chave fusível religadora, é destinada à proteção de redes aéreas de distribuição contra curtos-circuitos transitórios. Principalmente indicadas para aplicação no alimentador tronco ou nas derivações importantes do mesmo. A troca de um simples elo fusível em locais de difícil acesso, devido às grandes distâncias ou estradas intransitáveis ou

Mola de aço

Gancho para ferramenta de abertura em carga

x Articulação

----------Isolador vitrificado

Articulação Mecanismo de transferência de corrente

Fig. 2.4 Chave fusível religadora de abertura monopolar

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ip o l a r

49

ainda de equipes de manutenção não disponíveis no momento necessário, faz elevar o tempo de interrupção e conseqüentemente o custo da mesma. A chave religadora reduz a severidade do defeito quanto ao tempo de retorno do fornecimento de energia elétrica. É composta de três chaves fusíveis de base C na qual a corrente do sistema flui apenas pela primeira chave do conjunto. No caso de um curto-circuito, o fusível da primeira chave funde, ocasionando a queda do porta-fusível que aciona o mecanismo de transferência da corrente para a chave central. Permanecendo o defeito, o processo se repete, transferindo o fluxo de corrente para a terceira chave. No caso de um defeito transitório haverá apenas a operação da primeira chave e a religação do circuito pela chave central. As chaves fusíveis são equipamentos adequados para abertura do circuito sem carga. No caso da proteção de transformadores individuais é permitida a abertura dos seus terminais primários circulando apenas a corrente de magnetização. Mesmo assim, verifica-se a existência de arco durante a operação da chave cuja magnitude depende da velocidade da manobra que o operador imprime na vara de manobra. No entanto, existem chaves fusíveis que permitem a abertura do circuito circulando corrente no valor da cor­ rente nominal da chave, sem necessidade de ferramentas especiais. Em condições normais de operação, o circuito é interrompido pela queima do fusível sem a participação da câmara de extinção, tal como ocorre com as chaves fusíveis convencionais. Na operação em carga, a chave fusível dotada de câmara de extinção, conforme pode ser visto na Fig. 2.5, a corrente é desviada do contato superior da chave para o contato auxiliar que está instalado dentro da câmara por meio de um braço de aço inoxidável.

___ Ponto de fixação

de carga

I— Terminal de fonte i— Câmara de extinção 1 de arco

Articulação

Fig. 2.5 Chave fusível de abertura em carga de fabricação Delmar Na abertura deste contato o arco formado ficará no interior da câmara onde será gerado um gás deionizante. O gás expelido, o alongamento do arco e a velocidade de abertura do braço de aço inoxidável proporcionarão a interrupção do arco. A instalação desse tipo de chave apresenta a mesma simplicidade das demais chaves do tipo unipolar, porém seu preço atinge valores bem superiores. As chaves fusíveis unipolares são normalmente operadas através de varas de manobra. As partes internas das chaves de manobra são constituídas de fibras de vidro e resina epóxi. As partes in­ ternas da vara de manobra são preenchidas com poliuretano expandido, que além de aumentar a estabilidade da vara impede o acúmulo de umidade. São constituídas de seções com encaixe preciso e travamento através de pinos elásticos, com cabeçote móvel e cabeça universal em liga de cobre. A Fig. 2.6 mostra as três seções de uma vara de manobra. Existem aplicações específicas em redes de distribuição e em subestações de força, de chaves fusíveis montadas em tandem com seccionador unipolar, em que são utilizadas três colunas de isoladores do tipo pedestal, conforme mostrado na Fig. 2.7.

50

C a p ít l l o D o is

Fig. 2.7 Chave fusível ta n d e m

Essas chaves são utilizadas com freqüência em subestações e são destinadas à manutenção de disjuntores e religadores automáticos, sem a interrupção no fornecimento de energia elétrica, associada à vantagem de, neste período, não haver perda da proteção. Eletricamente, este sistema funciona de acordo com a Fig. 2.8. Na Fig. 2.8(a) o circuito está protegido pelo religador, já que a chave fusível do tandem está aberta. No entanto, na Fig. 2.8(b), o religador está em manutenção, enquanto o sistema continua funcionando normalmente, protegido pela inserção da chave fusível acompanhada da abertura do seccionador do conjunto tandem e do seccionador unipolar convencional.

Gancho da ferramenta de abertura em carga (load buster)

As chaves fusíveis não devem ser operadas em carga, devido à inexistência de um sistema de extinção de arco. A sua operação somente em tensão é tolerável, o que é feito normalmente pelas concessionárias. No entanto, com a utilização da ferramenta de abertura em carga pode-se operar a chave fusível com circuito em plena carga, respeitando-se, neste caso, os limites da ferramenta mencionada.

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ip o l a r

Fonte

Carga

(a)

Fonte

51

Carga

(b) Fig. 2.8 Esquema de ligação de uma chave t a n d e m e um religador

Essa ferramenta, mostrada na Fig. 2.9, muitas vezes conhecida como load buster, consiste em um sistema que é acoplado aos terminais da chave fusível. Seu funcionamento pode ser facilmente entendido, observando-se a Fig. 2.9 que mostra a referida ferramenta conectada ao dispositivo de manobra (vara de manobra). Inicialmente, a ferramenta é fixada às duas extremidades da chave fusível, conforme a Fig. 2.10, dividindo a circulação da corrente elétrica entre esta e a própria chave fusível. Ao primeiro movimento da alavanca da ferramenta, abre-se a chave fusível, sem, no entanto, desconectar os seus contatos internos, permitindo que toda a corrente da fase

Fig. 2.9 Ferramenta de abertura em carga na posi,ção fechada

52

C a p ít u l o D o is

Fig. 2.10 Ferramenta de abertura em carga na posição de operação

correspondente circule por ela. Num segundo movimento da vara de manobra, os contatos são abertos no interior da câmara de extinção de arco, normalmente cheia de SF6 ou outro meio extintor, completando, assim, a operação da chave fusível, com circuito em carga. Para que se acople a ferramenta de abertura em carga ao terminal da chave fusível, é necessário que esta seja dotada de um gancho apropriado para esta operação, conforme se observa na Fig. 2.10.

Articulação

As chaves fusíveis são dotadas de um sistema de articulação do cartucho cuja construção é função do modelo do fabricante. No caso de chaves fusíveis empregadas nas redes de distribuição, a norma brasileira já padronizou um sistema de articulação, bem como os seus demais componentes. As figuras anteriores mencionadas mostram algumas partes importantes do sistema de articulação das chaves fusíveis. O sistema de articulação exerce uma função fundamental na operação da chave fusível. O engate do portafusível na articulação é feito através de um sistema de mola que pressiona o cartucho para cima quando se fixa o elo fusível na sua extremidade inferior. Desta forma, a extremidade superior do cartucho penetra na extremidade superior da chave fusível (terminal de fonte) com determinada pressão, o que ocasiona o seu engate. Quando o elo é rompido, relaxa a pressão exercida para cima pelo sistema de mola da articulação, em forma de feixe de lâminas, o que faz com que o cartucho perca pressão na sua conexão superior, ocorrendo, neste momento, a sua abertura e o seu deslocamento descendente, girando cerca de 150°. As principais partes da articulação são as enumeradas a seguir.

a) Limitador de recuo

Tem a função de intertravar diretamente o cartucho ao corpo da chave, transmitindo os esforços de recuo às braçadeiras, projetadas de forma a absorvê-lo.

b) Limitador de abertura de 180°

É destinado a não permitir que o cartucho atinja a estrutura adjacente inferior durante a sua abertura.

c) Batentes dos contatos

Têm a função de proteger os contatos contra danos por impacto e contra deformações permanentes.

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ip o l a r

53

e) Amortecedor

Tem a função de suavizar o impacto da operação de abertura do porta-fusível. O amortecedor permite que o porta-fusível opere sem obstáculo, durante o seu deslocamento descendente, até cerca de 70°, durante a sua ___ _ trajetória de abertura. A partir deste ponto, o cartucho entra em contato direto com o amortecedor que alivia o impacto do dobramento.

Cartucho ou porta-fusível

Conhecido popularmente como canela, é o elemento principal e ativo da chave fusível. Consiste em um tubo de fibra de vidro ou fenolite, dotado de um revestimento interno que, além de aumentar a robustez do tubo, se constitui na substância principal que gera, em parte, os gases destinados à interrupção do arco. Toda vez que a chave fusível opera em serviço, ocorre uma pequena erosão no revestimento interno do tubo, porém as suas ca­ racterísticas permanecem inalteradas por um longo período, durante muitas operações. Há dois tipos de cartucho que se diferenciam pela forma de evasão dos gases gerados no seu interior. Um primeiro tipo permite que a saída dos gases seja feita apenas pela sua extremidade inferior. Nesse caso, as forças resultantes são bem elevadas e transmitidas ao isolador, às ferragens e, finalmente, às estruturas da chave. Um segundo tipo permite que a saída dos gases seja feita pelas duas extremidades do cartucho, aliviando, assim, as forças ocasionadas pela interrupção. A Fig. 2.11 mostra o comportamento desses dois cartuchos. O dimensionamento físico do cartucho é função da capacidade de ruptura a que se destina. Se uma chave fu­ sível é aplicada num ponto do sistema, onde o nível de curto-circuito é superior à sua capacidade de ruptura ou de interrupção, o cartucho não suportará as forças resultantes, danificando-se em forma de explosão. A Fig. 2.12 ilustra um porta-fusível do fabricante Delmar. Uma das grandes preocupações das companhias concessionárias de energia elétrica é quanto à padronização dos cartuchos e os correspondentes terminais das chaves. Isso é explicado pela grande quantidade de modelos diferentes que as equipes de manutenção devem possuir em suas viaturas individuais para substituir os cartuchos danificados quando o sistema de distribuição possui uma grande variedade de tipos de chaves fusíveis instaladas. O cartucho apresenta também uma função secundária, porém de grande importância prática. Após a operação da chave, o cartucho fica suspenso na extremidade inferior desta, servindo como elemento de indicação de atuação da chave fusível, permitindo às equipes de manutenção fácil identificação do local onde ocorreu a interrupção do sistema, mesmo a uma certa distância da estrutura de sua instalação.

Fig. 2.11 Expulsão dos gases do interior do cartucho

54

C a pít u l o D o is

Fig. 2.12 Porta-fusível

Para a proteção de banco de capacitores são fabricados porta-fusíveis especiais, conforme se pode observar através da Fig. 2.13 de fabricação Delmar. São utilizados juntamente com uma mola que tem a função de retirar a cordoallha do elo fusível de dentro do porta-fusível. Sua atuação é mais eficaz quanto maior for a pressão da mola expulsora, pois maior será a velocidade de retirada da cordoalha e, conseqüentemente, menor será o tempo de arco no interior do porta-fusível. Possui o contato superior em liga de cobre com alta condutividade elétrica e tubo com alma de fibra córnea revestido em fenolite ou fibra de vidro. A mola é em aço inoxidável de arame duro com baixa memória residual. A fixação do porta-fusível é feita diretamente ao barramento de tensão, enquanto a mola é conectada ao terminal do capacitor.

Fig. 2.13 Porta-fusível para proteção de banco de capacitores

Terminal superior ou de fonte

É constituído de vários elementos metálicos que permitem um engate perfeito do cartucho e um excelente ponto de contato, ou seja:

a) Tranca do contato

Desempenha as seguintes funções: • impede a abertura acidental da chave; • permite a abertura controlada da chave;

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ipo l a r

55

• evita a queima dos contatos principais durante uma interrupção normal; • reduz a queima dos contatos principais quando a chave é fechada em regime de curto-circuito.

b) Guarda do contato

Tem a função de guia do cartucho durante o fechamento da chave. Adicionalmente serve para proteger os contatos principais contra avarias durante o manuseio e operação da chave. É bom frisar que nem todas as chaves fusíveis possuem os elementos aqui mencionados. Cada fabricante detém uma tecnologia própria, respeitando-se, no entanto, os requisitos normativos.

c) Contatos principais

São normalmente fabricados em liga de cobre, altamente resistente aos efeitos mecânicos e térmicos da corrente de curto-circuito, e têm uma forma construtiva que permite uma autolimpeza durante as operações de abertura e fechamento.

Características Elétricas

A NBR 8124 - Chave Fusível de Distribuição - Padronização - fornece todos os elementos necessários à aquisição destes equipamentos, cujas principais características são dadas na Tabela 2.1. Observar que a norma classificou as chaves fusíveis quanto ao tipo, em função do modelo da base. As bases dos tipos A, B e C são definidas pela norma NBR8124. As chaves fusíveis com base nos tipos A e C estão mostradas, respectivamente, nas Figs. 2.14 e 2.15, enquanto um outro modelo de base do tipo C está mostrado na Fig. 2.16. Notar nas figuras mencionadas as diferenças de fixação dos isoladores nos suportes metálicos. No caso de chaves fusíveis para sistemas de potência de 69 kV, a Tabela 2.2 fornece as suas principais carac­ terísticas, com base em chaves disponíveis no mercado. O porta-fusível das chaves deve apresentar adicionalmente as seguintes características: • rigidez dielétrica transversal: 5 kV/mm; • tensão suportável longitudinal: 1 kV/mm; • absorção de água em 24 horas.

Tabela 2.1 Características técnicas - NBR 8124 Base Tipo

Porta-fusível

Tensão máxima do equipamento kV

Corrente nominal (A)

Corrente nominal (A) 50

15

100

100

200

200 50

A B

ou

C A B

ou

25,8

100 38

C (1) A terra e entre pólos

(2) Entre contatos abertos

100

Capacidade de interrupção Assimétrica Simétrica (A) (A) 1.250 900 2.000 1.400 4.000 2.800 10.000 7.100 10.000 7.100 1.250 900 2.000 1.400 4.000 2.800 6.300 4.500 5.000 3.500

Tensão suportável nominal Impulso atmosférico (Valor de crista) (2) (D

Freqüência industrial a seco e sob chuva (2) (D

95

110

30

35

125

140

36

42

150

165

60

66

56

C a p ít u l o D o is

Tabela 2.2 Características técnicas Características Valores Tensão nominal 69 kV Tensão máxima de serviço 72,5 kV Tensão aplicada a seco, 1 min 175 kV à freqüência industrial Tensão de impulso, onda plena 350 kV (valor de crista) Corrente nominal do corta-circuito 200 A Corrente nominal do cartucho 200 A Capacidade de interrupção assimétrica 4,5 kA 2,5 kA Capacidade de interrupção simétrica 355 MVA 190 MVA

A operação das chaves fusíveis, em conseqüência de um defeito, pode liberar um arco de grande comprimento que, dependendo da tecnologia do fabricante, se desenvolve tanto acima como abaixo do seu ponto de instalação. Por esse motivo as chaves fusíveis não devem ser instaladas em cubículos de invólucro metálico, em virtude das dimensões reduzidas destes painéis. Há várias constatações de danos em invólucros metálicos dentro dos quais operavam chaves fusíveis, em decorrência de um curto-circuito na instalação.

Ensaios e Recebimento

As chaves fusíveis devem ser inspecionadas nas instalações do fabricante, na presença do inspetor do comprador, segundo a NBR 8668 - Chave Fusível de Distribuição - Especificação. São os seguintes os ensaios previstos.

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Contato superior

Terminal de fonte

57

-Cruzeta — Suporte de fixação

Olhai para manobra Corpo de porcelana

Porta-fusível -Terminal de carga - Articulação

Fig. 2.15 Chave fusível de base tipo C

■Terminal de fonte CruzetaMola de aço para pressão -

Gancho para ferramenta de abertura em carga

___Suporte de fixação

Olhai para manobra "

Porta-fusível ■Terminal de carga -Articulação

Fig. 2.16 Outro modelo de chave fusível de base tipo C

Ensaios de rotina

São aqueles destinados a comprovar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados na fabricação da chave fusível. Compreendem:

58

C a p ít u l o D o is

• • • • • • •

inspeção geral; verificação dimensional; tensão suportável à freqüência industrial a seco; elevação de temperatura; operação mecânica; medição da resistência ôhmica de contato; ciclos térmicos.

Ensaios de tipo

São aqueles realizados para comprovar se um determinado tipo ou modelo de chave fusível é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições especificadas. São eles: • todos os ensaios de rotina anteriormente relacionados; • tensão suportável de freqüência industrial sob chuva; • tensão suportável de impulso atmosférico; • radiointerferência; • resistência mecânica do isolador; • análise química da liga de cobre.

Especificação Sumária

No pedido de compra de uma chave fusível indicadora unipolar devem constar, no mínimo, os seguintes da­ dos: • corrente nominal, em A; • tensão nominal, em kV; • capacidade de interrupção simétrica, em kA; • capacidade de interrupção assimétrica, em kA; • tensão suportável de impulso (TSI), em kV; • distância de escoamento; • outros dados específicos, se for o caso de alguma aplicação particular.

2.3 ELO FUSÍVEL

E um elemento metálico no qual é inserida uma parte sensível a correntes elétricas elevadas, fundindo-se e rompendo-se num intervalo de tempo inversamente proporcional à grandeza da referida corrente. Como já se comentou anteriormente, o elo fusível é utilizado no interior do cartucho ou porta-fusível, preso nas suas próprias extremidades. Os elos fusíveis de má qualidade constituem um grande transtorno para as concessionárias de energia elétrica, em conseqüência da sua queima intempestiva, sem que nenhuma anomalia tenha ocorrido no sistema, acarretando custos adicionais de manutenção, perda de faturamento e comprometendo a imagem da empresa junto aos seus consumidores.

Características Mecânicas

O elo fusível deve ser construído de um material que não se altere química e fisicamente, de maneira permanente, com a passagem da corrente elétrica ou com o decorrer do tempo de utilização. O material apropriado que obedece a esta exigência básica é uma liga de estanho com ponto de fusão de cerca de 230°C. E totalmente desaconselhável a utilização de fio de cobre nu como elemento fusível, porque o seu ponto de fusão gira em torno de 1.083°C, o que causaria a carbonização do elemento de revestimento interno do cartucho, bem como do próprio tubo protetor do elo fusível. Ainda neste sentido, o chumbo, outro elemento metálico utilizado largamente como fusível em baixa tensão, não deve ser utilizado como elo fusível, por não possuir a necessária dureza para evitar deformações permanentes. Existem dois diferentes tipos de elos fusíveis, cada um com a sua aplicação específica.

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ipo l a r

59

a) Elo fusível de botão São assim chamados aqueles que possuem na extremidade superior um botão metálico que deve ser preso na parte superior do porta-fusível, conforme se mostra na Fig. 2.17, que corresponde a elos fusíveis de correntes entre 1 e 50 A.

b) Elo fusível de argola São assim denominados aqueles que possuem nas extremidades duas argolas. São utilizados geralmente na proteção de pequenas unidades transformadoras, principalmente de sistemas MRT (monofilar com retorno por terra). São instalados ao tempo através de dois dispositivos metálicos fixados um na linha e outro na bucha do transformador. Têm o aspecto construtivo mostrado nas Figs. 2.17 e 2.18. A sua aplicação é observada na Fig. 2.19. Os elos fusíveis são compostos de várias partes, como visto nas figuras anteriormente mencionadas.

Elemento fusível

É constituído de uma liga de estanho e representa a parte fundamental do elo fusível. Apresenta características próprias de atuação que serão estudadas posteriormente.

60

C a p ít u l o D ois

Tiibinho

Rabicho

É constituído de material isolante e se destina à proteção do elemento fusível. No caso do elo fusível de argola, o tubinho deve ser resistente aos efeitos do tempo e ser dotado de propriedades que auxiliem a extinção do arco. É constituído de um condutor estanhado composto de vários fios de pequeno diâmetro, devendo ser altamente flexível para não interferir no funcionamento da chave fusível. O diâmetro do rabicho varia de acordo com a corrente nominal do elo fusível, sendo: • para fusíveis de 1 a 50 A: 4 mm; • para fusíveis de 65 a 100 A: 6,5 mm; • para fusíveis de 140 a 200 A: 9,5 mm. Os elos fusíveis devem ser construídos de forma a permitir um perfeito intercâmbio entre os diversos cartu­ chos. Os elos fusíveis devem resistir a um esforço mínimo de 5 kg, quando ensaiados à temperatura ambiente, sem prejuízo de suas propriedades mecânicas e elétricas. Alguns elos fusíveis são constituídos de um fio de reforço em paralelo com o elemento fusível para aliviar os esforços mecânicos decorrentes de sua utili­ zação.

Características Elétricas

Os elos fusíveis são caracterizados pelas curvas de atuação tempo X corrente que permitem classificá-los em vários tipos.

Elo fusível do tipo H

É utilizado na proteção primária de transformador de distribuição e fabricado para correntes de até 5 A. São considerados elos fusíveis de alto surto, isto é, apresentam um tempo de atuação lento para altas cor­ rentes.

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ip o l a r

61

Elo fusível do tipo K

É largamente utilizado na proteção de redes aéreas de distribuição urbanas e rurais. Estes elos são considerados fusíveis de atuação rápida e têm família de curva tempo X corrente apresentada na Fig. 2 .2 0 .

Para que se escolha adequadamente o elo fusível destinado à proteção de um determinado transformador, basta consultar a Tabela 2.3. Os elos fusíveis marcados com (*) devem ser utilizados em casos normais. Quando houver queima freqüente devido à presença de motores de potência elevada, deve-se utilizar o fusível imediatamente superior.

Elo fusível tipo T

Estes elos são considerados fusíveis de atuação lenta. Sua aplicação principal é na proteção de ramais primários de redes aéreas de distribuição. Para que se possa utilizar com boa técnica os elos fusíveis nas redes de distribuição aéreas, deve-se proceder à coordenação de vários elementos instalados ao longo dos alimentadores. Fonte

^ E l o fusível protegido

---------- % > — Elo fusível protetor ( Á \ o fusível protetor

Carga

Fig. 2.21 Posições dos elos fusíveis protegidos e'protetores

62

C a p ít u l o D ois

Potência do transformador kVA

2,3

Tabela 2.3 Escolha dos elos fusíveis K e H 11,4 13,8 6,6 3,8

kV

kV

5 7,5 10 15 25

3H 5H 6K 8K 10K

2H 3H 5H 6K 8K *

5 10 15 25 30 37,5 45 50 75 100 112,5 150 200 225 250 300 400 500 600

2H 5H 6K 8K 8K

2H 3H 5H 6K 6K 6K 8K 8K* 12K 15K 20K 25 K 30K 40 K 40 K 50K 65K 80K 100/f

io a : 12a :

15^ 20*: 25 K 30à : 40 K 50K * 65K 65K 80K 100K 140K 200K

kV

kV

kV

Transformadores monofásicos 1H 1H 2H 1H 1H 2H IH * 2H 3H * 2H 2 H 3H * 3H 3H * 5H Transformadores trifásicos 1H 1H IH 1H* 2 H IH 1H * IH 2H 3H * 2H 3 H 3H * 3H 3H 5H 3H 5 H 5H * 3H 5 H 6K 5H 6 K 8K 6K 6 K 10K 6K 6K 10K * 8K 8K* \5 K 10 K 12K 20K 10 K * 12K 20K * 12 K 15K 25K 15K 15K 30K 20 K 20K 40K 25K 50K 25 K 30K 30K 65 K -

22

25

34,5

kV

kV

kV

-

-

-

1H 1H 1H *

1H 1H 2H

-

-

-

-

-

-

IH 1H IH 1H 1H 2H 2H 2H 3H 5H 5H 5H 6K 8ã: 10/f 12K

1H 1H 1H 2H 2H 2H 3H 5H 5H 6K 6K 6K 8K SK 10K 12K 15K

1H IH 1H * 1H * 1H * 2H 3H 5H 5H 5H * 6K 6K 8K 10K

12K

15K 20 K

A regra geral seguida por norma indica que o tempo máximo total de interrupção do elo protetor não deve exceder a 75% do tempo mínimo de fusão do elo protegido. Esta regra deixa uma margem de segurança que compensa alguns fa­ tores oscilantes, tais como a variação diária de temperatura do ambiente, preaquecimento pela corrente de carga, etc. Tabela 2.4 Coordenação entre elos fusíveis K Elo fusível protegido F u s í V e

1

P r 0

t

e

t

0

r

6K 8K 10K 12K 15í : 20K 25 K 30K 40K 50 K 65K 80K 100K 140K

12 350 210

15 510 440 300

20 650 650 540 320

25 840 840 840 710 430

30 1.060 1.060 1.060 1.050 870 500

40 1.340 1.340 1.340 1.340 1.340 1.100 660

50 1.700 1.700 1.700 1.700 1.700 1.700 1.350 850

65 2.200 2.200 2.200 2.200 2.200 2.200 2.200 1.700 1.100

80 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.200 1.450

100 3.900 3.900 3.900 3.900 3.900 3.900 3.900 3.900 3.900 3.500 2.400

140 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 5.800 4.500 2.000

200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.200 9.100 4.000

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ip o l a r

Tabela 2.5 Coordenação para elos fusíveis K e H Elo fusível protegido

p 0 t 0 r

63

1 2 3 5

10 280 45 45 45

12 380 220 220 220

15 510 450 450 450

20 650 650 650 650

25 840 840 840 840

30 1.060 1.060 1.060 1.060

40 1.340 1.340 1.340 1.340

50 1.700 1.700 1.700 1.700

65 2.200 2.200 2.200 2.200

80 2.800 2.800 2.800 2.800

100 3.900 3.900 3.900 3.900

140 5.800 5.800 5.800 5.800

Para que se possa aplicar as várias tabelas de coordenação, é necessário se conhecer a posição relativa dos elementos fusíveis protegidos e protetores, o que é dado na Fig. 2.21. A Tabela 2.4 fornece a coordenação entre elos fusíveis do tipo K, enquanto a Tabela 2.5 fornece a coordenação entre os elos fusíveis K c H. As tabelas mencionadas indicam os valores máximos, em ampères, das correntes de curto-circuito nos quais os elos fusíveis se coordenam entre si. Para se proceder à coordenação entre elos fusíveis é necessário que se apliquemalgumas regras básicas: • o elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível protetor, para omaior valor da corrente de curtocircuito ocorrida no ponto de instalação do elo fusível protetor; • os elos fusíveis do tipo H não devem ser utilizados nos ramais primários dos alimentadores. São próprios para proteção dos transformadores de distribuição; • reduzir ao mínimo o número de elos fusíveis nos alimentadores; • deve-se reduzir também ao mínimo os tipos de elos fusíveis; • a corrente nominal do elo fusível deve obedecer às Eqs. (2.2) e (2.3). Ine ^ 1,5 X Imc (2.2) lne - corrente nominal do elo fusível, sendo:

— elos fusíveis preferenciais: 6-10-15-25-40-65-100-140-200A'; — elos fusíveis não preferenciais: 8-12-20-30-50-80^; Imc - corrente de carga máxima do alimentador; Ift - corrente de curto-circuito fase e terra; • escolher os elos fusíveis de acordo com as tabelas de coordenação, no fim do trecho.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 2.1 Calcular a coordenação dos elos fusíveis das chaves fusíveis instaladas no alimentador da Fig. 2.22 que atende a uma área rural com característica de irrigação. As correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas são dadas, na seqüência, no diagrama elétrico da Fig. 2.22. A corrente máxima medida na saída do alimentador na subestação é 16,9 A. a) Taxa de corrente K = L ^ = ________________________________________________

IP „

K=

112,5 + 150 + 75 + 225 + 150 + 30 + 45 + 30

1fi Q = 0,02067 A/kVA

b) Escolha dos elos fusíveis dos transformadores Deve ser de conformidade com a Tabela 2.3 e conforme indicado na Fig. 2.22. c) Dimensionamento do elo fusível do ramal derivado do ponto 5 L » 1 ,5 x /mc L » 1,5 X [(112,5 +150 + 75 + 225 +150) X 0,02067] /„. s= 1,5X14,7 22 A

64

C a p ít u l o D o is

/™« — 4 /„.*-^122 = s 3 0 ,5 A Para a escolha do elo fusível do ponto 5, considerar que o mesmo deve coordenar com o maior elo fusível dos transforma­ dores, no caso o de 10K. Nesta condição, segundo a Tabela 2.4, tem-se: U = 25 K Observar o valor da corrente de defeito trifásico no ponto 7 da Fig. 2.22 que é de 650 A, portanto inferior à corrente de co­ ordenação de 840 A ressaltada na Tabela 2.4, isto é: lcs = 650 A < 840 A d) Elo fusível no ponto 3

1.5 x

I^

/„, s* 1,5 X [(712,5 + 30) X 0,02067] lne> 1,5 X 15,3 s* 22,9 A L =£— «81.2A 4

De acordo com a Tabela 2.4, tem-se: /d0 = 50K (observar o valor máximo da corrente de defeito de 1.350 A (Tabela 2.4) > 810 A (Fig. 2.22 - ponto 5), dado no diagrama elétrico).

30 kVA

45 kVA

30 kVA

150 kVA

75 kVA

112,5 kVA

Fig. 2.22 Alimentador de distribuição primário

2.4 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Os elos fusíveis devem ser ensaiados nas instalações do fabricante na presença do inspetor do comprador. De acordo com a NBR 5359 - Elos Fusíveis de Distribuição - Especificação, os ensaios a serem realizados são os listados a seguir.

C h a v e F u s ív e l I n d ic a d o r a U n ipo l a r

Ensaios de tipo

São os seguintes: • suportabilidade mecânica; • elevação de temperatura; — •- características mínimas e máximas de fusão de tempo X corrente; • verificação visual e dimensional; • verificação dinâmica do funcionamento; • resistência elétrica do elo fusível; • verificação das características de fusão de tempo X corrente após envelhecimento; • verificação do tempo total de interrupção.

Ensaios de rotina

Devem ser realizados todos os primeiros seis (6) ensaios de tipo anteriormente citados.

Ensaios de recebimento

Ainda segundo a NBR 5359, estes ensaios compreendem todos os ensaios de rotina.

2.5 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

No pedido de compra de um elo fusível devem constar no mínimo as seguintes informações: • corrente nominal, em A; • tipo (K , H ou 7); • modelo (de botão ou de argola); • outros dados específicos, se for o caso de alguma aplicação particular.

M uflas T erminais P rimárias e T erminações 3.1 INTRODUÇÃO

Mufla terminal primária ou terminação é um dispositivo destinado a restabelecer as condições de isolação da extremidade de um condutor isolado quando este é conectado a um condutor nu ou a um terminal para ligação de equipamento. Há uma grande variedade de muflas ou terminações. Porém, as mais antigas são as muflas constituídas de um corpo de porcelana vitrificada com enchimento de composto elastomérico e fornecidas com kit que contém todos os materiais necessários à sua execução. Este tipo de mufla pode ser singelo ou trifásico. O primeiro destina-se às terminações dos cabos unipolares (muflas terminais singelas), enquanto o segundo tipo é utilizado em cabos tripolares (muflas terminais trifásicas). Podem ser utilizadas tanto ao tempo quanto em instalações abrigadas. A Fig. 3.1 mostra a parte externa de uma mufla singela, enquanto a Fig. 3.2 mostra os componentes internos e externos da mesma mufla. Atualmente, as terminações constituídas de material contrátil a quente ou a frio têm sido utilizadas com mui­ to sucesso em substituição às tradicionais, porém eficientes, muflas de corpo de porcelana. A simplicidade da emenda e a facilidade de sua execução, além da compatibilidade de preço, fazem das terminações contráteis um produto altamente competitivo. Atualmente as terminações ganharam o mercado substituindo praticamente o uso

Fig. 3.1 Vista externa de uma mufla terminal

M u f l a s T er m in a is P r im á ria s e T er m in a ç õ e s

67

Terminal de linha -------- Tampa de vedação i-f-----------Conexão prensada -Condutor - Isolação Corpo de _ porcelana -Fita semlcondutora -Suporte m

l

. Condutor isolado Cabo de-----aterramento

Fig. 3.2 Vista interna de uma mufla terminal

das muflas convencionais. A Fig. 3.3 mostra a vista externa de uma terminação termocontrátil de fabricação da Raychem. Já a Fig. 3.4 revela os diversos componentes utilizados na confecção de uma terminação termocontrátil que também pode ser empregada em cabos tripolares, conforme é indicado na Fig. 3.5. São particularmente uti­ lizadas na conexão direta entre condutores e equipamentos, tais como disjuntores, transformadores, chaves, etc. Para ilustrar essa aplicação pode-se observar a Fig. 3.6. rerminal de terra

i

Saia

T erminal d b linha

y

Sz

^----- Condutor

Fig. 3.3 Vista externa da terminação termocontrátil

3.2 DIELÉTRICO

Dielétrico é um meio isolante que se intercala entre duas superfícies condutoras submetidas a uma diferença de potencial. O ar, o plástico, a madeira, a mica, o papel e vários outros materiais são exemplos de dielétricos.

3.3 CAMPO ELÉTRICO

Quando duas superfícies condutoras estão isoladas por um meio dielétrico e submetidas a uma diferença de potencial, gera-se um campo eletrostático entre elas que pode Ser percebido, na prática, se sobre este dielétrico se

C a p ít u l o T r ês

Material para alivio de campo de força Cobertura do campo de alta tensão

Saia termocontrátil Tubo isolante antitracking

Fig. 3.4 Vista interna da terminação termocontrátil

Fig. 3.5 Terminação termocontrátil tripolar

Fig. 3.6 Terminação tripolar conectada à caixa de entrada de equipamento

Terminal

Muflas Terminais Primákias e Terminações

69

depositar, por exemplo, uma certa quantidade de pó de mica, cujas partículas ficam orientadas segundo uma série de linhas denominadas linhas de força ou linhas de fluxo elétrico. Logo, a direção do campo elétrico fica definida pela direção da força e o seu seíitido pelo sentido em que a força atua sobre as partículas consideradas. A intensidade de campo elétrico gerado entre as duas superfícies condutoras e separadas pelo meio dielétrico é dada pela relação entre a diferença de potencial estabelecida e a espessura do referido dielétrico, ou seja: £ = ^(k V /m m )

(3.1)

AV - diferença de potencial estabelecida entre as duas superfícies, em kV;

D - espessura do dielétrico, em mm.

A intensidade de campo elétrico é mais conhecida como gradiente de tensão ou simplesmente gradiente de potencial.

3.4 CAMPO ELÉTRICO NOS CABOS DE MÉDIA E ALTA TENSÕES

Um cabo de média e alta tensões, como será visto mais detalhadamente no Cap. 4, é composto, entre outros elementos, de um condutor, um isolamento e uma blindagem eletrostática metálica. Assim, fica estabelecido neste meio um campo elétrico que, em circuitos contínuos, é radial e uniforme, como pode ser visto na Fig. 3.7. O condutor e a blindagem constituem superfícies condutoras, enquanto a isolação é o meio dielétrico do campo elétrico gerado. Considerando que o cabo seja dotado de uma camada semicondutora entre o isolamento e o material condutor, são estabelecidas linhas eqüipotenciais, isto é, que tenham o mesmo potencial, no meio dielétrico, cuja densidade é maior nas proximidades do condutor e menor na superfície do isolamento. Da mesma forma, as linhas de força, que são radiais, também apresentam maior densidade nos pontos contíguos ao condutor, de onde se conclui que as maiores solicitações de um isolamento estão nas camadas elementares próximas ao material condutor, conforme se pode observar na Fig. 3.7. Quando um cabo é seccionado, para se proceder a uma emenda, as linhas de campo radial convergem para a extremidade da blindagem eletrostática, provocando uma elevada intensidade de campo elétrico em torno do corte da referida blindagem. A intensidade deste campo é, entre outras, uma função da tensão aplicada. A Fig. 3.8 mostra a disposição das linhas de força na extremidade de um cabo seccionado. Nestas condições é imperativa a necessidade de se reduzir este gradiente de tensão, no processo de emenda do condutor. Assim, aumenta-se gradualmente a espessura da isolação, a partir do corte da blindagem até um determinado ponto da extremidade do cabo, formando o que se denomina cone de alívio de tensão, ou cone de deflexão. A Fig. 3.9 mostra o resultado prático da construção de um cone de deflexão, percebendo-se claramente o novo alinhamento das linhas de campo elétrico radial e das linhas eqüipotenciais longitudinais.

Fig. 3.7 Campo elétrico no cabo condutor

C a p ít u l o T r ês

Fig. 3.8 Distribuição das linhas de campo elétrico num cabo condutor sem controle

Também a Fig. 3.10 mostra a distribuição das linhas de campo elétrico numa terminação feita com material termocontrátil, indicando as porcentagens de sua distribuição ao longo da referida terminação após a aplicação do tubo de controle das linhas de força. Efeito semelhante é obtido com a utilização do cone de deflexão utilizado nas muflas terminais.

Fig. 3.10 Distribuição das linhas de campo elétrico num cabo condutor com controle

Muflas Terminais Primárias e Terminações

71

É extremamente importante observar a distância mínima requerida pelo fabricante entre o terminal energizado e a blindagem do cabo, já que estes dois pontos estão submetidos à tensão de fase-terra. Além disso, os primeiros 25 mm, a contar do terminal de tensão, são a região mais crítica, pois esta concentra 75% do potencial entre fase e blindagem. O ar interposto entre estes dois pontos está sujeito à ionização, cujo resultado é a redução das características isolantes. O meio ambiente, contendo partículas condutoras em suspensão, resultante da poluição provocada pelos pro­ cessos industriais e pela névoa salina oriunda da arrebentação das ondas marítimas, favorece extremamente o surgimento de um arco entre os pontos considerados, danificando, em conseqüência, a isolação. Esse fenômeno, também conhecido como flash over, ocorre freqüentemente em isoladores das redes de distribuição de energia elétrica localizadas na orla marítima ou nos distritos industriais onde estão presentes fábricas de cimento, de siderurgia e de outros produtos que expelem para a atmosfera materiais similares. A Fig. 3.11 mostra a formação de um arco na extremidade de um cabo, motivada pelo processo de ionização do ar. Um outro fenômeno nocivo à isolação dos cabos é a circulação de correntes através da sua superfície, na região compreendida entre o material condutor e a blindagem. Este fenômeno é favorecido pela natureza dos poluentes na atmosfera e resulta na queima da isolação, formando inúmeros caminhos em forma arborescente. É conhecido como tracking e a sua gravidade está relacionada também com o tipo de isolamento utilizado. A Fig. 3.12 mostra os caminhos danificados pelas correntes de fuga. Na realidade, pode-se considerar que o cone de alívio de tensão é uma continuação da blindagem do cabo, em espessura maior. Cuidados devem ser tomados para que nenhum vazio fique no interior do cone de alívio de tensão, pois pode ocorrer o fenômeno de descargas parciais, destruindo a terminação.

SEQÜÊNCIA DE PREPARAÇÃO DE UM CARO CONDUTOR

Os cabos elétricos devem ser cuidadosamente preparados antes da utilização de uma mufla, terminação contrátil a quente ou a frio. Essa preparação é normalmente indicada pelos fabricantes dos respectivos acessórios de conexão a fim de garantir a qualidade e a longevidade da terminação.

72

C a p ít u l o T r ê s

Para ilustrar, será apresentada a preparação de um cabo isolado unipolar que poderá ser conectado a uma mufla, a uma terminação a quente ou a uma terminação a frio. Para qualquer uma das aplicações anteriormente citadas, a preparação do cabo é muito similar.

Aplicação de Muflas Terminais

Inicialmente será explanada a confecção de mufla terminal apesar de sua reduzida aplicação em comparação com a aplicação das terminações a quente e a frio. A Fig. 3.13 auxilia o entendimento dos diversos passos descritos. A numeração dos itens corresponde às etapas dos serviços identificados na Fig. 3.13.

a) Preparação da extremidade do cabo

al) seccionar e retirar a capa externa, a blindagem metálica eletrostática, a camada semicondutora, obede­ cendo às medidas indicadas pelo fabricante; a2) retirar, na ponta do cabo, a isolação, afilando-a suavemente; a3) instalar o conector terminal a compressão ou outro tipo adequado na extremidade do condutor; a4) proceder à soldagem da blindagem metálica eletrostática com a cordoalha de aterramento que é parte integrante do kit.

b) Execução da terminação

bl) envolver a ponta do condutor com a fita semicondutora; b 2) aplicar sobre a fita semicondutora a fita de autofusão, observando sempre a concentricidade deste enfaixamento; b3) aplicar sobre a isolação do cabo, a uma distância preestabelecida da ponta do condutor, uma determinada quantidade de fita autofusão, de modo a obter a geometria de um duplo cone de alturas diferentes; b4) aplicar sobre a fita de autofusão uma camada de fita isolante na base do cone de deflexão; b5) aplicar sobre o cone de deflexão uma camada de fita semicondutora a partir de sua base até atingir a blindagem de cabo;

Fig. 3.13 Preparação de um cabo condutor para aplicação em mufla

M u f l a s T eriMin a is P r im á ria s

e

T e r m in a ç õ e s

73

b6) aplicar sobre a fita semicondutora a fita de blindagem, iniciando o processo a uma determinada distância da base do cone de deflexão e conectando a sua outra extremidade à cordoalha de aterramento; b7) dobrar por sobre a blindagem eletrostática parte da camada semicondutora, correspondente à parte ocupada pela fita isolante, retirando esta; b 8) aplicar sobre a parte enfaixaclado cone de deflexão uma camada de fita isolante; b9) aplicar um número especificado de camadas de fita de autofusão sobre toda a parte enfaixada do cabo, desde a superfície da isolação até a capa externa de proteção; blO) envolver toda a superfície da terminação com um determinado número de camadas de fita isolante. c) Montagem da mufla cl) introduzir no interior do corpo de porcelana vitrificada a terminação anteriormente preparada; c2) preencher com resina epóxi, do tipo plastivolt, os espaços vazios do interior do corpo de porcelana; c3) ligar ao terminal terra do corpo de porcelana a blindagem eletrostática. A Fig. 3.14 mostra uma mufla concluída, conforme descrito anteriormente. Se a extremidade do cabo sobre a qual se preparou a terminação for utilizada em local abrigado e não poluído, não há necessidade da utilização do corpo de porcelana. Somente há obrigatoriedade de uso se sua instalação for ao tempo. Para os cabos tripolares, a preparação da terminação de cada fase obedece a seqüência anteriormente explanada. Ao final, fecha-se a mufla com um copo metálico.

Fig. 3.14 Ilustração de uma mufla devidamente preparada

Aplicação de Terminais Termocontráteis

As terminações a quente, basicamente, obedecem a mesma seqüência estabelecida para as terminações empre­ gadas em muflas. Podem ser utilizadas interna ou externamente. Quando utilizada ao tempo, adiciona-se durante a execução uma ou mais saias, conforme se observa na Fig. 3.3. Podem ser empregadas em cabos singelos ou trifásicos que, neste caso, recebem ainda um copo de bloqueio, conforme mostra a Fig. 3.5.

74

C a p ít u l o T r ês

As terminações termocontráteis não devem ser utilizadas em ambientes de elevada poluição que apresentam partículas condutoras em suspensão. A terminação termocontrátil vem acompanhada de um kit de montagem constituído dos seguintes componen• tubos termocontráteis; • adesivos; • malha de cobre; • cordoalha de aterramento; • conector de aterramento; • material de limpeza; • instrução de montagem. A execução de uma terminação termocontrátil envolve uma quantidade de passos bem menor e uma simplicidade de trabalho característica deste material, ou seja: • preparar o cabo da mesma maneira mencionada nos passos al-a2-a3-a4, da Fig. 3.13; • aplicar o tubo de controle de campo elétrico que deveenvolvera parte da blindagem eletrostática; • aplicar calor sobre o tubo de controle de campo elétrico,através de maçarico apropriado; • envolver as extremidades da terminação deuma camada de fitaadesiva; • colocar sobre a terminação o tubo isolante; • aplicar novamente calor sobre o tubo isolante, utilizando o mesmo maçarico; • aplicar a quantidade necessária de saias, contidas no kit. Se a terminação for utilizada em ambiente interno pode-se dispensar a aplicação das saias. A Fig. 3.15 ilustra a aplicação do maçarico na seqüência de execução anteriormente exposta. A Fig. 3.4 mostra o corte longitudinal de uma terminação termocontrátil já concluída e extraída do catálogo da Raychem.

Tubo defletor Fogo na coloração azulada Ponta do maçarico

Fig. 3.15 Aplicação do maçarico na terminação termocontrátil

Aplicação de Terminações a Frio

O cabo deve ser preparado de forma semelhante ao que já foi descrito. Para aplicar, por exemplo, o tubo defletor sobre a isolação do cabo basta retirar a fita plástica espiralada instalada no interior do referido tubo. De forma natural, o tubo se contrai sobre a isolação do cabo aderindo uniformemente a esta. É de aplicação rápida e não utiliza nenhum artifício externo. O cabo pode ser energizado logo após a aplicação dos componentes do terminal sobre o cabo. O terminal é acompanhado de um kit constituído dos componentes a serem utilizados na terminação.

M u f l a s T e r m in a is P rim ária s e T e r m in a ç õ es

75

3.6 APLICAÇÃO DE MUFLAS EM AMBIENTES POLUÍDOS

Quando as muflas são utilizadas em atmosferas com alta poluição marítima ou industrial, é necessário utilizar o corpo de porcelana com uma distância de escoamento superior àquela normalmente empregada em ambientes comuns. Este procedimento dificulta a formação de centelhamento entre o ponto de conexão da mufla com o sis­ tema e o seu ponto de fixação ou o seu próprio terminal de aterramento. Quanto maior a distância de escoamento, mais elástico é o tempo necessário para se proceder à limpeza da mufla. No caso de terminações enfaixadas ou à base de borracha, os efeitos das correntes de flash over são mais danosos, devido à queima da sua superfície. Por isso, aconselha-se não utilizar estes produtos em áreas com alta contaminação atmosférica. A Companhia Energética do Ceará - Coelce detém uma larga experiência em sistemas localizados em ambientes de elevada concentração de poluentes marítimos e, por isso, determina em seus manuais os critérios específicos para projeto de suas redes aéreas nessas áreas.

3.7 ENSAIOS E RECEBIMENTO

O fabricante deve ensaiar as terminações em suas instalações na presença do inspetor do comprador. Os ensaios compreendem: • aspectos construtivos e visuais; • ensaios no isolador de porcelana (quando for o caso), de acordo com o que se estabelece no Cap. 19, no que for pertinente; • ensaios nos diversos elementos componentes do kit (não normalizados).

3.8 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para se especificar corretamente uma mufla ou terminação, é necessário estabelecer os seguintes parâmetros: • tensão nominal; • tensão máxima de operação; • tensão suportável de impulso; • tensão suportável a seco durante 1 minuto; • tensão suportável sob chuva, durante 10 segundos; • características técnicas e dimensionais do cabo; • nível de isolamento: 100% - para sistemas com neutro ligado à terra e 133% para sistemas com neutro isolado; • material do condutor: cobre ou alumínio; • tipo do encordoamento.

C ondutores E létricos 4.1 INTRODUÇÃO

Condutor de energia é o meio pelo qual se transporta potência desde um determinado ponto, denominado fonte ou alimentação, até um terminal consumidor. O metal de maior utilização em condutores elétricos para sistemas de potência é o alumínio, devido ao seu baixo custo de mercado, quando comparado com o cobre, intensamente empregado nas instalações prediais, comerciais e industriais. Até o ano de 1950 a isolação dos cabos de alta tensão era constituída de papel impregnado em óleo isolante. Nessa época foram desenvolvidos os cabos de isolação extrudada fabricados de materiais sintéticos de natureza polimérica. De todos os materiais isolantes estudados destacaram-se, pelos aspectos técnicos e econômicos, o cloreto de polivinila (PVC) e o polietileno (PE). Praticamente, os dois compostos foram utilizados na mesma época. Tanto o cloreto de polivinila como o polietileno perdem as suas características básicas quando submetidos a temperaturas superiores a 70°C. Para elevar o nível de temperatura de operação desses compostos, foram de­ senvolvidos materiais termofixos, obtidos por processos químicos de reticulação de suas moléculas, mediante a utilização de agentes que realizam as ligações entre as moléculas adjacentes de carbono-carbono, impedindo o deslocamento intermolecular que é característico dos compostos termoplásticos. Em decorrência dessa tecnolo­ gia, a isolação desses condutores podem operar a temperaturas bem mais elevadas, atingindo o valor em regime contínuo de 90°C. No entanto, é necessário saber que a elevação de temperatura de operação dos condutores acarreta uma ele­ vação de perdas por efeito Joule que, dependendo do tempo de uso diário da instalação, podem significar custos inesperados na conta de energia elétrica. Nesta Seção serão estudados os condutores de cobre nus e isolados e os condutores de alumínio nus destinados à construção de redes aéreas de distribuição urbana e rural e a sistemas de transmissão de energia elétrica. Por tratar-se de aplicações muito específicas, não serão abordados aqui os condutores de alumínio isolados, basica­ mente empregados em redes subterrâneas de grandes centros urbanos. Não serão estudados também os tradicionais cabos de energia fabricados em papel impregnado, devido a sua pouca utilização em projetos convencionais, praticamente dominados pelos cabos de energia de isolamento sólido.

4.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os condutores elétricos apresentam diferentes formas e tipos de fabricação, cada um deles utilizado de acordo com suas características específicas.

Formação dos Condutores

São diversas as formas com que os condutores são fabricados, e cada uma delas é própria para um determinado tipo de aplicação. A Fig. 4.1 mostra diversas formações de condutores mais usuais.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

77

a) Fio redondo sólido

Este tipo de condutor está limitado à seção de 10 mm2. Acima disto apresenta pouca flexibilidade, dificultando os trabalhos de puxamento, acomodação èTigação. Por ser mais econômico é largamente utilizado nas instalações de iluminação e força cuja carga seja compatível com as seções padronizadas. Apresenta o aspecto construtivo da Fig. 4.1 (a).

Fig. 4.1 Diversos tipos de formação dos condutores elétricos

b) Condutor redondo normal

Também conhecido como condutor de formação concêntrica ou regular, é o mais utilizado nas instalações elétricas industriais e prediais quando são necessárias seções superiores a 10 mm2, pela sua grande flexibilidade. Pode ser empregado com quaisquer tipos de isolação. É constituído de um fio longitudinal envolvido por uma ou mais coroas de fio redondo sólido, em forma de espira, e cujas formações padronizadas, em norma, são: • 7 fios = 1 + 6 • 19fios = 1 + 6 + 12 • 37fios = 1 + 6 + 12 +18 • 61fios = 1 + 6 + 1 2 + 1 8 + 24 • 91fios = 1 + 6 + 12 + 18 + 24 + 30 A Tabela 4.1 fornece a formação dos condutores e suas dimensões básicas, em função da seção nominal. Apre­ senta o aspecto construtivo da Fig. 4.1(b) e exemplificado na Fig. 4.2. A Fig. 4.3 mostra um condutor redondo de múltiplas camadas.

c) Condutor redondo compacto

Este tipo de condutor é construído da mesma forma que o anterior, porém é submetido a um processo adequado de compactação que resulta na deformação dos fios elementares das diferentes coroas, reduzindo, desta forma, o seu diâmetro. Esta formação, no entanto, leva o cabo a uma maior rigidez e, conseqüentemente, à dificuldade

Fig. 4.2 Condutor redondo normal

C a p ít u l o Q u a tr o

Fig. 4.3 Condutor redondo de múltiplas camadas

Fig. 4.4 Condutor redondo compacto

no seu manuseio. Em contrapartida, são eliminados os vazios intersticiais, reduzindo, portanto, o seu diâmetro, conforme se observa na Fig. 4.1(c) e exemplificado na Fig. 4.4. Cabe ressaltar que os condutores de baixa e média tensões, em geral, nas seções de 10 a 500 mm2 têm construção compactada.

d) Condutor setorial compacto

É fabricado a partir da corda do condutor redondo compacto que sofre um processo de deformação específica dos fios elementares das várias coroas, através de um conjunto de calandras que dá uma forma setorial ao condu­ tor. E destinado basicamente à construção de cabos tripolares e quadripolares, proporcionando uma substancial economia com a redução do seu diâmetro, devido à disposição favorável das diferentes cordas elementares. Veja Fig. 4.1 (d) e, como exemplo, a Fig. 4.5.

e) Condutor flexível

É fabricado a partir do encordoamento de vários fios elementares de diâmetro reduzido. É comercializado em diferentes seções e apropriado à alimentação de máquinas e aparelhos específicos, como pontes rolantes, escava­ deiras, máquinas de solda, aspiradores industriais e domésticos, além de sua utilização rotineira em iluminação pendente. Tem a forma de acordo com a Fig. 4.1(e) e é exemplificado na Fig. 4.6. Em geral, o encordoamento dos condutores é empregado de acordo com os seguintes critérios: • Cabos de baixa tensão - encordoamento redondo normal para as seções compreendidas entre 1,5 mm2e 10 mm2;

Fig. 4.5 Condutor setorial compacto

-Camada composta de^cloreto de polivinila (PVC) p Condutor tormado de fios de cobre eletrolltico nu e têmpera mole

Fig. 4.6 Condutor flexível

- encordoamento redondo compacto para as seções superiores a 6 mm2, em cabos singelos e múltiplos; - encordoamento setorial compacto em cabos de 3 e 4 condutores para seções iguais ou superiores a 50 mm2até 240 mm2. • Cabos de média tensão - encordoamento redondo compacto para todas as seções de cabos. As principais características dimensionais dos condutores estão mostradas na Tabela 4.1. Tabela 4.1 Características básicas dos condutores Seção Formação nominal Diâmetro externo nominal mm2 Fios/mm nominal - mm 1,5 2,5 4 6 10 10 16 16 25 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500

1/1,38 1/1,78 1/2,25 1/2,76 1/3,57 7/1,35 1/4,5 7/1,7 1/5,65 7/2,14 7/2,52 19/1,78 19/2,14 19/2,52 37/2,03 37/2,25 37/2,52 61/2,25 61/2,52 61/2,85 61/3,2

1,38 1,78 2,25 2,76 3,57 4,05 4,5 5,1 5,65 6,42 7,56 8,9 10,7 12,6 14,21 15,75 17,64 20,25 22,68 25,65 28,8

Peso líquido nominal - kg/km 13,3 22,2 35,4 53,3 89,1 90,3 141,6 143,2 223,1 227 314,8 428,6 619,5 859 1089 1338 1678 2210 2772 3545 4469

80

C a p ít u l o Q u a tr o

Componentes de um Cabo Condutor

Praticamente, só dois metais se destinam à fabricação de condutores elétricos: o alumínio e o cobre.

a) Condutores de alumínio

Os condutores de alumínio dominam normalmente o mercado nas aplicações de redes e linhas aéreas de dis­ tribuição e transmissão de energia elétrica não localizadas nas proximidades da orla marítima. Seu baixo custo, quando comparado com os condutores de cobre, a sua relação peso por área e seu excelente comportamento aos esforços mecânicos, quando encordoados com a alma de aço, os credenciam, com inúmeras vantagens, para larga utilização pelas concessionárias de energia elétrica praticamente de todos os países. Quanto à sua aplicação em cabos isolados, são comumente empregados nas redes de distribuição subterrâneas de grandes centros urbanos, tanto em média como em baixa tensões. Na indústria, sua aplicação é muito reduzida e a norma brasileira NBR 5410 - Instalações Elétricas em Baixa Tensão - só permite a sua utilização para seções iguais ou superiores a 16 mm2. O principal obstáculo para popularizar a aplicação dos condutores de alumínio é a dificuldade da conexão quando o outro elemento a ser conectado é de cobre, pois nesta região de contato há uma acelerada deterioração do alumínio, com a formação de uma película de óxido de alumínio, responsável pelo aquecimento exagerado e pela destruição da conexão.

b) Condutores de cobre

Os condutores de cobre dominam praticamente o mercado nas aplicações de instalações elétricas, sejam prediais ou industriais e nas redes aéreas localizadas no litoral. O cobre utilizado nos condutores elétricos deve ser purificado através do processo de eletrólise, o que lhe dá o nome de cobre eletrolítico, conseguindo-se, dessa forma, um grau de pureza de 99,99%. Posteriormente, é submetido a processos térmicos para se obter a têmpera desejada.

Isolamento

Excluindo os materiais estratificados, utilizados nos cabos de papel impregnado, atualmente o isolamento dos condutores elétricos é constituído de materiais sólidos extrusados. Cabe aqui fazer uma distinção entre os termos isolação e isolamento. O primeiro exprime a parte qualitativa do material empregado, como por exemplo a expressão: isolação em polietileno reticulado. O segundo termo tem um sentido quantitativo, como, por exemplo, quando se diz: cabo com isolamento para 750 V. As isolações sólidas podem ser fabricadas a partir dos seguintes materiais:

a) Termoplásticos

As isolações termoplásticas são fabricadas à base de cloreto de polivinila, conhecido comumente como PVC. Têm a propriedade de se tornar gradativamente amolecidas a partir da temperatura de 120°C, passando ao estado pastoso com o aumento desta, até desagregar-se do material condutor correspondente. A isolação termoplástica apresenta as seguintes características básicas: • baixa rigidez dielétrica; • péssima condução de chama, quando agregada a aditivos especiais; • perdas dielétricas elevadas, notadamente em tensão superior a 20 kV; • resistência ao envelhecimento regular; • boa flexibilidade; • baixa temperatura máxima admissível; • boa resistência à abrasão; • boa resistência a golpes; • resistência regular à umidade e à água.

b) Termofixos

As isolações termofixas são fabricadas à base de dois materiais distintos, sendo que cada um deles apresenta características elétricas e mecânicas específicas, ou seja: • Polietileno reticulado

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

81

Conhecido comumente como XLPE, este material se destaca por apresentar as seguintes propriedades: - baixa resistência à ionização; - temperatura máxima admissível elevada; - excelente resistência à abrasão; - alta rigidez dielétrica; - flexibilidade regular; - boa resistência ao envelhecimento; - baixa resistência ao treeing. • Borracha etileno-propileno Conhecido comumente como EPR, este material apresenta muitas de suas características iguais às do XLPE, divergindo, no entanto, de outras propriedades, ou seja: - elevada resistência à ionização; - alta rigidez dielétrica; - baixas perdas dielétricas; - temperatura máxima admissível elevada; - excelente resistência à abrasão; - excelente resistência a golpes; - grande flexibilidade; - alta resistência ao treeing. O treeing consiste no aparecimento de caminhos de formato arborescente na superfície da isolação, cujo resul­ tado é o surgimento de descargas parciais de efeitos destrutivos.

Blindagens de campo elétrico

São materiais semicondutores ou simplesmente condutores que envolvem o condutor elétrico e ou a sua isolação com a finalidade de confinar o campo eletrostático ou de escoar as correntes induzidas e de curto-circuito. A blindagem de um cabo é constituída da forma descrita a seguir:

a) Blindagem do condutor

E constituída de uma fita não metálica semicondutora ou por uma camada extrusada de compostos semicon­ dutores, também não metálica ou, ainda, por uma combinação de ambos os processos. A blindagem do condutor deve ser utilizada em cabos isolados em XLPE, a partir de 1,8/3 kV, ou em cabos isolados em PVC e EPR a partir de 3,6/6 kV. A presença da blindagem em contato com o condutor e com a isolação é de fundamental importância para a uniformização das linhas de campo elétrico radial e longitudinal. Consideran­ do, por exemplo, um condutor redondo normal ou redondo compacto, pode-se perceber que a sua irregularidade superficial provoca distorção do campo elétrico, criando gradientes de tensão em determinados pontos, solicitando Tabela 4.2 Características dos dielétricos sólidos Material isolante PVC XLPE EPR Rigidez C.A. (kV/mm) 15 50 35 dielétrica Impulso (kV/mm) 40 65 60 Constante dielétrica 5 2,3 2,6 Fator de perdas (tg 8) 0,1 0,007 0,04 Resistividade térmica 500 (°C.cm/W) 700 350 Curto-circuito (°C) 250 160 250 Limites Contínuos (°C) 90 70 90 térmicos Emergência (°C) 100 130 130 , Características nominais

C a p ít u l o Q u a tr o

diferentemente o dielétrico do cabo e resultando numa acelerada redução de sua vida útil. Este fenômeno se torna mais grave quando existem vazios dentro do dielétrico, como será abordado posteriormente. Para se manter a uniformidade das linhas de força radiais e longitudinais na superfície interna do dielétrico, deve-se revestir o condutor com uma fita de blindagem não metálica que faça um íntimo contato com este e com a superfície interna da isolação. A Fig. 4.7 ilustra um cabo de média tensão desprovido de blindagem interna, isto é, sem controle de campo, ressaltando-se a conformação do campo radial e das linhas eqüipotenciais que propiciam o surgimento de pontos de concentração de esforços de tensão no dielétrico. A Fig. 4.8 mostra o mesmo cabo dotado de uma conveniente blindagem interna, onde se nota perfeitamente a nova orientação das linhas de força de maneira uniforme no in­ terior do dielétrico. As linhas eqüipotenciais são mostradas nas figuras mencionadas com valores percentuais da grandeza do campo elétrico para diferentes afastamentos da superfície do condutor. O gradiente máximo a que é submetido um cabo corresponde à superfície de contato entre o condutor e o isolamento. Já o gradiente mínimo corresponde ao contato entre a superfície externa da isolação e a terra, ou à blindagem metálica quando esta for aterrada.

b) Blindagem externa

A blindagem da isolação deve ser constituída por uma fita semicondutora, não metálica, com as mesmas ca­ racterísticas da anterior, associada a uma parte metálica.

Fig. 4.7 Cabo sem controle de campo elétrico

Fig. 4.8 Cabo com controle de campo elétrico

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

83

A fita semicondutora é aplicada diretamente sobre a superfície da isolação. A parte metálica, por sua vez, é aplicada diretamente sobre a fita semicondutora ou por sobre os condutores blindados individualmente, nos cabos tripolares. A blindagem sobre a isolação deve ser utilizada em cabos isolados em XLPE a partir de 1,8/3 kV ou em cabos isolados em PVC e EPR a partir de 3,6/6 kV. Os cabos destinados a tensões inferiores às mencionadas anterior­ mente podem ser dispensados da camada semicondutora, aplicando-se a blindagem metálica diretamente sobre a isolação. Para estes cabos é dispensável também a camada semicondutora aplicada sobre o condutor. A blindagem semicondutora sobre a isolação tem uma função similar àquela aplicada sobre o condutor. Seu objetivo é eliminar o efeito dos vazios ionizáveis entre a isolação e a blindagem metálica. A blindagem metálica pode ser constituída de fios aplicados de forma longitudinal, de fita aplicada helicoidalmente, de camada concêntrica de fios e de camada concêntrica de fios combinada com fitas. Sua função básica é eliminar a possibilidade de choque elétrico e propiciar um caminho de baixa impedância para as correntes de falta à terra. A Fig. 4.9 ilustra a aplicação da blindagem com fios metálicos. Já a Fig. 4.10 mostra um cabo dotado de blindagem metálica constituída de fita e fios.

1aFita sem icondutora

Condutor

Isolação 2aFita sem icondutora Blindagem m etálica(fios) Capa dePVC

Fig. 4.9 Componentes de cabo unipolar da classe de até 35 kV com blindagem de fios metálicos

r Capa de proteção

r 2aCamada semicondutora -Fita de Isolação blindagem metálica ,

I a Camada semicondutora Fios de blindagem Fig. 4.10 Componentes de cabo unipolar da classe de até 35 kV com blindagem em fita metálica e fios

C a p ít u l o Q u a tr o

Assim, como foi mencionado para a blindagem interna a aplicação da blindagem externa deve permitir um íntimo contato ao longo de toda a isolação do cabo, o que é conseguido através da extrusão simultânea da camada semicondutora e da referida isolação. Os cabos multipolares podem possuir também uma blindagem eletrostática metálica sobre a reunião dos cabos componentes que, individualmente, devem ser blindados. A Fig. 4.11 mostra os principais componentes de um cabo tripolar de uso convencional. Já a Fig. 4.12 mostra um cabo especial tripolar com blindagem contra interferências de campo elétrico utilizado em locais onde é crítica a influência dessas interferências. Se o cabo não possuir blindagem, as linhas de campo elétrico assumem a forma mostrada na Fig. 4.13. Para instalações aéreas compactas de baixa e média tensão em áreas urbanas e rurais são utilizados os cabos do tipo multiplex que podem ser construídos de cobre e alumínio, sendo os de maior uso estes últimos. Têm a forma dada na Fig. 4.14 e são utilizados em redes aéreas de baixa tensão.

Fig. 4.11 Componentes de cabo tripolar da classe de até 35 kV

Capa de PVC

Blindagem contra interferência de campo eletromagnético Enchimento

Fig. 4.12 C o m p o n e n te s

Blindagem Fita metálica semicondutora

Fita semicondutora Isolação

Condutor

d e c a b o tr ip o la r d a c la s s e d e a té 3 5 k V c o m b lin d a g e m c o n tra in te r f e r ê n c ia s

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

85

Fig. 4.13 Orientação do cam po elétrico de um cabo tripolar sem controle de campo

r-lsolação

C o n d u to r-,

L Cabo neutro

Fig. 4.14 Cabo do tipo multiplex

Capa de proteção

Os cabos de isolamento sólido são dotados de uma proteção externa, não metálica, normalmente constituída de uma camada de cloreto de polivinila (PVC). Nos cabos destinados a serviço em ambientes com elevada po­ luição, a capa de PVC é substituída por neoprene, que apresenta excelentes características térmicas e mecânicas além de ser resistente a uma variedade de agentes químicos. Já os cabos destinados a serviços nos quais haja possibilidade de danos mecânicos devem possuir, além da capa externa, uma proteção metálica constituída por uma das seguintes formas: • fitas planas de aço aplicadas helicoidalmente; • fitas corrugadas de aço ou alumínio, aplicadas transversalmente. A Fig. 4.15 mostra um cabo com proteção metálica contra danos mecânicos. As proteções metálicas, em geral, são aplicadas sobre uma capa não metálica e sob uma cobertura anticorrosiva.

Formação dos Cabos

Os cabos de energia podem ser construídos de maneiras diversas, em função da sua destinação.

a) Cabos isolados

São aqueles constituídos por um único condutor e dotados apenas de isolação, conforme Fig. 4.16.

C a p ít u l o Q u a tr o

Proteção metálica— Capa de proteção de

Isolação -

Fita semicondutora-I

Fig. 4.15 Exemplo de cabo com proteção metálica

Fig. 4.16 Componentes de um cabo isolado

b) Cabos unipolares

São os cabos isolados dotados de uma capa de proteção, conforme Fig. 4.17. Quando não se quer especificar, os cabos isolados e unipolares são conhecidos como cabos singelos.

c) Cabos multipolares

São aqueles constituídos por vários cabos isolados e dotados de capa de proteção, conforme Fig. 4.11. Os cabos multipolares podem ser construídos das seguintes formas: • cabos bipolares: reunião de 2 cabos isolados; • cabos tripolares: reunião de 3 cabos isolados; • cabos quadripolares: reunião de 4 cabos isolados.

Fig. 4.17 C o m p o n e n te s d e u m

c a b o u n ip o la r

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

87

d) Cabos isolados em papel impregnado

São aqueles constituídos de várias camadas de papel isolante impregnados com óleo mineral. São utilizados normalmente na interconexão entre subestações de potência em tensões muito elevadas. Foram exclusivamente utilizados antes do advento dos cabos de isolação sólida, juntamente com os cabos a óleo fluido. Têm como exemplo a Fig. 4.18.

Identificação dos Condutores Isolados

Segundo a NBR 6251, os condutores isolados devem ser identificados convenientemente. Qualquer sistema à base de números, palavras ou cores é permitido. No caso de identificação por cores, estas ficam a critério do fabricante, respeitadas as seguintes condições: • as cores verde/amarela ou verde devem ser usadas exclusivamente para identificação do condutor de prote­ ção; • a cor azul-clara deve ser usada para identificar o condutor neutro; caso não haja o condutor neutro poderá identificar qualquer condutor que não exerça a função exclusiva de proteção; • a cor amarela não pode ser usada separadamente. Ainda segundo o disciplinamento da NBR 6251, a cobertura externa dos cabos deve ser marcada convenien­ temente com os seguintes dizeres: • nome do fabricante; • número de condutores; • seção dos condutores; • tensão de isolamento; • ano de fabricação.

Processo de Fabricação

A construção de fios e cabos isolados é um processo que requer muitos cuidados para manter um nível de qualidade que satisfaça as normas em vigor. Neste processo é fundamental manter a espessura normalizada da isolação ao longo de todo o revestimento do cabo. Além do mais, na fabricação dos cabos destinados à média e

Fig. 4.18 C o m p o n e n te s

d e u m c a b o im p r e g n a d o a ó le o

C a p ít u l o Q u a tr o

alta tensões, é extremamente importante evitar a formação de bolhas no interior da isolação, o que pode surgir tanto no momento da mistura da massa isolante, como no instante do processo de extrusão. A seguir será resumido todo o processo de fabricação de fios e cabos de energia, ilustrando-se a mecanização industrial utilizada, através da Fig. 4.19, extraída do catálogo do fabricante Ficap.

a) Preparação do material condutor

A partir do lingote de cobre obtido por meio de eletrólise, com condutividade elétrica não inferior a 100% e um nível de pureza de 99,99%, prepara-se a execução do fio ou cabo condutores.

b) Laminação a quente

O lingote é levado a uma temperatura de cerca de 900°C e introduzido no laminador, que consiste numa máquina capaz de reduzir gradativamente a sua seção através de compressão feita por roletes ranhurados trabalhando em série, obtendo-se, no fim, um vergalhão de seção transversal desejada. Sendo o cobre um material que depois de aquecido fica envolvido por uma fina camada de óxido de cobre, é necessário se proceder à decapagem dessa substância, através da imersão numa solução de ácido sulfúrico. Para eliminar o excesso de ácido depositado na superfície do vergalhão, este é submetido a um banho de solução à base de potássio. Se o objetivo final for o vergalhão de cobre para aplicação em barramentos de subestação, por exemplo, o material vai para o estoque de produtos acabados. Caso contrário, segue para a etapa seguinte.

c) Trefilação a frio

O vergalhão é levado à fieira, que o transforma em fio de seção reduzida ao diâmetro desejado. Para manter a continuidade do fio, soldam-se de topo as extremidades dos vergalhões antes mesmo de se iniciar o processo. O processo de trefilação altera substancialmente a estrutura do material, tornando-o endurecido. A fim de se obter a têmpera desejada (têmpera mole, dura ou meio dura) em função da destinação do produto, o fio é levado a um forno com atmosfera controlada, isenta de oxigênio.

d) Estanhagem

A fim de manter a integridade do material condutor na presença dos elementos químicos componentes dos materiais isolantes, o fio deve ser submetido ao processo de estanhagem que consiste num banho de estanho, após ser limpo por meio do emprego de ácido muriático. Ao final deste processo, o condutor é levado à etapa de revestimento, no caso da fabricação de fios isolados. Se a produção se destina à fabricação de cabos, então os fios processados seguem para uma nova etapa.

e) Encordoamento

Este processo consiste em reunir vários fios, em quantidades predeterminadas, em forma de corda, para pro­ duzir o cabo condutor na seção desejada. A formação padronizada das cordas está indicada na Seção Formação dos Condutores. As etapas de produção até aqui explanadas não estão mostradas na ilustração da Fig. 4.9, extraída do catálogo da Ficap, e se iniciam com a aplicação da primeira camada semicondutora sobre o condutor.

f) Preparação do material isolante

Cada fabricante guarda como segredo industrial o seu processo de preparação da massa isolante, segundo fórmulas e misturas apropriadas, fruto da capacidade e do desenvolvimento tecnológico que adquiriu ao longo dos anos. Após obtida a mistura desejada, a massa isolante é levada ao processo de homogeneização, através de máquinas providas de cilindros e rosca sem-fim, de modo a evitar a concentração de determinados componentes da mistura considerada. Durante este processo, a mistura pode levar corantes especiais que a transformam em massas colo­ ridas na cor desejada.

g) Aplicação da camada isolante

Nos cabos destinados à média tensão, inicialmente aplica-se uma fina camada de material semicondutor so­ bre a superfície do condutor, cuja finalidade é manter a uniformidade do campo elétrico. Em seguida, a seção correspondente do cabo penetra nas extrusoras que aplicam simultaneamente a camada isolante e a segunda fita semicondutora, o que pode ser visto na Fig. 4.19.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

89

h) Vulcanização

Nos processos convencionais, após a extrusão da isolação, o cabo é levado a uma caldeira especial, onde será vulcanizado. Porém, em processos mais avançados, a vulcanização é realizada através de um tubo, conforme se mostra na ilustração da Fig. 4.19. Na cabeça de saída do tubo de vulcanização é montado um sistema de resfria­ mento do cabo, inclinado, cuja tensão mecânica é controlada por meio de dispositivos apropriados.

i) Aplicação da fita metálica

Nesta etapa do processo, não mostrada na ilustração da Fig. 4.19, o cabo recebe a fita metálica de blindagem, ou outro tipo, conforme o padrão adotado pelo fabricante.

j) Aplicação da capa Por cima da fita metálica de blindagem, o cabo recebe finalmente a capa de PVC, cuja finalidade é preservar a integridade da fita mencionada, não permitindo que saia da sua posição original. Serve também de proteção mecânica durante o processo de manuseio e instalação do cabo.

1) Formação de cabos múltiplos Desejando-se construir um cabo multipolar, após a aplicação da camada isolante reúnem-se tantas veias isoladas quantas forem as fases desejadas, procedendo-se ao preenchimento dos espaços vazios com material de borracha, de sorte a se ter um produto acabado de forma cilíndrica.

90

C a pítu lo Q uatro

À medida que corre o processo, os cabos vão sendo enrolados nas bobinas fabricadas, em geral, de madeira, ou, em alguns casos, de material plástico. Os tamanhos de cada lance de cabo são determinados pelo comprador, cabendo ao fabricante acomodar o cabo na bobina de tamanho padronizado adequado. Isso evita que durante a construção da rede sobrem pontas de cabo de comprimento consideravelmente grande, porém imprestável para aproveitamento em outra parte do sistema.

4.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Após a descrição das características construtivas dos condutores elétricos e dos cabos isolados, serão estuda­ dos adiante os parâmetros elétricos envolvidos na sua operação, tanto em regime permanente como em regime transitório. No Cap. 3 foi estudada a formação do campo elétrico nos cabos de média e alta tensões. Aqui se recomenda ao leitor o conhecimento daquele conteúdo para que sejam assimilados convenientemente os fenômenos de soli­ citação nos dielétricos.

Seleção da Tensão de Isolamento

Os cabos são identificados segundo a NBR 6251, através de dois valores de tensão: VJV. O valor de V0corres­ ponde à tensão de isolamento entre fase e terra, enquanto o valor da tensão V corresponde à tensão de isolamento entre fases. Como exemplo, um cabo identificado como 8,7/15 kV está isolado para tensão de fase de 8,7 kV e para tensão de linha de 15 kV para a qual foi dimensionada a sua isolação. A seleção de Vn depende do tipo de sistema e da execução do seu aterramento. A NBR 6551 divide os sistemas em duas categorias:

a) Categoria 1

Compreende os sistemas para os quais é prevista a sua operação em condições de falta monopolar, durante um curto período de tempo que não deve exceder a uma hora.

b) Categoria 2

Compreende os sistemas que não se enquadram na categoria 1. A Tabela 4.3 fornece o valor de V0 em função da tensão suportável de impulso (TSI) atmosférico do cabo.

Gradiente de Tensão

Gradiente de tensão ou de potencial é a relação entre a tensão aplicada a uma camada elementar de dielétrico e a espessura da referida camada.

Tabela 4.3 Tensão de isolamento e de ensaio a impulso Tensão de Tensão máxima Tensão de isolamento do cabo - V0 ensaio de operação Categoria 2 a impulso - kV do sistema - Vm Categoria 1 1,2 3,6 7,2 12,0 17,5 24,0 30,0 42,0

3,6 6,0 8,7 12,0 15,0 20,0

0,6 1,8 6,0 8,7 12,0 15,0 20,0 27,0

60 75 95(110) 125 150 170 (200)

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

91

Fig. 4.20 Distribuição de campo elétrico na isolação de um cabo

O gradiente de tensão varia ao longo da isolação no sentido radial, assumindo valores máximos no ponto de contato com o condutor e o valor mínimo na superfície externa da isolação, conforme pode ser observado na Fig. 4.20. Quando o gradiente de tensão assume o valor acima do qual é capaz de perfurar num determinado ponto a ca­ mada isolante do cabo, diz-se que o gradiente de potencial superou rigidez dielétrica do cabo. É um dos parâmetros mais importantes para a definição da qualidade do cabo. A rigidez dielétrica varia para cada seção transversal do cabo pois é diretamente proporcional ao número de bolhas ou vazios localizados numa determinada região da isolação. O surgimento de uma bolha durante o processo da mistura da massa isolante ou da sua extrusão, ou ainda, a presença de um material estranho no seio da isolação permite uma acentuada solicitação elétrica naquele ponto localizado, podendo, com muita freqüência, levar o isolamento à ruptura. Esse fenômeno acontece porque uma bolha ou um material estranho apresenta uma rigidez dielétrica inferior ao material utilizado na isolação. Como estão submetidos ao mesmo gradiente de tensão da isolação, neste ponto localizado, logo surgirá uma descarga elétrica, chamada descarga parcial, cujo resultado é a formação de ozona (0 3). Como no caso de uma bolha há sempre a presença, mesmo que em quantidades diminutas, do elemento água (H20), além de oxigênio (02) e do nitrogênio (N2), as descargas, que na freqüência industrial correspondem a 120 centelhamentos por segundo, provocam a seguinte reação química: H20 + 0 3 + N 2 + 0 2 —> 2HN03 (ácido nítrico) Em decorrência da formação de ozona e de ácido nítrico, além do calor desprendido pelas descargas, a isolação vai gradativamente se deteriorando até chegar à ruptura, quando o gradiente de tensão superar a rigidez dielétrica naquele ponto localizado. Este fenômeno praticamente inexiste nos cabos de óleo fluido, pois, com o ciclo térmico, a bolha muda de posição constantemente, evitando a sobre-solicitação num único ponto da isolação. A Fig. 4.21 mostra a distribuição do gradiente de tensão quando há localizada, numa determinada região da isolação, uma bolha, cuja rigidez dielétrica, em geral, tem o valor de 1 kV/mm. E praticamente impossível ao fabricante garantir a ausência de vazios no interior da isolação, em virtude do próprio processo de manufatura do cabo. Porém, a quantidade de bolhas deve ser a mínima possível bem como as suas dimensões. A determinação da espessura da isolação dos cabos de média tensão é independente da seção transversal dos condutores. Isto faz com que se adote um gradiente máximo de projeto que satisfaça as mais severas condições de operação do cabo. Porém, nos cabos de alta tensão, acima de 138 kV, a espessura das isolações são determinadas em função da seção e da geometria do condutor. A espessura das isolações é também determinada em função da tensão máxima de operação do sistema e da tensão de surto atmosférico. Através de exaustivos testes de perfuração por sobre-solicitação do dielétrico, os fabricantes elegem seus projetos de cabos em função da sua experiência e da capacidade tecnológica, aliada aos valores normativos que devem ser seguidos. O gráfico da Fig. 4.22 ilustra o resultado de experiências típicas de um fabricante em testes, a 60 Hz, de perfuração do dielétrico sólido, em função do gradiente de potencial.

C a p ít u l o Q u a tr o

Fig. 4.21 O rientação do campo elétrico no interior da isolação de um cabo

O gradiente de tensão em um ponto qualquer do interior de uma massa isolante pode ser dado pela Eq. (4.1): 0,869 X V, (kV/mm) V„ = (4. P (B + Rc) x ln [ ( R c + A )/R C]

Vf - tensão de fase, em kV; Rc - raio do condutor, em mm; A - espessura da camada isolante, mm; B - distância entre o ponto considerado no interior da isolação e a superfície do condutor, em mm;

ln - logaritmo neperiano.

Fig. 4.22 R e s u lta d o s

d e te s te s d e p e r f u ra ç ã o d o d ie lé tric o d e u m c a b o

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

93

Fig. 4.23 Variação do gradiente de tensão em função da seção do condutor

A Fig. 4.23 mostra a variação do gradiente de tensão em função da seção do condutor para um cabo de 20/27 kV. Obtém-se o gradiente máximo fazendo-se B = 0, isto é, no ponto de contato da isolação com o condutor, ou seja: 0,869 X Vf v„m = ---------V r------T T -1 (kV/mm) (4.2) Rr X lu [(Rc + A )//? ,.]

-

O gradiente de potencial a que fica submetido um vazio ou uma impureza qualquer no interior de uma isolação pode ser determinado através da Eq. (4.3): 0,869 X e,/em X V, v„ = 7--------- 7------ f, t ~,— =j (kV/mm) (4.3) (B + flc)xln[(/ ?c + A ) / ^ ]

£j - constante dielétrica do material isolante; em- constante dielétrica do material que constitui a impureza.

Como o mais comum é a existência de uma bolha de ar, o valor de smé igual a 1 (ar), de acordo com a Tabela 4.4. O gradiente médio de potencial num dielétrico qualquer pode ser determinado pela Eq. (4.4).

= l : 3 7 +*LAYf. (kV/mm)

(4.4)

Tabela 4.4 Constantes dielétricas e fatores de perda Materiais isolantes PVC XLPE EPR Papel impregnado Papelão isolante im pregnado Papelão endurecido Óleo isolante Porcelana M ica Ar M adeira im pregnada

e 5,0 2,3 2,6 4,0 4,5 4,3 2,2 6,0 6,0 1,0 4,0

tg Ô(20°C) 0,100 0,007 0,040 0,500 0,500 0,400 0,050 0,030 0,002 0,000 0,500

94

C a p ít u l o Q u a tr o

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.1 Calcular o gradiente de tensão a que está submetida uma bolha localizada no interior de uma isolação de XLPE de um cabo de 35 mm2, categoria 1, ou seja, 8,7/15 kV, sabendo-se que a máxima tensão de operação do sistema é de 14,4 kV medida entre fases. A bolha está localizada no ponto médio da isolação. A Eq. (4.3) fornece o gradiente de tensão a que fica submetido a vazio ou bolha. 0,869 x 2 3 x 14 4 -- ----- 2/3------------------= 3,49 kV/mm Q x 4>5 + x ln [(6,95/2 + 4,5)/6,95/2] A = 4,5 mm (Tabela 4.28) B = 1/2 X 4,5 mm (Tabela 4.28) Rc = 1/2 x 6,95 mm (Tabela 4.28) Sj = 2,3 (Tabela 4.4)

em = 1 (Tabela 4.4)

Considerando que a rigidez dielétrica da bolha seja de 1 kV/mm, conclui-se que haverá formação de descargas parciais no interior da isolação e, conseqüentemente, a sua destruição. Se não houvesse a bolha, este mesmo ponto estaria submetido a um gradiente de tensão dado pela Eq. (4.1). 0,869 x Q x 4’5 + ^ jp ) x ln [(6,95/2 + 4,5)/6,95/2]

= 1,519 kV/mm

O gradiente máximo de tensão vale: 0,869 XV, Rc x\n [(Rc +A)/R c]

0,869 X 14 4 VL = ãõE— — -

2

^ ; = 2 '50 kV /m m Xln [(6,95/2 + 4,5)/6,95/2]

Para se determinar 0 menor gradiente de tensão que corresponde a qualquer ponto na superfície externa da isolação, apli­ ca-se a Eq. (4.1): B = A - 4,50 mm 0,869 X 14 4 v u = 7--------- ~ã~nr\------ r ----- — -------------------: = 1,09 kV/mm 4,50 + j X ln [(6,95/2 + 4,5)/6,95/2] Se quisesse calcular 0 gradiente médio de tensão, seu valor seria: 1,37 X 14 4 Vm = . nc ^ =1,42 kV/mm ----1- 4,5 2

Perdas Dielétricas

Um dielétrico pode ser considerado como uma associação infinitesimal de capacitores em série, cuja corrente capacitiva em adiantamento da tensão de 90° produziria uma potência reativa sem provocar perdas. No entanto, há de se considerar que existe uma resistência em série com a associação pressuposta de capacitores e que resulta em perdas no interior do dielétrico, com a passagem de uma pequena corrente de fuga. A potência dissipada pode ser calculada pela Eq. (4.5): Pd = 0,3769 X C X V/ X tg S (W/m) (4.5) Pd - perdas dielétricas; Vf - tensão de fase de máxima operação do cabo, em kV; C - capacitância do cabo, em /xF/km tg 8 - fator de perda, dado na Tabela 4.4.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

95

Na realidade, 5 representa o ângulo formado entre a corrente capacitiva Ic que flui pelo dielétrico e a corrente total, conforme pode ser observado na Fig. 4.24, sendo lp a corrente responsável pelas perdas Joule. O valor da capacitância do cabo pode ser calculado pela Eq. (4.6): 0,0566 X e (juF/km) (4.6) A, ln D + 2 X Eh. e - constante dielétrica da isolação; Dsi - diâmetro sobre a isolação, em mm; Dc - diâmetro do condutor, em mm; Ebi - espessura da blindagem interna das fitas semicondutoras, em mm. Alguns fenômenos são mais diretamente responsáveis pelas perdas dielétricas nos cabos isolados e que mere­ cem especial atenção.

a) Ionização

Este é o caso já tratado anteriormente quando no interior do material isolante se localiza uma bolha.

b) Condutância

Muitas vezes a isolação é constituída por materiais contaminados, mesmo que em quantidades diminutas, por elementos condutores, como a água, vernizes, etc., que, através da eletrólise, conduzem pequenas correntes, resultando em perdas por efeito Joule.

c) Tratamento térmico

Devido a falhas na fabricação, motivadas por um tratamento térmico inadequado do material isolante, há con­ dução de correntes através do dielétrico e o conseqüente aquecimento da isolação. A qualidade de uma isolação pode ser avaliada, em geral, pela medida das perdas dielétricas verificadas em testes de laboratório. No entanto, não permite que se determine a localização de falhas no dielétrico, desde que, em média, este apresente condições satisfatórias de desempenho. Na realidade, um dos principais ensaios feitos pelos fabricantes de cabos isolados é o de medida das suas perdas dielétricas.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.2 Calcular a potência dissipada por perdas dielétricas no isolamento de um cabo unipolar de 8,7/15 kV, com seção nominal de 300 mm2, isolação em EPR, ligado a um sistema de 14,4 kV de tensão máxima de operação, na freqüência industrial, tendo 80 m de comprimento. Da Eq. (4.6), tem-se: 0,0566 x 2,6 C = - 0,0566 x e = 0,4215 /xF/km 31,00 D0 + 2 X E.,, 20,40 + 2x0,80

96

C a p ít u l o Q u a tr o

Dsl = Dc + 2 X Ei + 2 x Eu = 20,40 + 2 X 4,50 + 2 X 0,80 = 31,00 mm £, = 4,50 mm (espessura da isolação: Tabela 4.28) e = 2,6 (Tabela 4.4) Ebi = 0,80 mm (valor, em geral, encontrado na prática); Dc = 20,4 mm (Tabela 4.28) Da Eq. (4.5), tem-se:

P« = 0,3769 X C X V? X tg 8 = 0,3769 X 0,4215 X P„ == 0,4392 W/m tg s = 0,040 (Tabela 4.4)

14,4Y X 0,040

IVãJ

A perda Joule total no cabo vale: P, = L X Pd = 80 X 0,4392 = 35,13 W

Tabela 4.5 Valores médios das constantes Kt, K2 e K3 Fator Kt

k

2

K3

Condutor Fio ou encordoamento compacto Encordoamento normal Fio ou encordoamento compacto Encordoamento normal ( 6 < 0,6 mm) Encordoamento normal ( 9 > 0,6 mm) Cabos singelos Cabos multipolares

-

Diâmetro dos fios (mm) 0,1-0,31 0,31-0,91 0,91-3,6 1,04 1,04 -

3,6 1,04

-

0,1 -

1

1,09 -

1,06 -

1,04 -

1,03 -

-

1,04

-

-

-

-

-

1,02

-

-

-

-

-

1 1,02

-

-

-

-

-

Impedância dos Condutores

Os condutores apresentam impedâncias de seqüência positiva, negativa e zero de acordo com a operação do sistema ao qual estão ligados. A metodologia de cálculo é tomada com base na IEC 287.

Condutores isolados Impedância de seqüência positiva

Serão determinados a seguir os componentes resistivos ou reais e os componentes reativos ou imaginários dos condutores isolados. As equações apresentadas para o cálculo das impedâncias são próprias para cabos de média e de baixa tensões. A impedância de seqüência positiva pode ser dada, de maneira geral, pela expressão seguinte. Rp - resistência de seqüência positiva; Xp - reatância de seqüência positiva.

Z, = R„ + jX p

a) Cálculo da resistência de seqüência positiva

(4.7)

A resistência de seqüência positiva é a própria resistência do condutorà corrente alternada e depende do material utilizado, da temperatura de operação, da temperatura do ambiente,dotipo de construção do condutor e do próprio cabo. É dada pela Eq. (4.8). R „= R CC x ( l + ys +y„)m í]/m (4.8)

97

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

RP - resistência à corrente alternada, em míl/m; R cc - resistência à corrente contínua a T°C, em míl/m;

- componente que corrige o efeito de proximidade entre os cabos, devido à não-uniformidade da densidade de corrente, em virtude do campo magnético criado pelos condutores vizinhos; - componente que corrige o efeito pelicular da distribuição de corrente na seção do condutor, em virtude do campo magnético criado pela própria corrente de carga. Normalmente, Ys tem valor significativo para seções superiores a 185 mm2. O valor da resistência contínua pode ser calculado pela Eq. (4.9). 1.000 X K, X K2 X K, X p2( X [l + a20 X (t —20)J míl/m (4.9) = Y„

Ki - fator que depende do diâmetro dos fios elementares do condutor e do tipo de encordoamento (Tabela 4.5); K2 - fator que depende do tipo de encordoamento do condutor (Tabela 4.5); K3 - fator que depende do tipo de reunião dos cabos componentes do cabo multipolar visto na Tabela 4.5;

p20 - resistividade do material condutor - para o cobre a 20°C: 1/56 íí.mm 2/m;

a20 - coeficiente de temperatura do material condutor - para o cobre a 20°C: 0,00393/°C; S - seção do condutor, em mm2; T - temperatura do condutor, em °C (adotar normalmente a temperatura máxima admitida pela isolação).

O componente para corrigir o efeito pelicular vale: Y=

192 + 0,8 X Fs2 F. = 0,15 R,,

(4.10) (4.11)

Ys - somente apresenta valor significativo para seções superiores a 185 mm2.

O componente para corrigir o efeito de proximidade entre os cabos vale: 1,18 + 0,312 X YP = Z X X 0,27 +Z \^ m g J

(4.12)

O valor de Yp apresenta valores mais significativos quanto menor for o afastamento entre os cabos. Para cabos agrupados muito afastados, o valor de Yp é extremamente pequeno. Quando os condutores estão afastados mais de 15 cm uns dos outros 0 efeito de proximidade é desprezível.

z = ys;

Dc - diâmetro do condutor, em mm (Tabelas 4.27 e 4.28); Dmg - distância média geométrica do conjunto de cabos componentes, em mm. Os valores mais comuns de Dmg encontrados nas aplicações práticas são dados na Tabela 4.6.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.3 Calcular a resistência ôhmica de seqüência positiva de um condutor de cobre de 300 mm2, isolação em XLPE, de 8,7/15 kV, parte de um circuito trifásico instalado em canaleta, cujos cabos estão separados por uma distância igual ao seu diâmetro, em configuração plana. Considerar a temperatura do cabo a máxima admitida pela isolação. A corrente de carga é de 650 A e 0 comprimento do circuito é de 150 m. Da Eq. (4.8), tem-se: Rp = Rcc x (1 + / , + Yp) mfí/m Calculando cada termo individualmente, tem-se: 1.000 x K , x K 2 x K 3 x p 20 r

Rcc = ------------- x [1 + a m x ( T - 20)J K, = 1,04 (encordoamento compacto); K2 = 1,00 (encordoamento compacto);

,

,-1

C a p ít u l o Q u a tr o

K3 = 1,00 (cabos singelos);

p20 = 1/56 íl.m m 2/m; aw = 0,00393/°C;

r= 9o°c.

1.000X1,04x1,00x1,00x1/56 r „„„„„„ nn\ l Rcc = -----------1 ^ 1-— x [1 + 0,00393 X (90 - 20)J -

98

Rcc = 0,07893 míl/m =0,01853 y. =-192 + F0,82 X F / 192 + 1,90032 0,8 X 1,90032 *

= 0 1 5 = 0,15 = Rcc 0,07893

Da Eq. (4.12), tem-se: Y=Zx

z= n

X

1,18 + 0,312 X d. 0,27+ Z Dm

Dc = 20,40 mm (Tabela 4.28). Como os cabos estão separados a uma distância entre os seus centros igual ao diâmetro externo respectivo, então, D = Dra Dmg = 1,26 X D = 1,26 X Dca = 1,26 X 39,3 = 49,518 mm Dc = 39,3 mm (Tabela 4.28) 1,18 V =0,01853X1f 20,40 Y| x ■+ 0,312 X 20,40 49,518 ' 1,49,518 J 0,27 + 0,01853 Y. =0,01303 Logo, da Eq. (4.8), tem-se: = 0,07893 X (1 + 0,01853 + 0,01303) Rp = 0,08142 mfí/m

b) Cálculo da reatância indutiva de seqüência positiva

A reatância dos condutores depende basicamente da freqüência do sistema, da distância média geométrica relativa à distância entre os eixos dos cabos e do diâmetro do condutor. A Eq. (4.13) permite calcular o valor numérico da reatância à freqüência industrial de 60 Hz, para cabos com blindagem aterrada em somente um ponto. X. =

Rc - raio do condutor, em mm;

0,0754 X ln ----- ^ ---- míl/m I 0,779 X /M '

(4.13)

ln - logaritmo neperiano. Quando a blindagem dos cabos de média tensão está aterrada em vários pontos ao longo do circuito, a corrente circu­ lante devido à tensão induzida nela é responsável por um campo magnético que atua contrariamente à corrente circulante no condutor. Dessa forma, existe uma grande semelhança entre os enrolamentos primário e secundário de um transfor­ mador, na relação 1:1, e um cabo de energia dotado de blindagem aterrada. Já no caso de defeito monopolar a corrente circulante na blindagem do cabo se deve à componente de seqüência zero, assunto que será tratado logo a seguir. O campo magnético referido, devido às perdas ôhmicas, provoca um aumento no valor da resistência do circuito e ao mesmo tempo reduz 0 seu componente reativo.

a) Acréscimo do componente resistivo Pode ser dado pela Eq. (4.14):

AR, =

R„

(m íl/ m)

(4.14)

+1 1

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

99

Tabela 4.6 Valores de Dmg

Rb - resistência da blindagem metálica, em míl/m; Xb - reatância indutiva da blindagem metálica, em míl/m.

O valor da resistência da blindagem depende obviamente do seu tipo construtivo: coroas de fios, fitas em for­ mação helicoidal, etc. Pode ser calculada pela Eq. (4.15): 1.000 X K. X pX^ [lr + ah X (/Tb - 20)] (míl/m) Rb = ---------(4.15)b

Tb - temperatura da blindagem, em °C; Sb - seção reta da blindagem, mm2;

p - resistividade do material da blindagem, em íl.mm 2/m;

ctb - coeficiente de temperatura do material da blindagem, em °C, em geral, o cobre; K4 - fator que leva em consideração o tipo da blindagem:' - para fios helicoidais de cobre: K4 = 1,15; - para fita de cobre: K4 = 1,65.

A seção da blindagem pode ser calculada com base nas seguintes equações:

100

C a p ít u l o Q u a tr o

• Blindagem constituída de fios:

(4.16)

Sb = Nfi X Sfi (mm2)

Nfi - número de fios que compõem a blindagem; Sfí - seçao Sfi seção unitana unitária do fio no que compoe compõe a blindagem, em mm2. mm".

• Blindagem de fitas aplicadas helicoidalmente sem sobreposição: Sb = Nfi X EfI X Lft (mm2) Nfi - número de fitas que compõem a blindagem; Lft - largura da fita considerada, em mm; Eft Cf^ "- espessura C b p C o o l l l u Uda u lfita, l l d , em C l l l 111111. mm. • Blindagem de fitas aplicadas helicoidalmente com sobreposição de 30%: 100 r Sb = TT X E , X Dmb X ----------------’ V 2 x ( l 00 - F s)

(4.17)

(4.18)

Ejj - espessura da blindagem metálica, em mm; Dmb - diâmetro médio da blindagem, em mm; Fs - fator de sobreposição, em %.

Já o valor da reatância da blindagem para os cabos com blindagem aterrada em vários pontos, vale: r2 X D ^ X„ = 0,0754 X ln ------- — (míl/m) Dmh J

(4.19)

b) Redução do componente reativo indutivo do circuito A redução da indutância pode ser dada pela Eq. (4.20): AL,,

M

(W

(mH/km) )2 + 1

(4.20)

M - indutância mútua média por fase, em mH/km.

A redução na reatância do condutor se deve à presença do campo magnético produzido pela circulação da corrente na blindagem. O valor da redução da reatância pode ser determinado pela Eq. (4.21). AX,

{R jx„)

+i

(míl/km)

(4.21)

Como há tensão induzida na blindagem, pode-se determinar o seu valor em relação à terra, como mostra a Fig. 4.25, e dado na Eq. (4.22). ^2 X D m g ' (4.22) (mV/m) Vb = 0,0754 X Ic X ln V F)mb

lc - corrente que circula no condutor, em A.

J

A corrente que circula na blindagem, em função da tensão induzida, pode ser dada pela Eq. (4.23), conside­ rando-se que a mesma esteja aterrada em ambas as extremidades do cabo: V> (4.23) (A) b jR b +Xb

C o n d u to r e s E l é t r i c o s

Fig. 4.25 Aterramento da blindagem de um cabo da classe de até 35 kV

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.4 Calcular a reatância do circuito do Exemplo de Aplicação 4.3, considerando que: a) As blindagens estejam aterradas somente numa das extremidades. X„ = 0,0754 x ln

0,779 X Rc

(míl/m)

Rc = ^ 9 = 10,2 mm 49,518 0,779X10,2 X„ = 0,13795 míl/m b) As blindagens estejam multiplamente aterradas Da Eq. (4.19), tem-se: ^2 x 49,518 X„ = 0,0754 x ln 0754 x ln 30,60 Xb = 0,08855 míl/m Dmb = Dc + 2 X Ef + 2 x Ebi + 2 x Ebe Dmb = 20,4 + 2 X 4,50 + 2 X 0,30 + 2 X 0,30 = 30,60 mm Ei = 4,50 mm de espessura da isolação, em mm (Tabela 4.28); Ebi = Ebe = 0.30 mm (valor considerado para este cabo); Ebe - espessura da blindagem externa, em mm; Ebl- espessura da blindagem interna, em mm. A redução na reatância do circuito vale: X. = 0,0754 x ln

AX„ = AX„ =

X„

+1

(míl/km)

0,08855 (5,78019/0,08855)2 +1

AX„ = 0,00002 míl/m A resistência da blindagem, de acordo com a Eq. (4.15), vale:

R = -1.000 xK.xpt,

: [ l + ate x (Tb - 20)J (míl/m)

101

C a p ít u l o Q u a tr o

1.000x1,65x1/56 [ l + 0 ,0 0 3 9 3 X (9 0 - 2 0 ) ] 6,49976 X Rb = 5,78019 míl/m pb = 1/56 íl.m m 2/m ab = 0,00393/°C (coeficiente de temperatura para o cabo de cobre) Tb = 90°C (temperatura máxima admitida pela isolação do condutor). Da Eq. (4.18), tem-se: 100

Sb = tt X E „x Dmb X

2 X (1 0 0 -F S)

100

Sb = 17X 0,080 x 30,60 x

2 X (100 —30)

S„ = 6,49976 mm2 En = 0,08 mm (valor admitido para este cabo); Ka = 1,65 (blindagem da fita com sobreposição de 30%); Fs = 30% (sobreposição da blindagem); • Valor da reatância de seqüência positiva corrigida Logo, a reatância efetiva, neste caso, vale: Xpl, = X„ - AX„ = 0,13795 - 0,00002 = 0,13793 mn/m; • Valor da resistência de seqüência positiva corrigida O componente resistivo variará, de acordo com a Eq. (4.14), de: AR

(Rb/X b)^ + ^

5,78019 (5,78019/0,08855)' +1

A R =0,00135 míl/m Logo, a resistência efetiva, neste caso, vale: R p e l = R p + ARb 0,08142 + 0,00135 = 0,08277 míl/m Pode-se, neste caso, calcular também o valor da tensão que aparece entre a blindagem e a terra: Vb = 0,0754 x lc x ln

(

2 X 49 518^ --------------- = 57,56 mV/m 30,60 J '

lc = 650 A Em 150 m de extensão, a tensão resultante vale: Vlb = 150 X Vb = 150 X 57,56 = 8.634 mV = 8,6 V A corrente circulante na blindagem quando esta está aterrada nas extremidades, de acordo com a Eq. (4.23) é: : = 9,95 A /» = j R jV„+ X 2b _ J 5,780192 57,56 +0,08855: As perdas na blindagem por efeito Joule valem: P = R„ x II = 5,78019 míl/m x 10 3 x 150 m x 9,952 A P = 85,83 W

Impedância de seqüência negativa

Os cabos de energia apresentam valores de impedância de seqüência negativa iguais aos valores de impedância de seqüência positiva.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

103

Impedância de seqüência zero

É aquela que o cabo oferece à passagem da corrente de seqüência zero. Em geral, pode ser dada pela Eq. (4.24). Z z = R ,+ jX z

(4.24)

Rz - resistência de seqüência zero; Xz - reatância de seqüência zero.

São três as considerações que devem ser analisadas para a determinação dos componentes de seqüência zero dos cabos de energia. São elas; • retorno da corrente de falta somente pelo solo; • retorno da corrente de falta somente pela blindagem metálica; • retorno da corrente de falta, parte pelo solo e parte pela blindagem metálica. Quando o cabo não possui blindagem metálica o retomo da corrente de seqüência zero se faz somente pelo solo. Este é o caso típico dos cabos de baixa tensão, quando o circuito não é provido de condutor de proteção. Quando a blindagem dos cabos de energia está aterrada em somente um ponto ao longo do circuito, a corrente de seqüência zero só pode retornar pela referida blindagem metálica. Este é o caso típico dos cabos de média tensão providos de blindagem metálica aterrada, por exemplo, na derivação do circuito que alimenta uma insta­ lação industrial. Quando a blindagem dos cabos de energia está aterrada em vários pontos ao longo do circuito, a corrente de seqüência zero pode retornar simultaneamente pelo solo e pela blindagem metálica. Este é o caso típico dos cabos de média tensão providos de blindagem metálica aterrada em mais de um ponto. É importante alertar que a impedância de seqüência zero dos condutores deve ser calculada para cada caso em particular, pois a influência da resistividade do solo no local da instalação representa uma parcela considerável no valor da resistência, além dos fatores anteriormente mencionados. As Tabelas 4.29,4.30 e 4.31 indicam os valores das resistências e reatâncias de seqüência positiva e zero considerando uma determinada situação específica ali mencionada. O cálculo das impedâncias de seqüência zero deve, portanto, levar em consideração todas as alternativas de circulação da corrente de retorno, ou seja:

a) Retorno da corrente de falta somente pelo solo

Neste caso, não existe ligação entre a blindagem metálica e o solo, ou o cabo é de baixa tensão (sem blindagem metálica). • Cálculo da resistência de seqüência zero Pode ser calculada com base na Eq. (4.25). Rp - resistência de seqüência positiva, em míl/m; Rrs - resistência do cirfcuito de retomo pelo solo, em míl/m (Tabela 4.7).

• Cálculo da reatância de seqüência zero Pode ser calculada com base na Eq. (4.26).

Xz = 0,2262 X ln

/

D.eq

\

Rmg - raio médio geométrico, em mm; Deq - distância equivalente do circuito de retorno pelo solo (Tabela 4.7). Para condutores compactados, o R,ng vale: Rmg = 0,3895 X Dc

(4.25)

(4.26)

(4.27)

L o g o , a im p e d â n c ia d e s e q ü ê n c ia z e ro v a le :

Z t = R t + jX z

(4.28)

C a p ít u l o Q u a tro

Tabela 4.7 Parâmetros característicos do solo Resistividade do solo (íl.m)

Distância equivalente para o circuito de retorno (mm)

Resistência do circuito de retorno pelo solo (íl/m)

10 50 100 500 1.000

269.200 609.600 853.400 1.889.800 2.622.000

1,54 1,72 1,80 1,99 2,06

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.5 Considerando o circuito trifásico do Exemplo de Aplicação 4.3, calcular a sua impedância de seqüência zero, sabendo-se que não existe ligação entre a blindagem metálica e o solo, e que este tem resistividade de 100 íl.m. • Resistência de seqüência zero De acordo com a Eq. (4.25), tem-se: Rz = R„ + R„ (míl/m) Rp = 0,08142 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.3) Rrs = 1,80 míl/m (Tabela 4.7) Rz = 0,08142 + 1,80 = 1,88142 míl/m • Reatância de seqüência zero Deq = 853.400 mm (Tabela 4.7) Dmg = 49,518 mm (calculado no Exemplo de Aplicação 4.3) Rmg = 0,3895 X Dc = 0,3895 X 20,40 = 7,9458 mm = 0,2262 x ln

853.400 = 2,34446 míl/m ^7 ,9 4 5 8 X 49,5182

Logo, a impedância de seqüência zero do cabo vale: Z ,= R z + jX z =1,88142 + /2,34446 míl/m

b) Retorno da corrente de falta somente pela blindagem metálica

Neste caso, a blindagem metálica do cabo está aterrada em somente uma extremidade. Z- = Rz + jX z R, = R„ + R„ Xz = 0,2262 Xln

/

Dmb 2 X R,„ míl/m

(4.29) (4.30) (4.31)

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.6 Considerando o circuito trifásico do Exemplo de Aplicação 4.3, calcular a sua impedância de seqüência zero, sabendo-se que a blindagem dos cabos está aterrada em somente uma extremidade. •

Resistência de seqüência zero

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

105

De acordo com as Eqs. (4.29), (4.30) e (4.31), tem-se: Rz = Rp + Rb = 0,08142 + 5,78019 = 5,86161 m íl/m Rmg = 7,9458 mm Rb = 5,78019 m íl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.4) Dmb = 30,60 mm (calculado no Exemplo de Aplicação 4.4) X, = 0,2262 Xln

30,6 = 0,04940 míl/m 2 x 7,9458 /

Logo, a impedância e seqüência zero do circuito vale: = 5,86161 + /'0,04940 m íl/m

c) Retorno da corrente de falta circulando pela blindagem metálica e pelo solo

Neste caso, a blindagem metálica do cabo está aterrada nas duas extremidades: • Impedância da blindagem metálica do cabo R,,, — Rk + R„

D, mfl/m Dmh X D;ng

Xcb = 0,2262 X ln

(4.32) (4.33)

D - distância equivalente do circuito de retorno, dado na Tabela 4.7.

Zd> Rcb + jXct Impedância relativa ao condutor

(4.34)

Rco = R„ + AR„ + Rrs

Xco = Xt Xz - reatância do condutor com retomo da corrente de falta somente pelo solo

2» = Rc„ + jX co • Impedância relativa ao efeito mútuo dos cabos K u

=

(4.35) (4.36)

R r:,

x,„„ = X, Zmu Rmu + jX m

Impedância final de seqüência zero do cabo 7 — Z-i7 co — 7 2mu

£-tZ

(4.37) (4.38)

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.7 Calcular a impedância de seqüência zero do circuito dado no Exemplo de Aplicação 4.3, considerando as várias situações de aterramento da blindagem dos cabos. • A blindagem dos cabos não está aterrada

C a p ít u l o Q u a tr o

De acordo com as Eqs. (4.25), (4.26) e (4.28), tem-se: Rmg = 7,9458 mm (calculado no Exemplo de Aplicação 4.5) R ;= Rp + Rrs Rp = 0,08143 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.3) Rrs = 1,80 í l (Tabela 4.7) Rz = 1,88143 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.5) X2 = 2,34446 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.5) Logo, a impedância do cabo vale: Z z = R 2 + jX , Z z = 1,88142 + y'2,34446 míl/m Como o comprimento do cabo é de 150 m, o módulo da impedância vale: . 3,006,X 150 = 0,4509 í l

1.000

• A blindagem dos cabos está aterrada em somente uma extremidade De acordo com as Eqs. (4.29), (4.30) e (4.31), tem-se: Rz = Rp + R„ Rb = 5,78019 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.4) Rz = 0,08143 + 5,78019 = 5,86161 míl/m Xz = 0,04940 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.6) Zcb = R, + jX , Z , = 5,86161 + y0,04940 míl/m Como o comprimento do cabo é de 150 m, o módulo da impedância vale: = 5,8618 x = 2 1.000 • A blindagem dos cabos está aterrada nas duas extremidades - impedância relativa à blindagem *

Rc = R + A»

Rcb = 5,78019 +1,80 = 7,58019 míl/m 853.400 30,60 X 49,5182

Xcb = 0,2262 x ln

Dm„ = 30,60 mm (calculado no Exemplo de Aplicação 4.4) Dmg = 49,518 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.3) Xcb = 2,29506 míl/m Zcb =

Rcb + jX cb

Z c = 7,58019 + y'2,29506 míl/m - impedância relativa ao condutor R co=

RP+

+ Rrs

ARb = 0,00135 míl/m (calculado no Exemplo de Aplicação 4.4) Rco = 0,08142 + 0,00135 + 1,80 Rco = 1,88277 míl/m =0,2262 X ln

853.400 3/ 7,9458 X 49,5182

Xco = 2,34446 míl/m

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

107

Z „ = 1,88277 + y'2,34446 míl/m - impedância relativa ao efeito mútuo dos cabos Rmu = Rrs= 1,80 míl/m Xm„ = Xrh = 2,29506 míl/m Zn,u = Rwu + jX mu

Z mu 1»80 + y'2,29506 m íl/m impedância final de seqüência zero De acordo com a Eq. (4.38), tem-se: Z z = 1,88277 + y'2,34446 -

(1,80 + y'2,29506)2 7,58019 + y'2,29506

Zz = 1,82547 + y'1,27183 míl/m Como o comprimento do circuito é de 150 m, o módulo da impedância total vale: Z z, 2 224 150 = 0,333 íl

1.000

Condutores nus

Este é o caso típico de circuito de rede de distribuição urbana e rural e de linhas de transmissão. Serão tratadas somente as equações que permitem a determinação das impedâncias de seqüência positiva, negativa e zero dos condutores operando em sistemas de freqüência industrial igual a 60 Hz.

a) Impedância de seqüência positiva

Seu valor pode ser dado pela Eq. (4.39):

Z P =/?„ + (Xa + Xd)

Rp - resistência de seqüência positiva, em fl/km. O seu valor pode ser obtido a partir das seguintes tabelas:

(4.39)

• cabos de alumínio com alma de aço - CAA (Tabela 4.33); • cabos de alumínio simples - CA (Tabela 4.34); • cabo de cobre nu (Tabela 4.32). Xa - reatância de seqüência positiva, em fl/km. O seu valor pode ser encontrado nas tabelas anteriormente men­ cionadas; Xd - fator de espaçamento da reatância indutiva, em fl/km. O seu valor pode ser calculado a partir da Eq. (4.40): Xd = 0,17364 X log f f l / k m

(4.40) v304,8, O valor de Xd depende do afastamento entre os condutores e da sua distância equivalente, cujo valor é obtido a partir da Eq. (4.41): Deq = X Dbc X Dca (4.41) Dab, Dbc e Dca - distâncias entre os centros dos condutores, tomadas em mm.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.8 Determinar a impedância dos condutores de uma rede de distribuição rural, cuja disposição do circuito está representada na Fig. 4.26. O condutor é de alumínio 1/0 AWG-CAA e a freqüência do sistema é de 60 Hz. Considerar a temperatura de serviço do condutor de 50°C.

108

C a p ít u l o Q u a tr o

1.990 mm Fig. 4.26 Estrutura de alinhamento de rede de distribuição para a classe 15 kV De acordo com a Eq. (4.41), a distância equivalente entre os condutores vale: D „ = *]Dab X Ddc X Dc, = l] 998 x 998 X 1,900 D,q = 1.237 mm Da Eq. (4.39), tem-se: Z P= R p + (X a + X „) Rp1 = 0,5351 H/km (Tabela 4.33) Rp2 ~ Rp^ x [1 + cx x (T2 — T|)] a = 0,00393/°C (coeficiente de temperatura para o cabo de alumínio) Rp = 0,5351 X [1 + 0,00393 X (50 - 20)] Rp = 0,5981 mfí/m Xa = 0,4077 í!/km (Tabela 4.33) O valor de Xdé dado pela Eq. (4.40).

X„ = 0,17364 x log Finalmente, tem-se: Z p = 0,5981 + (0,4077 + 0,10563)

ZP = 0,5981 + y'0,51333 n/km

b) Impedância de seqüência negativa

Assim como ocorre com os condutores isolados, a impedância de seqüência negativa dos condutores nus é igual à impedância de seqüência positiva.

c) Impedância de seqüência zero

O seu valor pode ser obtido a partir da Eq. (4.42). (4.42)

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

109

Rp - resistência de seqüência positiva, em íl/km. O seu valor pode ser obtido através das Tabelas 4.32, 4.33 e

4.34, respectivamente, para condutores de cobre nu e de alumínio CAA e CA. Os valores de Re e Xe são: Re = 0,17775 íl/km; Xe = 1,7949 íl/km (para 60 Hz e resistividade do solo igual a 100 íl.m; Xe = 1,9770 íl/km: 60 Hz e 500 íl.m; Xe = 2,0553 íl/km: 60 Hz e 1.000 ü.m.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.9 Considerando o Exemplo de Aplicação 4.8, calcular a reatância de seqüência zero do circuito cuja estrutura está mostrada na Fig. 4.26. A resistividade do solo é de 500 íl.m . Da Eq. (4.42), tem-se: Z ,= R P+ R e + j(X , + X„ - 2 x X „) Rp = 0,5981 íl/km (veja Exemplo de Aplicação 4.8) Xa = Xp = 0,4077 íl/km Rg = 0,17775 fl/km X8 = 1,9770 íl/km: 60 Hz e 500 íl.m ; Xd = 0,10563 íl/km (calculado no Exemplo de Aplicação 4.8) Desta forma, tem-se: Z . =0,5981 + 0,17775 + y'(0,4017 + 1,9770 - 2 X 0,10563) Z , = 0,77585 + /2,16744 íl/km

Capacidade de Corrente para Condutores Enterrados

Quando um condutor elétrico isolado está em operação, perdas Joule provocam um aumento na sua temperatura que, inicialmente, supõe-se ser igual à do meio ambiente. Pelo processo natural de transferência de calor por con­ dução, a temperatura de cada camada elementar vai-se elevando até atingir a superfície do cabo, ou propriamente, a capa externa. Enquanto a temperatura da superfície se eleva, o cabo vai transferindo calor para o ambiente em que se encontra instalado, cujo processo só é interrompido quando a quantidade de calor transferida da superfície do cabo para o ambiente for igual à quantidade de calor que o condutor cede à superfície do cabo, atingindo-se, nesse instante, o estado térmico estacionário. Como o material isolante é extremamente afetado pela temperatura acima do seu limite permissível, pode-se aplicar a Eq. (4.43); tomada como base a partir de documento do IEC, para se determinar o valor máximo da corrente de um cabo.

(T.-T.)

X

+

X

1 ^3 X rOi Lft

X +*,3) ] (A) U = 100 X 10 X «, X R , + 10 X A/; X Rp X (1+ í>) X R,2 + ^ ,3) Tc - temperatura de operação do condutor, em °C; Ta - temperatura ambiente, em °C; Pd - perdas dielétricas, em W/m; Rn - resistência térmica entre o condutor e blindagem metálica, em °C.cm/W; R ,2 - resistência térmica entre a blindagem metálica e a superfície externa, em °C.cm/W; R ,3 - resistência térmica entre a capa externa e o meio ambiente, em °C.cm/W; Rp - resistência de seqüência positiva, em míl/m; Fpb - fator de perdas da blindagem metálica; Nc - número de condutores por cabo. Para cabos singelos: Nc = 1.

(4.43)

A Eq. (4.43) deve ser aplicada convenientemente para cada tipo de condutor, considerando-se somente as variáveis que lhes são pertinentes e desprezando-se as demais. Desta equação, alguns parâmetros ainda não são conhecidos, ou seja:

110 Resistência térmica entre o condutor e blindagem metálica (4.44)

R,t = 0,366 X p„ X l o g | ^ (°C.cm/W) p ,j - resistividade térmica do material isolante que vale:

• PVC: p „ = 6°C.m/W • XLPE: p „ = 5°C.m/W • EPR: p„ = 5°C.mAV Dsb - diâmetro sobre a blindagem externa, em mm; Dc - diâmetro do condutor, em mm. • Resistência térmica entre a blindagem metálica e a superfície externa. R,2 = 0,366 X P a X log í ^ I (°C.cm/W)

(4.45)

p,2- resistividade térmica do material da capa de proteção, em °C.cmAV. Os valores pa são os mesmos de p„ para o mesmo material; D,c - diâmetro total do cabo, em mm; Dsc - diâmetro sob a capa externa, em mm. • Resistência térmica entre a capa e o meio ambiente Rtl = R,s + AT„ (4.46) Rls - resistência térmica entre o cabo e o solo para cabos diretamente enterrados, em °C.cm/W; AT„ - aumento do valor da resistência térmica devido ao agrupamento dos cabos circunvizinhos, em °C.cm/W. Sendo, no entanto: R,s = 0,366 X pls X log

/2 X / / v

vA /

-1

+

2 XH

~d7

(°C.cm/W)

pls - resistividade térmica do solo, em °C.cmAV; H - profundidade da instalação do cabo, em mm. O valor de pls é obtido pela Tabela 4.8 e depende da natureza do solo. c ri(j) (°C.cm/W) AT„ = 0,366 X p „ £ k)g D, D,, j~ 1 Tabela 4.8 Resistividade térmica do solo Pls (°C.cm/W ) 40 50 70 85 90 100 120 150 200 250 300

Fator de correção 1,21 1,17 1,09 1,02 1,00 0,97 0,91 0,83 0,74 0,68 0,63

Tipo de solo Alagado M uito úmido Úmido Normal Seco M uito seco

(4.47)

(4.48)

C o n d u to r e s E l é t r i c o s

111

Dcli - distância medida entre o cabo referência do conjunto e a imagem do cabo influência, em mm; Dcre - distância entre o cabo referência e o cabo influência, em mm.

Na Fig. 4.26 visualiza-se a tomada das distâncias consideradas. • Fator de perdas da blindagem metálica 0,75 X P2 _ 0,25 X Q2 i V3 X Rb X P X Q X AX„ F„k pb = — X R2 + P2 R2 + Q2 [ri + P 2) x [rz + Q 2) R„

O valor de Xb é dado na Eq. (4.19).

P = Xb + AXb (míl/m) Q = Xb - AXb (míl/m)

(4.49) (4.50) (4.51)

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.10 Calcular a corrente máxima admissível de um cabo de um circuito que interliga o secundário de um transformador de 69/13,8 kV de 10 MVA de potência instalada, compreendendo uma extensão de 150 m. Os cabos devem ser de cobre, unipolares, iso­ lados em XLPE, 8,7/15 kV, com blindagem metálica helicoidal com sobreposição de 30% e instalados diretamente enterrados. Sabe-se que: • temperatura de operação do condutor: 90°C; • temperatura ambiente: 20°C; • resistividade térmica do solo: 90°C.cm/W; • fator de carga: 100% (considera-se que a instalação opera segundo uma curva de carga plana; • instalação dos cabos: segundo a Fig. 4.27. Segue a determinação das variáveis correspondentes à Eq. (4.43). a) Corrente a ser transportada i

—

,— ------------------—

V3 X 13,8

u ,o

b) Seção do condutor De acordo com a Tabela 4.30, o condutor deve ter uma seção inicial de 150 mm2, ou seja: lc = 451 A (para cabos diretamente enterrados)

Fig. 4.27 A rtif íc io

p a r a c á lc u lo d a a m p a c id a d e d e u m c a b o

112

C a p ít u l o Q u a tr o

c) Perdas dielétricas De acordo com a Eq. (4.5), tem-se: P„ = 0,3769 x C x V? x tg 8 (W/m) tg 8 = 0,007 (Tabela 4.4) P„ = 0,3769 X 0,29726 X [13,8 X 0,007 = 0,04978 W/m No entanto, o valor da capacitância do cabo, segundo a Eq. (4.6), é: 0,0556 X e 0,0556 X 2,3 C= ln[D s,/(Dc + 2 X £ „,)] ln [25,6/(14,4 + 2 x 1,125)] C = 0,29726 ixF/km Dsl = Dc + 2 X E, + 2 X Eb, = 14,40 + 2 X 4,5 + 2 X 1,125 = 25,6 mm D„ = 14,40 mm (Tabela 4.28) E, = 4,50 mm (Tabela 4.28) Eh, = Ebe = 1,125 mm (valor calculado no item d) e = 2,3 (Tabela 4.4) d) Resistência térmica entre condutor e blindagem metálica De acordo com a Eq. (4.44), tem-se:

fl„ = 0,366 x p„ X log ^ j = 0,366 x 5 x log j j | ^ j R„ = 0,56456 °C.m/W Pela Tabela 4.28, pode-se concluir que: Dlc = D C+ 2 X E , + 2 x Eb, + 2 X E „ + 2 x E bm + Ec E, - espessura da isolação, em mm; £, - espessura da blindagem interna de campo eletrostático, em mm; Ebm = 0,7 mm (espessura da blindagem metálica); Ebe - espessura da blindagem externa de campo eletrostático, em mm (Ebi = Ebe) Ec - espessura da cobertura, em mm; D,c = 32,7 mm Ec = 1,70 mm 32.7 = 14,4 + 2 X 4,5 + 4 X £„, + 2 X 0,7 + 2 X 1,70 32.7 = 28,20 + 4 x E b, Ebe = 1,125 mm Logo: Dsb = 14,4 + 2 X 4,5 + 4 x 1,125 + 2 x 0,7 = 29,30 mm Dsb - diâmetro sobre a blindagem metálica. e) Resistência térmica entre a blindagem metálica e a superfície externa do cabo De acordo com a Eq. (4.45), tem-se: 366 x 6 x log 32,7 Ri2 = 0,366 X p,2x log 29,3 pa = 6°C.m/W (capa de PVC) Ra = 0,10470°C.cm/W Neste particular: Dsc = Dsb = 29,30 mm f) Resistência térmica entre a capa externa e 0 meio ambiente (terreno) R, 3 = R,„ + A Tcu = 0,67254 + 0,77288 = 1,44542°C.m/W R,„ = 0,366 x p s x log R,s = 0,366 x 0,9 x log R,s = 0,67224°C.m/W

(2XHY

(2 X H

(^rj -1+h r

(°C.cm/W)

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

113

H = 90 cm = 900 mm (profundidade da instalação) pte = 90°C.cm/W = 0,9°C.m/W Da Eq. (4.48) e da Fig. 4.27, tem-se: AT„ = 0,366 x p,s^ lo g

(°C.cm/W)

Dc,e(á) = 300 mm (afastamento entre os centros dos cabos) 1.800 cos arctg (300/1.800) A T„ = 0,366 X 0,9 X 2 X log + log 1.800 300 300 A Tcv = 0,366 X 0,9 X (1,56820 + 0,77815) A T „ = 0,77288 (°C.cm/W) Deve-se perceber que foram tomadas três distâncias entre o cabo referência e a imagem do cabo influência, sendo duas delas em relação aos cabos externos e a outra em relação ao cabo do centro. g) Resistência de seqüência positiva Da Eq. 4.8, tem-se; RP = R „ x ( l + Vs + y „) Rp = 0,15787 X (1 + 0,00468 + 0,000029) = 0,15861 m íl/m Da Eq. 4.9, tem-se: 1.000X1,04 X1X1XÍ1/56) r , Rcc = ---------------- — 150-------- U— 1 X [1 + 0,00393 X (90 - 20)J Rcc = 0,15787 míl/m F 2____________ __ _______________0,950152 __s = 0,00468 Y. . ___________ 192 + 0,8 X F 2 192 + 0,8 X 0,95015: F = ■° ’15 =0,95015 5 0,15787 Dmg = 1,26 X D (Tabela 4.6) D = Dcrew = 300 mm (veja Fig. 4.27) Dmg = 1,26 X 300 = 378 mm Da Eq. 4.12, tem-se:

V„=ZX í n

2

1,18 + 0,312 X } X 0,27 +Z \ D,„

Z = Ys = 0,00468 1,18 14,40 Y. = 0,00468 X ( 14,40V l 378 J 0,27 + 0,00468 + 0,312 X 378 Yp = 0,000029 h) Fator de perdas da blindagem metálica Da Eq. (4.49), tem-se: F = — x 0,75 X P2 0,25 X Q2 ^[3 X Rb X P x Q X AXS Rl + P2 R2 + Q 2 (R2 + P 2) x (fí2 + Q2) R, • área da blindagem Da Eq. 4.18, tem-se: Sb ~ ttX Elt x Dmb X

100

| 2 X (100 —Fs)

DmD = Dc + 2 X E, + 2 X Ebl■+ 2 X Ebl

114

C a p ít u l o Q u a tro

Dmb = 14,4 + 2 x 4,5 + 4 X 1,125 = 27,9 mm E„ = Ebm= 0,70 mm (espessura da fita da blindagem metálica adotada para este cabo) Fs - fator de sobreposição da fita de blindagem: 30% (valor adotado) S„ = ir x 0,70 x 27,9 x

100

2 X (100 - 30)

Sb = 51,8547 mm2 • resistência da blindagem Da Eq. (4.15), tem-se: 1.000 XÍ1/56)X 1,65 r , n R = ------------------------------ X 1 + 0,00393 X 90 - 20 6 51,8547 L ^ R„ = 0,72452 míl/m • reatância da blindagem Da Eq. (4.19), tem-se: X„ = 0,0754 xln (2 XD,

m íl/m

, Í 2 x 378^ X„ = 0,0754 X: lin —----l 27,9 ) X„ = 0,24878 m íl/m • acréscimo de resistência devido à corrente da blindagem metálica Da Eq. (4.14), tem-se: 0,72452 A ( 0,72452V + 1 [ 0,24878 J A Rb = 0,07641 (mn/m) • redução de reatância devido à corrente da blindagem metálica Da Eq. (4.21), tem-se: AX„ = AX„ =

X„

( / y x 6) +1

(m íl/km )

0,24878 (0,72452/0,24878) -t

AX„ = 0,02624 míí/km A resistência e a reatância efetivas da blindagem valem: P = Xb + AX„ = 0,24878 + 0,02624 = 0,27502 míl/m Q = X„ - AX„ = 0,24278 - 0,02624 = 0,21654 míl/m Logo, o valor final do fator de perda é: 0,75 X 0.275022 •+ _______ 0,25 X____________: 0.222542 + _ 0,72452 pi> 0,15861 0.724522 + 0.275022 0,72452=’ + 0,222542 sl~3 X 0,72452 X 0,27502 X 0,22254 X 0,02624 = 0,55655 (0.724522 + 0.275022) X (o,724522 + 0,222542) corrente máxima admissível {Te - T„) - P„ X [0 ,5 x + Nc X (Rl2 + fí,3)] 10 XRPXR„ +10XA/CXRp x ( l + Fpe) x ( fl,2 + fl,3)

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

L , = 10 0

115

(90 - 20) - 0,04978 X [o,5 X 0,56456 + 1X (o,10470 +1,44542)] 10 X 0,15861X 0,56456 +10 X 1 x 0,15861X (l + 0,55655) X (o,10470 +1,44542)

U = 384,7 A Observar que é necessário redimensionar o condutor para a corrente de carga que é de 418,3 A. Neste caso, deve-se reiniciar o cálculo com pelo menos uma seção superior a 180 mm2.

Capacidade de Corrente de Curto-circuito

Os cabos são normalmente dimensionados para operar em regime de corrente nominal. Porém, quando o sistema sofre um defeito, o condutor é percorrido por uma elevada corrente de curto-circuito capaz, se não adequadamente dimensionado, de provocar esforços mecânicos e efeitos térmicas superiores aos limites suportáveis.

Efeitos dinâmicos

Quando uma corrente atravessa um condutor, aparece uma força eletrodinâmica de repulsão ou atração que deve ser conhecida e dada pela Eq. (4.52), ou seja: F = 2,04 X — ^ — x L 100 x D

1„ - corrente de curto-circuito, valor de crista, em kA; D - distância entre os centros dos condutores, em cm; L - comprimento do condutor, isto é, distância entre dois pontos de apoio sucessivos, em cm.

(4.52)

A Fig. 4.28 mostra os aspectos de instalação referentes à Eq. (4.52). Quando o cabo é multipolar, os esforços eletromecânicos desenvolvidos são absorvidos pelo enchimento, pela cobertura e pela armação metálica de proteção instalada em condutores que operam em sistemas de elevada cor­ rente de curto-circuito. Quando o cabo é unipolar, é necessário fixá-lo a intervalos de comprimento L para aliviar o efeito dos esforços eletromecânicos.

Efeitos térmicos

O calor desenvolvido pela passagem da corrente de alta intensidade pode comprometer a integridade da isolação, danificando o cabo. A corrente máxima de curto-circuito admitida para um cabo pode ser dada pela Eq. (4.53), que

Fig. 4.28 F o r ç a e x e rc id a s o b re d o is c o n d u to r e s tr a n s p o r ta n d o c o r r e n te

C a pít u l o Q u a tr o

é válida para tempo de operação da proteção não superior a 5 s, de sorte que o calor desenvolvido pelo condutor, perdas Joule, não seja transferido, através da isolação, para o meio ambiente. 0,34 X Sc X / 234 + 7} X (4.53) 234 + T t f - seção do condutor, em mm2; - tempo de duração da falta, em s; - temperatura máxima admissível pelo cabo em regime de curto-circuito, em °C; - temperatura máxima admissível pelo cabo para serviço contínuo, em °C. Os valores de Tj e Tt em função da isolação estão estabelecidos na Tabela 4.9. Devem ser consideradas na apuração da corrente máxima admissível de curto-circuito possíveis religações a que estará sujeito o cabo, pois, do contrário, o aquecimento acumulado é muito superior ao resfriamento do con­ dutor, durante o intervalo de tempo considerado. Os fabricantes informam, através de seus catálogos, os gráficos relativos à corrente máxima de curto-circuito admitida pelos cabos de sua fabricação. As Figs. 4.29, 4.30 e 4.31 Sc Te Tf Tj

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Condutor de cobre Isolamento PE T:= 70°C Tf= 160°C

10

16

25

35 50

70 95 120150 185 240 300 400 500

Seção do Condutor (mm2)

Fig. 4.29 Suportabilidade dos cabos de isolação em PVC

Tabela 4.9 Temperaturas características dos condutores Tipo de isolação Cloreto de polivinila (PVC) Borracha etileno-propileno (EPR) Polietileno reticulado (XLPE)

Temperatura máxima para serviço contínuo do condutor (°C) 70 90 90

Temperatura limite de sobrecarga (condutor) (°C) 100 130 130

Temperatura limite de curto-circuito (condutor) (°C) 160 250 250

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

100

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80 60 50 40

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117

Onh o Firlex -B Condutor de cobre Isolamento XLPE Tj = 90°C Tf= 250°C

16

25

35

50

70 95 120150185 240 300 400 500

Seção do condutor (mm2)

Fig. 4.30 Suportabilidade dos cabos de isolação em XLPE

õò

3

■8

S

o

Seção do condutor (mm2)

Fig. 4.31 Suportabilidade dos cabos de isolação em

EPR

118

C a p ít u l o Q u a tr o

mostram os referidos gráficos relativos à isolação de PVC, XLPE e EPR, respectivamente. Estes gráficos são traçados segundo a Eq. (4.53).

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.11 Determinar a seção mínima de um condutor de cobre isolado em EPR, 0,6/1 kV, que compõe um sistema trifásico que liga o Quadro Geral de Força (QGF) de uma subestação ao Centro de Controle de Motores (CCM), em que a corrente simétrica de curto-circuito vale 35 kA. O ajuste da proteção está calibrado para um tempo de disparo de 1,2 s. Da Eq. (4.53), tem-se: Lcc X y [ r . Se = 0,34 x log 234 + T, 234 + T,

35 X ■ >/ í 7 2 =270 mm2 234 + 250 0,34 X log 234 + 90 ✓

Pelo gráfico da Fig. 4.31, pode-se constatar o resultado anterior.

Capacidade de Corrente para Vários Tipos de Instalações

A aplicação dos cabos elétricos em qualquer instalação deve merecer uma análise preliminar para se determi­ nar as condições específicas de operação. Será tratada distintamente a aplicação dos cabos de baixa tensão e dos cabos de média tensão.

Cabos de baixa tensão

A seção mínima dos condutores elétricos deve satisfazer, simultaneamente, aos três critérios seguintes: • capacidade de condução de corrente, ou simplesmente ampacidade; • limites de queda de tensão; • capacidade de condução de corrente de curto-circuito por tempo limitado. Durante a elaboração de um projeto, os condutores são inicialmente dimensionados pelos dois primeiros cri­ térios. Assim, quando do dimensionamento das proteções, baseado, entre outros parâmetros, nas intensidades das correntes de falta, é necessário confrontar os valores destas e os respectivos tempos de duração com os valores máximos admitidos pelo isolamento dos condutores utilizados. Para a determinação da seção dos condutores de um circuito em cabos isolados é necessário conhecer os Mé­ todos de Referência de instalação dos cabos elétricos, estabelecidos na NBR 5410/2004 e mostrados na Tabela 4.10. No entanto, o conhecimento da capacidade do condutor depende dos tipos de linhas elétricas que poderão ser adotadas na sua instalação, estabelecidos na NBR 5410/2004 e identificados na Tabela 4.11. Tabela 4.10 Métodos de referência

Referência Al A2 BI B2 C D E F G

Descrição Condutores isolados em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante. Cabo multipolar em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante. Condutores isolados em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira. Cabo multipolar em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira. Cabos unipolares ou cabo multipolar sobre parede de madeira. Cabo multipolar em eletroduto enterrado no solo. Cabo multipolar ao ar livre. Cabos unipolares justapostos (na horizontal, vertical ou em trifólio) ao ar livre. Cabos unipolares espaçados ao ar livre.

— ■

1 ________-

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.11 Tipos de linhas elétricas (NBR 5410/2004) Método de instalação número

Esquema ilustrativo

iiil PB ••

11

Método de referência11

Condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto de seção circular [[embutido em parede termicamente isolante2)

Al

Face interna

Face interna

Cabo multipolar em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante2’

A2

Condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto aparente de seção circular sobre parede ou espaçado desta menos de 0,3 vez o diâmetro do eletroduto

BI

Cabo multipolar em eletroduto aparente de seção circular sobre parede ou espaçado desta menos de 0,3 vez o diâmetro do eletroduto

B2

Condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto aparente de seção não-circular sobre parede

BI

Cabo multipolar em eletroduto aparente de seção não-circular sobre parede

B2

Condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto de seção circular embutido em alvenaria

BI

Cabo multipolar em eletroduto de seção circular embutido em alvenaria

B2

1

m

Descrição

Cabos unipolares ou cabo multipolar sobre parede ou espaçado desta menos de 0,3 vez o diâmetro do cabo

120

C a p ít u l o Q u a tr o

Tabela 4.11 Tipos de linhas elétricas (NBR 5410/2004) (Continuação) Método de instalação número 11A

Esquema ilustrativo

Método de referência1’

Cabos unipolares ou cabo multipolar fixado diretamente no teto Cabos unipolares ou cabo multipolar afastado do teto mais de 0,3 vez o diâmetro do cabo

11B

12

Cabos unipolares ou cabo multipolar em bandeja nãoperfurada, perfilado ou prateleira3)

13

Cabos unipolares ou cabo multipolar em bandeja perfurada, horizontal ou vertical41

E (multipolar) F (unipolares)

14

Cabos unipolares ou cabo multipolar sobre suportes horizontais, eletrocalha aramada ou tela

E (multipolar) F (unipolares)

15

Cabos unipolares ou cabo multipolar afastado(s) da parede mais de 0,3 vez o diâmetro do cabo

E (multipolar) F (unipolares)

16

Cabos unipolares ou cabo multipolar em leito

E (multipolar) F (unipolares)

17

Cabos unipolares ou cabo multipolar suspenso(s) por cabo de suporte, incorporado ou não

E (multipolar) F (unipolares)

18

Condutores nus ou isolados sobre isoladores

G

r

L

Descrição

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.11 Tipos de linhas elétricas (NBR 5410/2004) (Continuação) Método de instalação número 21

Esquema ilustrativo

Descrição

Método de referência11

Cabos unipolares ou cabos multipolares em espaço de construção5', sejam eles lançados diretamente sobre a superfície do espaço de construção, sejam instalados em suportes ou condutos abertos (bandeja, prateleira, tela ou leito) dispostos no espaço de construção5161

1,5 Dc < V < 5 Dc B2 5 Dc < V < 50 De BI

22

Condutores isolados em eletroduto de seção circular em espaço de construção5’7)

1,5 De < V < 20 Dc B2 V > 20 De BI

23

Cabos unipolares ou cabo multipolar em eletroduto de seção circular em espaço de construção5’7)

B2

24

Condutores isolados em eletroduto de seção nãocircular ou eletrocalha em espaço de construção5’ Cabos unipolares ou cabo multipolar em eletroduto de seção não-circular ou eletrocalha em espaço de construção5’ Condutores isolados em eletroduto de seção nãocircular embutido em alvenaria6’ Cabos unipolares ou cabo multipolar em eletroduto de seção não-circular embutido em alvenaria Condutores isolados ou cabos unipolares em eletrocalha sobre parede em percurso horizontal ou vertical

25

26

27

31 32 31

32

1,5D C< V < 2 0 Dc B2 V > 20 Dc BI B2

1,5 < V < 5 Dc B2 5 Dc < V < 50 Dc BI B2

BI

C a pít u l o Q u a tr o

Tabela 4.11 Tipos de linhas elétricas (NBR 5410/2004) (Continuação) Método de instalação número 31A 32A

Esquema ilustrativo

Descrição

Método de referência1’

Cabo multipolar em eletrocalha sobre parede em percurso horizontal ou vertical

B2

33

Condutores isolados ou cabos unipolares em canaleta fechada embutida no piso

BI

34

Cabo multipolar em canaleta fechada embutida no piso

B2

35

Condutores isolados ou cabos unipolares em eletrocalha ou perfilado suspensa(o)

BI

36

Cabo multipolar em eletrocalha ou perfilado suspensa(o)

B2

Condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto de seção circular contido em canaleta fechada com percurso horizontal ou vertical7* Condutores isolados em eletroduto de seção circular contido em canaleta ventilada embutida no piso Cabos unipolares ou cabo multipolar em canaleta ventilada embutida no piso

1,5 De < V < 2 0 D e B2 V >20D t BI

31 A

41

42

43

51

\~ o

32 A

t V 1

Cabo multipolar embutido diretamente em parede termicamente isolante21

BI

BI

Al

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.11 Tipos de linhas elétricas (NBR 5410/2004) (Continuação) Método de instalação número 52

Esquema ilustrativo

Descrição

Método de referência1’

Cabos unipolares ou cabo multipolar embutido(s) diretamente em alvenaria sem proteção mecânica adicional

53

Cabos unipolares ou cabo multipolar embutido(s) diretamente em alvenaria com proteção mecânica adicional

61

Cabo multipolar em eletroduto (de seção circular ou não) ou em canaleta não-ventilada enterrado(a)

D

61A

Cabos unipolares em eletroduto (de seção não-circular ou não) ou em canaleta não-ventilada enterrado(a)8)

D

63

Cabos unipolares ou cabo multipolar diretamente enterrado(s), com proteção mecânica adicional9’

D

71

Condutores isolados ou cabos unipolares em moldura

Al

72 - Condutores isolados ou cabos unipolares em canaleta provida de separações sobre parede

BI

72A - Cabo multipolar em canaleta provida de separações sobre parede

B2

72 n « Sinal 1 Sinal 2

72A 72

g \

Sinal 1

I 1

Sinal 2

i

Ü

72 A

C a p ít u l o Q u a tr o

Tabela 4.11 Tipos de linhas elétricas (NBR 5410/2004) (Continuação) Método de instalação número 73

Esquema ilustrativo

74

75 75A

Sinal 1

> Sinal 1

Sinal 2

s Sinal 2

(•J w

? >

75

Descrição

Método de referência1’

Condutores isolados em eletroduto, cabos unipolares ou cabo multipolar embutido(s) em caixilho de porta

Al

Condutores isolados em eletroduto, cabos unipolares ou cabo multipolar embutido(s) em caixilho de janela

Al

75 - Condutores isolados ou cabos unipolares em canaleta embutida em parede

BI

75A - Cabo multipolar em canaleta embutida em parede

B2

75 A

]) Método de referência a ser utilizado na determinação da capacidade de condução de corrente. 2) Assume-se que a face interna da parede apresenta uma condutância térmica não inferior a 10 W/m2.K. 3) Admitem-se também condutores isolados em perfilado, desde que nas condições definidas na NBR 5410/2004. 4) A capacidade de condução de corrente para bandeja perfurada foi determinada considerando-se que os furos ocupassem no mínimo 30% da área da bandeja. Se os furos ocuparem menos de 30% da área da bandeja, ela deve ser considerada como “não-perfurada”. 5) Conforme a ABNT NBR IEC 60050 (826), os poços, as galerias, os pisos técnicos, os condutos formados por blocos alveolados, os forros falsos, os pisos elevados e os espaços internos existentes em certos tipos de divisórias (como, por exemplo, as paredes de gesso acartonado) são considerados espaços de construção. 6) Dc é o diâmetro externo do cabo, no caso de cabo multipolar. No caso de cabos unipolares ou condutores isolados, distinguem-se duas situações: - três cabos unipolares (ou condutores isolados) dispostos em trifólio: De deve ser tomado igual a 2,2 vezes o diâmetro ou cabo unipolar ou condutor isolado; - três cabos unipolares (ou condutores isolados) agrupados num mesmo plano: De deve ser tomado igual a 3 vezes o diâmetro do cabo unipolar ou condutor isolado. 7) Dc é o diâmetro externo do eletroduto, quando de seção circular, ou altura/profundidade do eletroduto de seção não-circular ou da eletrocalha. 8) Admite-se também o uso de condutores isolados, desde que nas condições definidas na NBR 5410/2004. 9) Admitem-se cabos diretamente enterrados sem proteção mecânica adicional, desde que esses cabos sejam providos de armação. Deve-se notar, porém, que na NBR 5410/2004 não são fornecidos valores de capacidade de condução de corrente para cabos armados. Tais capacidades devem ser determinadas como indicado na ABNT NBR 11301. NOTA: Em linhas ou trechos verticais, quando a ventilação for restrita, deve-se atentar para risco de aumento considerável da temperatura ambiente no topo do trecho vertical.

Critério da capacidade de condução de corrente

Este critério consiste em determinar o valor da corrente máxima que percorrerá o condutor e, de acordo com o método de instalação, procurar nas correspondentes Tabelas 4.35, 4.36, 4.37 e 4.38 a sua seção nominal. No entanto, para determinar as colunas adequadas das tabelas mencionadas, é necessário pesquisar a Tabela 4.10 que descreve os métodos de referência, ou, simplesmente, as maneiras correspondentes de instalar os condutores para os quais foi determinada a capacidade de condução de corrente por ensaio ou por cálculo. As isolações dos condutores apresentam um limite máximo de temperatura em regime de serviço contínuo. Conseqüentemente, o carregamento dos condutores é limitado a valores de corrente que são função do método de referência, e que proporcionará, nestas condições, temperaturas, em serviço contínuo, não superiores àquelas estabelecidas na Tabela 4.9, para cada tipo de isolamento. Os valores exibidos nas tabelas de capacidade de condução de corrente são, portanto, determinados de acordo coffl a limitação da temperatura das isolações correspondentes, estando os condutores operando em regime contínuoCompreende-se por condutores secundários aqueles enquadrados nas seguintes condições: • dotados de isolação de PVC para 750 V, sem cobertura;

125

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.12 Seções dos condutores Tipo de instalação

Utilização do circuito

Seção mínima do condutor material - mm2

Circuitos de iluminação Cabos isolados Instalações fixas em geral Condutores nus

Circuitos de força Circuitos de sinalização e circuitos de comando Circuitos de força Circuitos de sinalização e controle Para um equipamento específico

Ligações flexíveis feitas com cabos isolados

1,5 - Cu 1 6 -Al 2,5 - Cu 16-Al 0,5 - Cu

Para qualquer outra aplicação Circuitos a extrabaixa tensão para aplicações

10-Cu 16-Al 4 - Cu Como especificado na norma do equipamento 0,75 - Cu 0,75 - Cu

• dotados de isolação de PVC para 0,6/1,0 kV, com capa de proteção em PVC; • dotados de isolação de XLPE ou EPR para 0,6/1,0 kV, com capa de proteção em PVC; A NBR 5410/2004 fixou a seção mínima dos condutores fase, segundo a Tabela 4.12, para cada tipo de ins­ talação.

Circuitos para iluminação e tomadas

Neste caso estão compreendidos tanto os circuitos terminais para iluminação e tomadas como os circuitos de distribuição que alimentam os Quadros de Distribuição de Luz (QDL). Conhecida a carga a ser instalada, pode-se determinar a demanda resultante, aplicando-se sobre a carga inicial os fatores de demanda característicos. Com este resultado, aplicar as equações correspondentes.

a) Circuitos monofásicos (F - N)

Com o valor da demanda calculada, a corrente de carga é dada pela Eq. (4.54). < 4 '5 4 >

Dc - demanda da carga, em W; Vfl - tensão fase e neutro, em V; cos ijj - fator de potência de carga.

b) Circuitos bifásicos simétricos (F - F - N)

Deve-se considerar como sendo o resultado de dois circuitos monofásicos, quando as cargas estão ligadas entre fase e neutro. Se há cargas ligadas entre fases, a corrente correspondente deve ser calculada conforme a Eq. (4.54), alterando-se o valor de Vfil para a tensão VB. Neste tipo de circuito podem ser ligados pequenos motores monofásicos entre fase e neutro ou entre fases.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.12 Determinar a seção dos condutores fase do circuito bifásico mostrado na Fig, 4.32, sabendo-se que serão utilizados cabos unipolares, isolação de XLPE, dispostos em eletroduto embutido em alvenaria.

C a p ít u l o Q u a tr o

l,b 380x0,80 8,2 A

/m — gjgo—

220X0,90 800 600 = *" 220X0,70 220X0,60 ’ / . = / - + / » =8,2 + 15,1 = 23,3 A lab corrente correspondente à carga ligada entre as fases A e B, em A; Iam Ibn - correntes correspondentes às cargas monofásicas, respectivamente ligadas entre fases A, B e o neutro, em A; /„ corrente que circula na fase mais carregada (fase A), em A. Logo, o valor da seção dos condutores fase e neutro vale: Sa= Sb = S „= 3 # 2,5 mm2 (Tabela 4.36-coluna B1 para três condutores carregados-justificada pela Tabela 4.11, método de instalação 7: condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto de seção circular embutidos em alvenaria). É importante frisar que a operação que determinou o valor de lg = 23,3 A é eletricamente incorreta, pois, como os fatores de potência são diferentes, era necessário, a rigor, adotar a soma vetorial. Na prática, porém, desde que não sejam muito divergentes os fatores de potência, pode-se proceder como se fez anteriormente. =

c) Circuitos trifásicos

Os circuitos trifásicos podem ser caracterizados por um circuito a três condutores (3F), por um circuito a quatro condutores (3F + N) ou por um circuito a cinco condutores (3F + N + PE). Considerando-se que os aparelhos estejam ligados equilibradamente entre fases ou entre fases e neutro, pode-se determinar a corrente de carga através da Eq. (4.55). / = (4.55) sJhxVjf X cosi//

Vg- tensão entre fases, em V; Pcar - potência ativa demandada da carga, considerada equilibrada, em W.

Normalmente, esse tipo de circuito destina-se à alimentação de cargas trifásicas individuais, de Quadros de Distribuição de Luz (QDL) e Centros de Controle de Motores (CCM). Com o valor da corrente calculada ante­ riormente e considerando-se as condições de instalação dos condutores, a sua seção é determinada através das Tabelas 4.35, 4.36, 4.37 e 4.38.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.13 Determinar a seção dos condutores fase do circuito trifásico mostrado na Fig. 4.33, sabendo-se que serão utilizados cabos isolados em PVC, dispostos em eletroduto aparente.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

127

600 1.000 =9,9 A 220 X 0,80 220 X 0,70

6

_ L 5 0 0 _ = 11,3A 220 X 0,60

1.200

220 X 0,80 L ,= .r

5000

’ ■= 8,4 A

V 3 X 380 X 0,90

ian,


Circuitos terminais para ligação de motores

Em geral, são caracterizados por circuitos trifásicos a quatro condutores (3F + PE), originados de um circuito trifásico a quatro ou cinco condutores. Este é o tipo mais comum de circuito para ligação de motores trifásicos. Conhecidas as correntes de carga dos motores e sabido o método de referência de instalação dos cabos, segundo a forma mais conveniente para o local de trabalho, devem-se aplicar as instruções seguintes para determinar a seção transversal dos condutores:

a) Instalação de 1 (um) motor

A capacidade mínima de corrente do condutor deve ser igual ao valor da corrente nominal multiplicado pelo fator de serviço correspondente, se houver: Ic =F s X I nm (A) (4.56) Ic - corrente mínima que o condutor deve suportar, em A; Inm- corrente nominal do motor, em A; Fs - fator de serviço do motor: quando não se especificar o fator de serviço do motor, pode-se considerá-lo igual a 1.

128

C a p ít u l o Q u a tr o

b) Instalação de um agrupamento de motores

A capacidade mínima de corrente do condutor deve ser igual à soma das correntes de carga de todos os motores, considerando-se os respectivos fatores de serviço. (4.57) hmmJnmrn, Km(3) ••• 4»(„)' correntes nominais dos motores, em A; Fm.d> f m2)>f M) ••• F„m(n>- fatores de serviço correspondentes. Quando os motores possuírem fatores de potência muito diferentes, o valor de Ic deverá ser calculado, levando-se em consideração a soma vetorial dos componentes ativo e reativo desses motores. Com base no valor da corrente calculada, pode-se obter nas tabelas anteriormente mencionadas o valor da seção dos condutores. 3

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.14 Determinar a seção dos condutores isolados em PVC que alimentam um CCM que controla três motores de 40 cv e quatro motores de 15 cv, todos de IV pólos ligados na tensão de 380 V e com fatores de serviços unitários. Com base nos valores das correntes nominais dos motores, o valor mínimo da capacidade do cabo é: /„ = 3 X 56,6 + 4 X 26 = 273,8 A A corrente nominal dos motores pode ser obtida no Cap. 6 do livro Instalações Elétricas Industriais, 6a Edição, LTC, do autor. Considerando-se que os condutores isolados estão dispostos em eletroduto no interior de canaleta fechada, obtém-se na coluna B1 da Tabela 4.35, justificada pela Tabela 4.11 (método de instalação 42), a seção dos condutores fase: Sc = 3 # 150 mm2 (PVC/70°C - 750 V)

O projeto de circuitos terminais e distribuição merecem algumas considerações adicionais: • quando um motor apresentar mais de uma potência e/ou velocidade, a seção do condutor deve ser dimen­ sionada de forma a satisfazer a maior corrente resultante; • o dimensionamento dos condutores deve permitir uma queda de tensão na partida dos motores igual ou inferior a 10% da sua tensão nominal; • no caso de partida prolongada, com tempo de aceleração superior a 5 s, deve-se levar em consideração o aquecimento do condutor durante a partida; • os condutores que alimentam motores que operam em regime de funcionamento que requeiram partidas constantes, tais como elevadores, devem ter seção transversal adequada ao aquecimento provocado pela elevada corrente de partida.

Circuitos terminais para ligação de capacitores

A capacidade mínima de corrente do condutor deve ser igual a 135% do valor da corrente nominal do capacitor ou banco de capacitores, conforme a Eq. (4.58). (4.58) Ic = 1,35 X /, Inc - corrente nominal do capacitor ou banco. Para se calcular a seção de condutores instalados em eletroduto aparente para alimentar um banco de capacitores de 40 kvar, 380 V, 60 Hz, tem-se: Pnc 40X1.000 = 60,7 A *

V3XV#

____ __________________________________

/, = 1,35 X 60,7 = 81,9 A Considerando-se que os condutores com isolação em PVC/750 V estejam dispostos em eletroduto de instala' ção aparente, de acordo com a Tabela 4.35 - método de referência B1, justificada pela Tabela 4.11, método de instalação 3 (condutores isolados ou cabos unipolares em eletroduto aparente e de seção circular sobre parede ou espaçado desta menos de 0,3 vez o diâmetro do eletroduto.), a sua seção vale: Sc = 3 # 25 mm2

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

129

Fatores de correção de corrente

Quando os condutores estão dispostos em condições diferentes daquelas previstas nos métodos de referência estabelecidos nas tabelas de capacidade de condução de corrente, é necessário aplicar sobre os mencionados valores de corrente um fator de redução que mantenha o condutor em regime contínuo, com a temperatura igual ou inferior aos limites estabelecidos. Os fatores de correção de corrente são estabelecidos para cada condição particular de instalação do cabo, ou seja: temperatura ambiente, solos com resistividade térmica diferente daquela prevista, agrupamento de circuitos,

a) Temperatura ambiente

Segundo a NBR 5410/2004, a capacidade de condução de corrente dos condutores prevista nas tabelas corres­ pondentes é de 20°C para linhas subterrâneas e de 30°C para linhas não subterrâneas. Se a temperatura ambiente, onde estão instalados os condutores, for diferente daquela anteriormente especificada, devem-se aplicar os fatores de correção de corrente previstos na Tabela 4.13. A referida tabela estabelece as condições de temperatura ambiente para cabos não enterrados (por exemplo: cabos no interior de eletrodutos em instalação aparente). Para cabos diretamente enterrados no solo ou em eletrodutos enterrados utilizar a Tabela 4.14. Segundo a NBR 5410/2004 quando os fios e cabos são instalados num percurso ao longo do qual as condições de resfriamento (dissipação de calor) variam, as capacidades de condução de corrente devem ser determinadas para a parte do percurso que apresenta as condições mais desfavoráveis. É bom lembrar que os fatores de correção mencionados não levam em consideração o aumento da temperatura devido à radiação solar ou outras radiações infravermelhas. Como se pode observar na Tabela 4.13, quando a temperatura do meio ambiente é superior a 30°C, os fatores de correção são menores que 1 e, aplicados às Tabelas 4.35, 4.36, 4.37 e 4.38, fazem reduzir a capacidade de corrente dos respectivos condutores. Isso se deve ao fato de que, reduzindo-se a corrente do condutor, reduzem-se, por conseguinte, as perdas por efeito Joule, mantendo-se as condições de serviço do cabo inalteradas.

b) Resistividade térmica do solo

As capacidades de condução de corrente indicadas nas tabelas para cabos contidos em eletrodutos enterrados correspondem à resistividade térmica do solo de 2,5 K-m/W. Para solos com resistividade térmica diferente, de­ vem-se utilizar os valores constantes da Tabela 4.15.

Tabela 4.13 Fatores de correção para temperaturas ambientes diferentes de 30°C para linhas não subterrâneas Temperatura em °C Ambiente 10 15 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

PVC 1,22 1,17 1,12 1,06 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61 0,50 -

-

Isolação EPR ou XLPE 1,15 1,12 1,08 1,04 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,65 0,58 0,5 0,41

C a p ít u l o Q u a tr o

Tabela 4.14 Fatores de correção para temperaturas ambientes diferentes de 20°C (temperatura do solo) para linhas subterrâneas Temperatura em °C Solo 15 20 25 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80

PVC 1,05 0,95 0,89 0,84 0,77 0,71 0,63 0,65 0,45 -

-

Isolação EPR ou XLPE 1,04 0,96 0,93 0,89 0,85 0,8 0,76 0,71 0,65 0,6 0,53 0,43 0,38

Tabela 4.15 Fatores de correção para cabos em eletrodutos enterrados no solo, com resistividade térmica diferente de 2,5 K>m/W a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência Resistividade térmica (K-m/W) Fator de correção

c) Agrupamento de circuitos

1 1,18

1,5 1,1

2 1,05

3 0,96

É caracterizado pelo agrupamento de 4 ou mais condutores, todos transportando a corrente de carga ao valor correspondente à sua corrente nominal para o método de referência adotado. De acordo com a NBR 5410/2004 devem ser seguidas as seguintes prescrições: - os fatores de correção são aplicáveis a grupos de condutores isolados, cabos unipolares ou cabos multipolares com a mesma temperatura máxima para serviço contínuo; - para grupos contendo condutores isolados ou cabos com diferentes temperaturas máximas para serviço contínuo, a capacidade de condução de corrente de todos os cabos ou condutores isolados do grupo deve sei baseada na menor das temperaturas máximas para serviço contínuo de qualquer cabo ou condutor isolado do grupo, afetada do valor de correção; - se, em virtude das condições de funcionamento conhecidas, um circuito, ou cabo multipolar, for previsto para conduzir não mais que 30% da capacidade de condução de corrente de seus condutores, já afetada pel° fator de correção aplicável, o circuito ou cabo multipolar pode ser omitido para efeito de obtenção do faW de correção do resto do grupo. A aplicação dos fatores de agrupamento de circuitos depende do método de referência adotado no projeto. As capacidades de condução de corrente indicadas nas Tabelas 4.35 e 4.36 são válidas para circuitos simP^ constituídos pelo seguinte número de condutores: - dois condutores isolados, dois cabos unipolares ou um cabo bipolar; - três condutores isolados, três cabos unipolares ou um cabo tripolar.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

131

Quando for instalado, num mesmo grupo, um número maior de condutores ou de cabos, devem ser aplicados os fatores de correção especificados nas Tabelas 4.16 , 4.17 , 4.18, 4.19 e 4.20, sabendo-se que: - somente os condutores efetivamente percorridos por corrente devem ser contados; - nos circuitos trifásicos equilibrados, o condutor neutro, suposto sem corrente, não deve ser contado; - o condutor neutro deve ser contado, quando efetivamente é percorrido por corrente, como no caso de circuitos trifásicos que servem à iluminação (circuitos supostamente desequilibrados); - os condutores destinados à proteção, condutores PE, não são contados; - os condutores PEN são considerados como condutor neutro; - os fatores de correção foram calculados admitindo-se todos os condutores vivos permanentemente carregados com 100% de sua carga. No caso de valor inferior a 100%, os fatores de correção podem ser aumentados conforme as condições de funcionamento da instalação. Tabela 4.16 Fatores de correção para agrupamento de circuitos ou cabos multipolares, aplicáveis aos valores de capacidade de condução de corrente dados nas Tabelas 4.35,4.36, 4.37 e 4.38 Item

2

[_ 3 4 5

Forma de agrupamento dos condutores Em feixe: ao ar livre ou sobre superfície; embutidos em condutos fechados Camada única sobre parede, piso, ou em bandeja não perfurada ou prateleira Camada única no teto Camada única em bandeja perfurada Camada única em leito, suporte, etc.

Número de circuitos ou de cabos multipolares 1

2

3

4

5

6

7

Tabelas dos métodos de 8 9 a 11 12 a 15 16 a 19 >20 referência

1,00 0,80 0,70 0,65 0,60 0,57 0,54 0,52 1,00 0,85 0,79 0,75 0,73 0,72 0,72 0,71 0,95

0,81

0,72 0,68 0,66 0,64 0,63

0,50

0,41

0,45

0,38

4.35 a 4.38 (métodos A a F)

0,70

0,62

0,61

1,00 0,88 0,82 0,77 0,75 0,73 0,73 0,72

0,72

1,00 0,87 0,82 0,80 0,80 0,79 0,79 0,78

0,78

4.35 e 4.36 (método C)

4.37 e 4.38 (métodos E e F)

Tabela 4.17 Fatores de correção aplicáveis a agrupamentos consistindo em mais de uma camada de condutores — Método de referência C (Tabelas 4.35 e 4.36), E e F (Tabelas 4.37 e 4.38) Quantidade de camadas 2 3 4 ou 5 6a8 9 e mais

Quantidade de circuitos trifásicos ou de cabos multipolares por camada 2 3 6a8 4 ou 5 9 e mais 0,68 0,62 0,60 0,58 0,56 0,62 0,57 0,55 0,53 0,51 0,60 0,55 0,52 0,51 0,49 0,58 0,53 0,48 0,51 0,49 0,56 0,51 0,46 0,49 0,48

C a p ít u l o Q u a tr o

Tabela 4.18 Fatores de agrupamento para cabos diretamente enterrados (cabos unipolares ou cabos multipolares diretamente enterrados a 0,70 m de profundidade) Número de circuitos 2 3 4 5 6

Distância entre cabos 1 diâmetro 0,125 m 0,25 in 0,50 m 0,80 0,85 0,90 0,90 0,70 0,75 0,80 0,85 0,70 0,60 0,75 0,80 0,70 0,55 0,65 0,80 0,55 0,60 0,70 0,80

Nula 0,75 0,65 0,60 0,55 0,50

Tabela 4.19 Fatores de agrupamento para linhas em eletrodutos enterrados (cabos multipolares em eletrodutos - 1 cabo por eletroduto) Número de circuitos 2 3 4 5 6

Espaçamento entre dutos Nulo 0,85 0,75 0,70 0,65 0,60

0,25 m 0,90 0,85 0,80 0,80 0,80

0,50 m 0,95 0,90 0,85 0,85 0,80

1,0 m 0,95 0,95 0,90 0,90 0,80

Tabela 4.20 Fatores de agrupamento para linhas em eletrodutos enterrados (cabos unipolares em eletroduto - 1 cabo por eletroduto) Número de circuitos 2 3 4 5 6

Espaçamento entre dutos Nulo 0,80 0,70 0,65 0,60 0,60

0,25 m 0,90 0,80 0,75 0,70 0,70

0,50 m 0,90 0,85 0,80 0,80 0,80

1,0 m 0,95 0,90 0,90 0,90 0,90

Para se utilizar os fatores de correção para agrupamento de cabos devem ser considerados os seguintes prin­ cípios: - se um grupamento é constituído tanto de cabos bipolares como de cabos tripolares, o número total de cabos é tornado igual ao número de circuitos e o fator de correção correspondente é aplicado às tabelas de 2 con­ dutores carregados, para cabos bipolares e às tabelas de 3 condutores carregados para os cabos tripolares. - se um grupamento consiste em N condutores isolados ou cabos unipolares, pode-se considerar tanto N/2 circuitos com 2 condutores carregados como N/3 circuitos com 3 condutores carregados. É bom esclarecer que a aplicação do fator de agrupamento sobre a capacidade nominal da corrente dos con­ dutores, estabelecida nas tabelas apresentadas, compensa o efeito Joule que resulta a elevação de temperatura provocada no interior do duto pela contribuição simultânea de calor de todos os cabos. Conseqüentemente, a ca­ pacidade de condução de corrente dos condutores fica reduzi.da, devendo-se projetar um cabo de seção superior, considerando-se inalterado o valor da carga.

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

133

Quando um grupo contiver cabos de dimensões diferentes devem ser aplicadas as seguintes prescrições: • os fatores de correção estabelecidos nas Tabelas 4.16 a 4.21 são aplicáveis a grupos de cabos semelhantes e igualmente carregados; • os cálculos dos fatores de correção para cada grupo contendo condutores isolados, cabos unipolares ou cabos mul­ tipolares de diferentes seções nominais depende da quantidade de condutores ou cabos e da faixa de seções. Tais fatores não podem ser tabelados e devem ser calculados caso a caso, utilizando-se por exemplo a NBR 11301; • são considerados semelhantes os cabos cujas capacidades de condução de corrente baseiam-se na mesma temperatura máxima para serviço contínuo e cujas seções nominais estão contidas no intervalo de 3 seções normalizadas sucessivas; • tratando-se de condutores isolados, cabos unipolares ou cabos multipolares de dimensões diferentes em condutos fechados ou em bandejas, leitos, prateleiras ou suportes, caso não seja viável um cálculo específico, deve-se utilizar a Eq. (4.59). F - fator de correção; N - número de circuitos ou cabos multipolares.

f

’ 7S

( 4 ' 5 9 )

Condutores em paralelo

Dois ou mais condutores podem ser ligados em paralelo na mesma fase, atendidas as seguintes prescrições: • de preferência, somente devem ser utilizados condutores em paralelo quando a seção for superior a 50 mm2; • devem ser tomadas todas as medidas para garantir que a corrente seja dividida igualmente entre os condu­ tores; • os condutores devem ser do mesmo material construtivo, ter a mesma seção nominal e aproximadamente o mesmo comprimento, não conter derivações e atender a uma das seguintes condições: - quando do uso de cabos unipolares com seção superior a 50 mm2, cada grupo deve conter todas as fases e o respectivo neutro, se existir, sendo as configurações escolhidas de modo a obter o maior equilíbrio possível entre as impedâncias dos condutores de cada fase; - quando do uso de cabos unipolares em trifólio, em formação plana ou em conduto fechado com condu­ tores de seção igual ou inferior a 50 mm2, cada grupo ou conduto fechado deve conter todas as fases e o respectivo neutro, se existir.

Determinação da seção dos condutores de circuitos trifásicos na presença de correntes harmônicas

A incorporação de cargas não-lineares aos sistemas elétricos de transmissão e distribuição tem aumentado, a cada dia, a circulação de correntes harmônicas, degradando a qualidade de energia elétrica e comprometendo o desempenho dos equipamentos.

Tabela 4.21 Número de condutores a ser considerado em função do tipo de circuito Esquema de condutores vivos do circuito Monofásico a dois condutores Monofásico a três condutores Duas fases sem neutro Duas fases com neutro Trifásico sem neutro Trifásico com neutro

Número de condutores carregados a ser adotado 2 2 2 3 3 3 ou 4

134

C a p ít u l o Q u a tr o

São clássicas as cargas geradoras de harmônicos que poluem os sistemas elétricos. Os retificadores, os freios i I de redução e os laminadores injetam harmônicos de diversas ordens no sistema. Também os transformadores em j I sobretensão são fontes de harmônicos de 3.a ordem. Quando num circuito trifásico com neutro, servindo a cargas não-lineares, cujos componentes harmônicos de 3.a ordem e seus múltiplos circulam nos condutores de fase numa taxa superior a 15%, deve ser considerado utn circuito a 4 condutores carregados. Neste caso, deve-se aplicar sobre a capacidade de corrente de 2 condutores de fases dadas nas Tabelas 4.35 a 4.38 o fator de correção, devido ao carregamento do neutro no valor de 0,86, independente do método de insta-l I lação utilizado. \ Quando num circuito trifásico a 4 ou 5 condutores (3F+N+PE) ou num circuito com duas fases e neutro, a taxa de harmônico e seusmúltiplos for superior a 33%, a corrente que circula no neutro émaior que a corrente I quecircula nos condutores de fase.Para determinar a seção do condutor neutro aplicar a Eq. (4.60), ou seja: K = Kn X /,. (4.60) § Kn - fator de correção de corrente para dimensionamento da seção do condutor neutro, dado na Tabela 4.22; I Ic - corrente de carga ou de projeto. Para determinar a corrente de carga em valor eficaz num circuito contendo componentes harmônicos, utilizar I a Eq. (4.61). I

=J//+X/'

(- )I 4 61

If - corrente de carga ou de projeto na freqüência fundamental.

]£/* = + 73" + + •••+ Pnk hh + hh + hh + ••• + Kh - correntes harmônicas de 2.a, 3.\ 4.a ... e de ordem n.

Critério do limite da queda de tensão

_ (4.62)1

Após o dimensionamento da seção do condutor pela capacidade de corrente de carga, é necessário saber se esta seção está apropriada para provocar uma queda de tensão no ponto terminal do circuito, de acordo com os valores mínimos estabelecidos pela norma NBR 5410/2004, ou obedecendo aos limites definidos pelo projetista para aquela planta em particular. 1 A queda de tensão entre a origem da instalação e qualquer ponto de utilização deve ser igual ou inferior aosl valores da Tabela 4.23 em relação à tensão nominal da instalação.

Tabela 4.22 Fatores de correção para determinação da corrente de neutro Taxa de terceira harmônica 33% a 35% 36% a 40% 41% a 45% 46% a 50% 51% a 55% 56% a 60% 61% a 65% >66%

Fator de correção Circuito trifásico Circuito com duas com neutro fases e neutro 1,15 1,15 1,19 1,19 1,24 1,23 1,35 1,27 1,45 1,3 1,55 1,34 1,64 1,38 1,73 1,41

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

res em cos de do um

4.35 a insta-

utro, a srrente

ja: (4.60)

Tabela 4.23 Limites de queda de tensão Início do sistema Terminais secundários do transformador

Situação Transformador de propriedade da unidade consumidora Transformador de propriedade da empresa distribuidora de energia elétrica Rede secundária de distribuição de propriedade da empresa distribuidora de energia elétrica Gerador de energia elétrica próprio da unidade consumidora

135

Queda de tensão

7%

Terminais secundários do transformador quando o ponto de entrega for localizado nesses terminais Ponto de entrega de energia

7%

Terminais de conexão do gerador com a rede da unidade consumidora

7%

5%

No cálculo da queda de tensão deve-se utilizar a corrente de projeto, ou seja: • circuitos de iluminação e tomadas: a corrente resultante da carga efetivamente computada para operar si­ multaneamente; • circuitos de motor: a corrente nominal do motor vezes o fator de serviço, quando houver; • circuitos de capacitores: 135% da corrente nominal do capacitor ou banco. Quando um motor é acionado, provoca no sistema uma queda de tensão bem superior aos valores aqui estabe­ lecidos por norma. Esta queda de tensão terá limites apropriados cujos valores são determinados no livro do autor, Instalações Elétricas Industriais, 6.a ed., Rio de Janeiro, LTC, 2001.

Queda de tensão em sistema monofásico (F-N) A queda de tensão em circuitos monofásicos é dada de forma aproximada pela Eq. (4.63). 200 X r ó X £ (Lc X / c) (mm2) S.. = av% x — ---------------

------------------------------------ |

(4.63)

p - resistividade do material condutor (cobre): 1/56 íl.mm2/m;

Lc - comprimento do circuito, em m; Ic - corrente total do circuito, em A;

AV% - queda de tensão máxima admitida em projeto, em %; Vfn - tensão entre fase e neutro, em V.

Queda de tensão em sistema trifásico (3F ou 3F-N) Os valores máximos de queda de tensão atribuídos pela NBR 5410 para unidades consumidoras atendidas por uma subestação referem-se somente aos circuitos secundários, cuja origem é a própria bucha de baixa tensão do transformador, apesar de, para efeitos legais, a origem da instalação ser o ponto de entrega de energia. A Fig. 4.34 mostra o ponto inicial do circuito a partir do qual devem ser consideradas as quedas de tensão regidas por norma. Convém lembrar que a queda de tensão AV% é tomada em relação à tensão nominal fase-fase V^-da instalação. Outrossim, existe uma grande diferença entre a queda de tensão num determinado ponto da instalação e a variação de tensão neste mesmo ponto. Ora, a queda de tensão num ponto considerado significa uma redução da tensão em relação a um valor base, normalmente a tensão nominal. Já a variação da tensão em relação a um determinado valor fixo, num ponto qualquer da instalação pode significar a obtenção de tensões abaixo ou acima do valor de referência. Pode-se exemplificar dizendo-se que a queda da tensão até o barramento de um CCM, cuja tensão no­ minal é de 380 V, vale 4% (0,04 X 380 = 15,2 V). No entanto, se o sistema de energia elétrica da concessionária não tem boa regulação, a tensão pode variar ao longo de um determinado período entre -5% e +5%, num total de 10% (valor oficialmente admitido pela legislação). Se a tensão pretendida no mesmo CCM é de 380 V, logo se observará neste ponto uma variação de tensão de 361 a 399 V.

136

C a p ít u l o Q u a tr o

Secundário do transformador

Motores

“ © AV1 %

AV2%

AV3%

Fig. 4.34 Diferentes trechos de um sistema de distribuição industrial A seção do condutor pode ser obtida de forma aproximada a partir de uma queda de tensão predeterminada, através da Eq. (4.64). „ 173,2 XpX E (Lc X/ c) / Sc = -------- ---------------------(mm2) (4.64) AV%XVff Vff - tensão entre fases, em volts.

'1 Sc

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.15 Calcular a seção do condutor que liga o QGF ao CCM, vistos na Fig. 4.34, sabendo-se que a carga é composta de 10 motores de 10 cv, IV pólos, 380 V, fator de serviço unitário, e o comprimento do circuito é de 150 m. Adotar o condutor isolado em PVC, instalado no interior de eletrodo de PVC, embutido em parede de alvenaria. A corrente de carga vale: /c = 10 x 15,4 = 154,0 A A seção mfnima do condutor vale: S0 = 3 # 70 mm2 (Tabela 4.35 - coluna B1 - justificada pela Tabela 4.11 - método de instalação 7) A seção mínima do condutor para uma queda de tensão máxima de 3% vale: xp x£(/, S„ = 173,2 AV% XV„

x/„) 173,2 x (1/56) X 150x154,0

3X380

Sc = 62,6mm2 -» Sc =3#70m m 2

Quando já se conhece a seção transversal dos condutores, a queda de tensão pode ser calculada com rigor através da Eq. (4.65). V 3 X L. X I X (R cos ò + X sen ó) AV% = --------------— ---------------------— (%) (4.65) 10 X Ncp X Vff Ic - corrente de carga, em A; R - resistência do condutor, em mfl/m; X - reatância do condutor, em míl/m; Vff- tensão entre fase, em V; Ncp - número de condutores em paralelo por fase.

Cabos de média

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

137

Os valores de resistência e reatância dos condutores isolados de baixa tensão estão determinados nas Tabelas 4.29, 4.30 e 4.31, considerando-se as seguintes condições: • os condutores estão instalados contíguos, em formação triangular (trifólio); • a temperatura adotada para o condutor é a de valor máximo permitido para a isolação; • os condutores são de encordoamento compacto; • os condutores não possuem blindagem metálica (condutores de baixa tensão). Quando um circuito é constituído de várias cargas ligadas ao longo de seu percurso e se deseja determinar a seção do condutor, pode-se aplicar com plenitude a Eq. (4.64), como se mostra no exemplo seguinte.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.16 Determinar a seção do condutor do circuito mostrado na Fig. 4.35, sabendo-se que serão utilizados condutores unipolares isolados em XLPE, dispostos no interior de canaleta ventilada construída no piso. A queda de tensão admitida será de 4%. Pelo critério da capacidade de corrente tem-se: /5 = 28 A /4 = 28,8 + 11,9 = 40,7 A /3 = 28,8 + 28,8 + 11,9 = 69,5 A /2 = 28,8 + 28,8 + 11,9 + 26 = 95,5 A /, = 28,8 + 28,8 + 11,9 + 26 + 7,9 = 103,4 A Sc = 25 mm2 (Tabela 4.36 - coluna B1 - justificada pela Tabela 4.11 - método de instalação 43) Pelo critério da queda de tensão e aplicando-se a Eq. (4.64), tem-se: 173,2 X (1/56) X [(7,9 X 8 ) + (26 X 18) + (28,8 X 24) + (11,9 X 38) + (28,8 X 49)] 4 X 380 Sc = 6,27mm2 -» S ,= 3 # 1 0 m m 2 Logo, o condutor adotado será de: Sc= 3 # 25 mm2 (XLPE/90°C - 0,6/1 kV)

Fig. 4.35 Circuito de distribuição com várias cargas

Cabos de média tensão

A instalação de cabos de média tensão pode ser feita de várias formas, muitas delas previstas pela NBR 14039/2003. Os métodos de referência para instalação dos condutores de média tensão previstos pela referida norma estão contidos na sua Seção 6.2.5.1. A mesma norma estabelece a capacidade de condução de corrente dos condutores de isolação XLPE e EPR nas tabelas 28 a 31 considerando os métodos de referência menciona­ dos. Sobre os valores de capacidade de corrente dos condutores das tabelas mencionadas devem ser aplicados os fatores de correção de temperatura, bem como os fatores de correção para os diversos métodos de referência, todos estabelecidos nas tabelas 32 e 38. As tabelas da NBR 14039/2003 foram elaboradas a partir de determinadas condições previstas no corpo da própria norma. O leitor pode também utilizar a capacidade de corrente dos cabos de média tensão dada nas Tabelas 4.29, 4.30,4.31,4.39 e 4.40, elaboradas por fabricantes de cabos, cujos valores diferem levemente dos valores da NBR 14039/2003, devido às condições particulares de instalação adotadas

C a p ít u l o Q u a tr o

Deve-se alertar que a capacidade de condução dos condutores de média tensão de um circuito para alimentar uma determinada carga pode ser calculada a partir da NBR 11301. Para cada maneira de instalar os condutores de média tensão (e também os de baixa tensão) obtêm-se valores de seção dos condutores diferentes para a mesma carga adotada. Na seção Capacidade de corrente para condutores enterrados se apresentou o processo de cálculo que permite determinar a capacidade de corrente dos condutores instalados diretamente enterrados. No entanto, será analisada nesta seção uma maneira simples de determinar a seção dos condutores, conhecidas as condições de sua instalação e quantidade de condutores agrupados num mesmo duto. Será, então, particularizada a instalação de condutores no interior de canaleta e eletrocalhas, casos muito comuns principalmente nas instalações industriais. Todo o cálculo é baseado nas perdas dissipadas pelos condutores e a conseqüente elevação de temperatura da isolação. As perdas geradas têm três origens: perdas no condutor, perdas na blindagem e perdas no dielétrico, como já se estudou anteriormente. O seu valor é dado pela Eq. (4.66), ou seja: (4.66) PK = Pc + P„ + P„ Ptc - perdas totais no cabo, em W/m; Pc - perdas no condutor, em W/m; Pb - perdas na blindagem, em W/m; Pâ - perdas no dielétrico, em W/m, de acordo com a Eq. (4.5).

(4.67) | Rp - resistência de seqüência positiva do condutor, em míl/m; Ic - corrente de carga a ser transportada pelo condutor, em A. p„ = r „ x n

(4.68)

Rb - resistência da blindagem [veja Eq. (4.15)]; Ib - corrente circulante na blindagem [veja Eq. (4.23)].

É importante frisar que, para se determinar a seção dos condutores de vários circuitos numa determinada condição, é necessário se arbitrar inicialmente uma seção nominal em função da corrente de carga. Na prática, escolhe-se uma seção nominal quase duas vezes superior àquela correspondente à instalação de apenas três con­ dutores ao ar livre. Para compensar as perdas deve-se aumentar a seção transversal dos condutores, o que é feito calculando-se e aplicando-se os fatores de correção correspondentes, como é mostrado a seguir.

Fator de correção da capacidade de condução de corrente devido ao acréscimo de temperatura na canaleta Este fator pode ser dado pela Eq. (4.69).

(4.69) Ta - temperatura máxima do ambiente da canaleta, antes da energização dos cabos, em °C; T0o"- temperatura máxima do condutor em regime de operação, em °C, em função da sua isolação;

Aí - acréscimo de temperatura na canaleta. O seu valor pode ser calculado pela Eq. (4.70). AíO valor de Fc corrige apenas o acréscimo de temperatura no interior da canaleta devido às perdas Joule e à entrada em operação do sistema. Além disso, é necessário se proceder à correção do agrupamento dos cabos, c também necessário se corrigir o efeito da temperatura ambiente, quando esta for diferente da considerada, o que pode ser feito através da Tabela 4.13. AT = 0,333 X ^ (°C) pr

Pe - perímetro enterrado da seção transversal da canaleta, em mm.

(4.70)

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

139

Vale ressaltar que esse procedimento pode ser estendido também aos condutores de baixa tensão, fazendo-se apenas as perdas na blindagem metálica nulas.

Fator de correção da capacidade de condução de corrente para condutores instalados em eletrocalhas Neste caso pode-se utilizar a Tabela 4.24, em função das disposições dos condutores. Para outras disposições diferentes da Tabela 4.24, deve-se recorrer à NBR 14039/2003 ou a um catálogo especializado de cabo do fabri­ cante, do qual serão adotados os parâmetros para o projeto da instalação.

Fator de correção de temperatura

Quando os condutores estão instalados no interior de um duto a uma temperatura diferente de 30°C, a sua capacidade de condução de corrente à NBR 14039/2003 ou a é alterada segundo os fatores de correção dados na Tabela 4.13, o que já foi explanado anteriormente. Tabela 4.24 Fatores de agrupamento de cabos primários - Ficap Cabos instalados em eletrocalhas

'

$L0 S)

Número de eletrocalhas

16

£ÉS £L£L

©0 0 00

(*L£)0_£> D

.

,D ,

Cabos fixados em estruturas ou paredes 2 cm

1

Número de sistemas

1

2

3

0,92

0,89

0,88

0,87

0,84

0,83

0,84

0,82

0,81

0,82

0,80

0,79

0,95

0,90

0,88

0,90

0,85

0,83

0,88

0,83

0,81

0,86

0,81

0,79

1,00

0,97

0,96

0,97

0,94

0,93

0,96

0,93

0,92

0,94

0,91

0,90

1,00

0,98

0,96

1,00 1,00 1,00

0,95

0,93

0,94 0,93

0,92 0,90

1,00

1,00

1,00

0,94

0,91

0,89

0,89

0,86

0,84

Observações

Aplicar estes fatores aos valores de capacidade de corrente para 3 cabos singelos instalados ao ar livre em formação horizontal

Aplicar estes fatores aos valores de capacidade de corrente para 3 cabos singelos instalados ao ar livre em formação trifólio

Aplicar estes fatores aos valores de capacidade de corrente para 3 cabos singelos instalados ao ar livre em formação horizontal Aplicar estes fatores aos valores de capacidade de corrente para 3 cabos singelos instalados ao ar livre em formação trifólio

Aplicar estes valores de capacidade de corrente para 3 cabos singelos instalados ao ar livre, em formação horizontal

C a p ít u l o Q u a t r o

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 4.17

Determinar as correntes nos circuitos trifásicos instalados na canaleta mostrada na Fig. 4.36, sabendo-se que as suas cs racterísticas básicas são dadas na Tabela 4.25. A temperatura ambiente é considerada igual a 30°C, enquanto a temperatur admitida no interior da canaleta antes da operação dos cabos é de 35°C. Como prática de cálculo, adotar uma seção inicial que corresponda, aproximadamente, a 170% da corrente de carga prevista para instalação ao ar livre, conforme se faz na Tabela 4.25, utilizando a Tabela 4.29. Para melhor compreensão, serão demonstrados todos os cálculos apenas para o circuito A. No final, serão totalizados o; resultados de todos os circuitos na Tabela 4.25.0 leitor poderá desenvolver os cálculos dos demais circuitos.

Tabela 4.25 Características dos circuitos Circuito

Tensão do sistema

Seção escolhida

Corrente carga

Tipo de isolação

A B C D

kV 13,80 13,80 13,80 13,80

mm2 150 120 240 400

A 230 210 295 382

PVC PVC PVC PVC

Fig. 4.36 Instalação dos cabos na canaleta a) Cálculo das perdas nos condutores P„ =10-'° x l ( f l p x / | ) fí2 = R, X [1 + a (T2 - 7,)] Para o condutor de 150 mm2 - PVC fl, = 0,1601 mílm (Tabela 4.29) R2 =0,1601 X [1 + 0,00393 X (70 -2 0 )] = 0,1915 mílm Para o condutor de 120 mm2 - PVC R2 = 0,1993 x [1 + 0,00393 x (70 - 20)] = 0,2384 mílm Para o cabo de 240 mm2 - PVC = 0,1018 x [1 + 0,00393 X (70 - 20)] = 0,1218 mílm Para o cabo de 400 mm2 - PVC R2 = 0,0640 x [ l + 0,00393 x (70 - 20)] = 0,0765 mílm

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Com os valores das resistências dadas nas tabelas mencionadas, tem-se: 1 [RP X I!) = 10“3 X (3 X 0,1915 X 2302 + 3 X 0,2384 X 2102 + 3 x 0,1218 X 2952 + 3 X 0,0765 X 3822 X (fíp X /j) = 127,2 W/m b) Cálculo das perdas dielétricas • Diâmetro sobre a isolação DSI■= Dc + 2 X £) + 2 x Ebl Ebi = 0,8 mm (considerado para todos os cabos) Dsl = 14,4 + 2 x 4,5 + 2 x 0,8 = 25 mm • Capacitância dos condutores 0,0556 x 5 = 0,623 /xF/km C= 25 In \ 14,4 + 2 x0 ,8 Perdas dielétricas =3 X 0,3769 X ^ 13,8 x s (C x tg S) 2 (C X tg 8) = 0,0623 + 0,0572 + 0,0742 + 0,0910 = 0,284 tg S - valores encontrados na Tabela 4.4. Considerando somente 0 circuito A, as perdas dielétricas valem: Pld = 4,47 W/m As perdas totais nos dielétricos envolvendo todos os circuitos valem: ptd = 4,47 + 4,10 + 5,32 + 6,53 = 20,42 W/m c) Cálculo das perdas na blindagem • Diâmetro médio da blindagem Dmb = Dc + 2 X Ebi + 2 X Ebe + 2 x E, Dmb = 14,4 + 2 x 0,8 + 2 x 0,8 + 2 x 4,5 = 26,6 mm • Diâmetro médio geométrico Dmg = 1,26 x D = 1,26 x 100 = 126 mm D = 100 mm (veja Fig. 4.36) • Área da blindagem metálica Sb = 7 rX E „x Dml Sb = 7Tx 0,3 X 26,60 X

100

2 X (100 -

100 2 X (100-30)

E„ = 0,30 mm (valor admitido para todos os cabos) Sb = 21,188 mm 2 • Resistência da blindagem metálica D = 1. 00 0x a x K 4x 1_+ ab X (Tb /_ - 20) Rb -------------------pb = 1/56 íl.m m 2/m K4 = 1,65 (blindagem de fita de cobre)
„ =--------1.000x1/56x1,65 1 R„ --------— X r|1L+ 0,00393 X (70 21,188 v - 20) Rb =1,664mfí/m Reatância da blindagem metálica r2 x n X b = 0 ,0 7 5 4 X In Dm

141

142

C a p ít u l o Q u a tr o

2x126 ^ =0,169 ma/m (---------26,60 )

'

• Tensão na blindagem metálica Da Eq. (4.22), tem-se: 2XD

(

‘-'mb

lc = 230 A (Tabela 4.36) J 2 X 126V 26,60 JI = 38,994 mV/m V„ = 0,0754 X 230 X Iní^ 2-'~ • Corrente da blindagem metálica Da Eq. 4.23, tem-se: , 38,994 ------_ 23|3 i A y1,6642 + 0,1692 Perdas da blindagem metálica P„ = 3 x 1 0 -3 x S ^ x / j ) Considerando somente o circuito A, as perdas dielétricas valem: Pb = 3 X 10“3 X 1,664 X 23,312 = 2,712 W/m As perdas totais na blindagem envolvendo os demais circuitos valem: Ptb = 9,89 W/m • Perdas totais nos circuitos pK = 127,2 + 20,42 + 9,89 = 157,5 W/m • Perímetro enterrado da canaleta Pe = (1 X L + 2 X H)/100 = (1 X 90 + 2 X 102,6)/100 = 2,952 m • Variação da temperatura no interior da canaleta De acordo com a Eq. (4.70), vale: AT„ = 0,333 X ^P = 0,333 X 157 - ^ 25 = 17 7°C Pe 2,952 d) Fator de correção O fator de correção para o cabo PVC vale: T00 - T a3 -A T se - 17 0--------------3 5 -1 7 ,7— = 0,70 7 0 -3 5

Tabela 4.26 Quadro-resumo Circuito A B C D

Corrente (A)

Seção arbitrada mm2

Carga

150 120 240 400

230 210 295 382

Máxima admissível 407 361 521 663

Fatores de correção Fc F, 0,70 0,70 0,70 0,70

0,94 0,94 0,94 0,94

Fatores de correção finais

Corrente corrigida (A)

0,66 0,66 0,66 0,66

268 238 343 437

\

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

143

• Fatores de correção resultante Correspondem à correção da temperatura ambiente associada a Fc anteriormente calculado: Fa = Fc x F, F, = 0,94 (Tabela 4.13 para isolação PVC) Fcl = 0,70 X 0,94 = 0,65 Portanto, a capacidade de corrente da seção dos condutores do circuito A vale: le = 407 X 0,66 = 268 A Com base no desenvolvimento dos cálculos podem-se apresentar os resultados obtidos no quadro da Tabela 4.26. Pode-se concluir que: • a seção de todos os condutores está compatível com a corrente de carga; • se a corrente corrigida fosse inferior à corrente de carga seria necessário se proceder a um novo cálculo elevando-se inicialmente a seção dos condutores.

Fatores de correção para cabos diretamente enterrados

Quando dois ou mais circuitos em disposição plana são instalados diretamente no solo, a sua capacidade de corrente deve ser reduzida relativamente à capacidade de corrente referida a um circuito e dada nas Tabelas 4.29, 4.30, 4.31, 4.39 e 4.40. Os fatores de correção são, respectivamente, iguais a 0,8 e 0,78 para cabos de seção de até 120 mm2 e superior a 120 mm2, respectivamente. Estes fatores devem ser aplicados sobre as correntes dos condutores instalados diretamente enterrados e constantes das tabelas anteriormente mencionadas.

4.4 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Devido à grande diversidade dos cabos estudados neste capítulo, deixa-se para o leitor a relação das normas brasileiras a serem pesquisadas nas quais estão descritos todos os ensaios necessários ao recebimento de cabos elétricos. • NBR 5111 - Fios e cabos de cobre nu de seção circular para fins elétricos - Especificação. • NBR 5368 - Fios de cobre mole estanhados para fins elétricos - Especificação. • NBR 6148 - Fios e cabos com isolação sólida extrusada de cloreto de polivinila para tensões até 750 V - Sem cobertura - Especificação. • NBR 6251 - Construção de cabos de potência com isolação sólida extrusada para tensões de 1 a 35 kV Padronização. • NBR 7283 - Cabos de potência com isolação sólida extrusada de polietileno termofixo para tensões de 0,6/1 kV - Sem cobertura - Especificação. • NBR 7286 - Cabos de potência com isolaçãosólida extrusada de borracha etileno-propileno (EPR) para tensões de 1 a 35 kV - Especificação. • NBR 7288 - Cabos de potência com isolação sólida decloreto de polivinila (PVC) para tensões de 1 a 20 kV - Especificação. • NBR 7287 - Cabos de potência com isolação sólida extrusada de polietileno reticulado (XLPE) para tensões de 1 a 35 kV - Especificação.

4-5 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

No pedido de compra de um condutor devem constar no mínimo as seguintes informações: • seção quadrática (mm2); • tipo do material condutor (cobre ou alumínio); • número de condutores do cabo: 1, 2, 3 e 4; • tipo (nu ou isolado); • tipo da isolação: PVC, EPR ou XLPE; • tensão nominal da isolação: VJV (se isolado); • outros dados: serão fornecidos ao fabricante de acordo com as particularidades da instalação, tais como tipo e natureza da proteção metálica, espessura e material da capa de proteção externa, etc.

Tipo da isolação 0,6/1 kV Cabo isolado em PVC

Cabo unipolar com isolação PVC

Cabo isolado unipolar com isolação XLPE

Cabo unipolar com isolação EPR

Elementos Número de fios Diâmetro do condutor - mm Espessura da isolação - mm Diâmetro externo - mm Peso - kg/km Número de fios Diâmetro do condutor - mm Espessura da isolação - mm Espessura da cobertura - mm Diâmetro externo - mm Peso - kg/km Número de fios Diâmetro do condutor - mm Espessura da isolação s/cob.- m Espessura da isolação c/cob.,- m Espessura da cobertura - mm Diâmetro externo s/cob.- mm Diâmetro externo c/cob.- mm Peso com cobertura - kg/km Número de fios Diâmetro do condutor - mm Espessura da isolação - mm Espessura da cobertura - mm Diâmetro externo - mm Peso - kg/km

Seção dos condutores (m m 2) 1,5 7 1,56 0,7 3 21 7 1,56 0,8 0,9 5,2 38 7 1,56 1,2 1 0,9 4,1 5,5 40 7 1,56 1 0,9 5,5 43

2,5 7 2,01 0,8 3,7 33 7 2,01 0,8 0,9 5,6 51 7 2,01 1,2 1 0,9 4,5 6 52 7 2,01 1 0,9 6 56

4 7 2,55 0,8 4,3 49 7 2,55 1 1 6,8 76 7 2,55 1,2 1 1 5,1 6,8 73 7 2,55 1 1 6,8 77

6 10 16 7 7 7 3,12 3,72 4,71 0,8 1 1 4,9 5,9 6,9 69 114 172 7 7 7 3,12 3,72 4,71 1 1 1 1 1 1 7,3 7,9 9 99 142 204 7 7 7 3,12 3,72 4,71 1,2 1,6 1,6 1 1 1 1 1 1 5,7 7,2 8,3 7,3 8 9 95 138 200 7 7 7 3,12 3,72 4,71 1 1 1 1 1 1 7,3 8 9 100 142 205

25 7 5,87 1,2 8,5 268 7 5,87 1,2 1,1 10,8 309 7 5,87 1,6 1,2 1,1 9,4 10,8 303 7 5,87 1,2 1,1 10,8 311

35 50 7 19 6,95 8,27 1,2 1,4 9,6 11,4 364 518 7 19 6,95 8,27 1,2 1,2 1,1 1,2 12 13,9 411 578 7 19 6,95 8,27 2 1,6 1,2 1,4 1,1 1,2 10,6 12,7 12 13,9 403 566 7 19 6,95 8,27 1,2 1,4 1,2 1,1 12 13,9 412 579

70 95 120 150 185 240 19 19 37 37 37 61 9,75 11,4 12,8 14,4 16 18,2 2 2,2 1,4 1,6 1,6 1,8 12,9 15,1 16,5 18,5 20,7 23,4 710 961 1193 1500 1851 2390 19 19 37 37 37 61 9,75 11.4 12,8 14,4 16 18,2 1,4 1,6 1,6 1,8 2,2 2,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 1,6 15,5 17,7 19,2 21,4 23,8 26,7 777 1044 1289 1608 1979 2445 19 37 37 37 61 19 9,75 11,4 12,8 14,4 16 18,2 2,4 2,4 2,4 2,4 2 2 2 2,2 1,4 1,6 1,6 1,8 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 1,6 14,3 16 18,3 19,9 21,6 23,9 15,5 17,7 19,2 21,4 23,8 26,7 762 1024 1266 1579 1942 2498 19 19 37 37 37 61 9,75 11,4 12,8 14,4 16 18,2 2 2,2 1,4 1,6 1,6 1,8 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 1,6 15,5 17,7 19,2 21,4 23,8 26,7 778 1046 1291 1610 1981 2548

300 61 20,4 2,4 26 2983 61 20,4 2,4 1,7 29,6 3163 61 20,4 2,8 2,4 1,7 26,9 29,5 3105 61 20,4 2,4 1,7 29,5 3167

400 61 23,6 2,6 29,7 3995 61 23,6 2,6 1,8 33,5 4170 61 23,6 2,8 2,6 1,8 30,2 33,5 4096 61 23,6 2,6 !.
500 61 26,7 2,8 33,3 4931 61 26,7 2,8 1,9 37,1 5183 61 26,7 2,8 2,8 1,9 33,4 37,5 5092 61 26,7 2,8 1,9 37,5 5178

C apítulo Q uatro

Tabela 4.27 Características construtivas dos cabos de energia singelos de baixa tensão

Tb b e la 4.28 C a ra c te rís tic a s c o n stru tiv a s dos c a b o s d e e n e rg ia de m éd ia ten são

Cabos singelos (mm2)

Tipo da Seção dos condutores isolação Tensão de isolação (kV) VJV N ú m ero de fios D iâm etro do c o n d u to r - m m C abo E sp essu ra d a iso lação - m m iso lado E sp essu ra d a co b ertu ra - m m em PV C D iâm etro externo - m m P eso - kg /km N ú m ero d e fios D iâm etro d o c o n d u to r - m m C abo E sp essu ra d a iso lação - m m E sp essu ra d a c o b ertu ra - m m em X L P E D iâm etro externo - m m P eso - kg /km N ú m ero de fios D iâm etro do c o n d u to r - m m C abo E sp essu ra da iso lação - m m iso lado E sp essu ra d a c o b ertu ra - m m em E P R D iâm etro externo - m m P eso - kg /km

Cabos de 3 condutores

N úm ero d e fios D iâm etro do co n d u to r - m m C abo E sp essu ra d a iso lação - m m E em X L P E sp essu ra da co b ertu ra - m m D iâm etro externo - m m P eso - kg /km N ú m ero de fios D iâm etro do co n d u to r - m m C abo E sp essu ra da iso lação - m m iso lado E sp essu ra d a co b ertu ra - m m em E P R D iâm etro externo - m m P eso - kg /km

Seção dos condutores 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 8,7/15 12/20 7 5,87 4,5 1,4 23,3 641 7 5,87 4,5 1,4 23,3 646 7 5,87 4,5 1,4 23,3 710 7

5,87 4,5 2,2 51,4 2989 7 5,87 4,5 2,2 51,4 3194

-

-

-

-

-

7 6,95 4,5 1,5 24,6 767 7 6,95 4,5 1,5 24,6 774 7 6,95 4,5 1,5 24,6 844

7 6,95 5,5 1,5 26,7 840 7 6,95 5,5 1,5 26,7 846 7 6,95 5,5 1,5 26,7 940

7

7

6,95 4,5 2,2 53,8 3451 7 6,95 4,5 2,2 53,8 3665

6,95 5,5 2,4 58,6 4111 7 6,95 5,5 2,4 58,6 4190

19 8,27 4,5 1,5 26 934 19 8,27 4,5 1,5 26 943 19 8,27 4,5 1,5 26 1020

19 8,27 5,5 1,6 28,2 1022 19 8,27 5,5 1,6 28,2 1031 19 8,27 5,5 1,6 28,2 1134

19 9,75 4,5 1,5 27,5 1163 19 9,75 4,5 1,5 27,5 1162 19 9,75 4,5 1,5 27,5 1247

19 8,27 5,5 1,6 29,8 1242 19 8,27 5,5 1,6 29,8 1255 19 8,27 5,5 1,6 29,8 1367

19 11,4 4,5 1,6 29,4 1426 19 11,4 4,5 1,6 29,4 1443 19 11,4 4,5 1,6 29,4 1337

19 8,27 4,5 2,3 56,9 4641 19 8,27 4,5 2,3 56,9 4347

19 8,27 5,5 2,5 62,2 5024 19 8,27 5,5 2,5 62,2 4956

19 9,75 4,5 2,5 61 6592 19 9,75 4,5 2,5 61 5285

19 8,27 5,5 2,7 65,7 6048 19 8,27 5,5 2,7 65,7 5833

19 19 37 37 37 37 11,4 11,4 12,8 12,8 14,4 14,4 4,5 5,5 4,5 5,5 4,5 5,5 2,6 2,7 2,7 2,8 2,8 2,9

64,9 6562 19 11,4 4,5 2,6 64,9 6337

19 11,4 5,5 1,7 31,7 1525 19 11,4 5,5 1,7 31,7 1542 19 11,4 5,5 1,7 31,7 1166

69,6 7035 19 11,4 5,5 2,7 69,6 6942

37 12,8 4,5 1,7 31,1 1697 37 12,8 4,5 1,7 31,1 1718 37 12,8 4,5 1,7 31,1 1821

68,3 7575 37 12,8 4,5 2,7 68,3 7348

37 12,8 5,5 1,7 33,1 1788 37 12,8 5,5 1,7 33,1 1809 37 12,8 5,5 1,7 33,1 1943

72,9

37 14,4 4,5 1,7 32,7 2004 37 14,4 4,5 1,7 32,7 2031 37 14,4 4,5 1,7 32,7 2142

72

8202 8770

37

37

12,8 14,4 5,5 4,5 2,8 2,8

72,9 72 7984 8541

37 14,4 5,5 1,8 35 2115 37 14,4 5,5 1,8 35 2140 37 14,4 5,5 1,8 35 2286

37 16 4,5 1,8 34,6 2373 37 16 4,5 1,8 34,6 2406 37 16 4,5 1,8 34,6 2525

37 16 5,5 1,8 36,7 2474 37 16 5,5 1,8 36,7 2507 37 16 5,5 1,8 36,7 2663

37 37 16 16 4,5 5,5 2,9 3 76,6 75,8 80,9 9535 37 37 37 14,4 16 16 5,5 4,5 5,5 2,9 2,9 3 76,6 75,8 80,9 9212 9902 -

37 18,2 4,5 1,8 36,9 2919 37 18,2 4,5 1,8 36,9 2962 37 18,2 4,5 1,8 36,9 3094

37 18,2 5,5 1,9 39,2 3044 37 18,2 5,5 1,9 39,2 3087 37 18,2 5,5 1,9 39,2 3257

37 37 18,2 18,2 4,5 5,5 3,1 3,2 81,6 86,2 37

37

18,2 18,2 4,5 5,5 3,1 3,2 81,6 86,2

-

-

61 20,4 4,5 1,9 39,3 3527 61 20,4 4,5 1,9 39,3 3580 61 20,4 4,5 1,9 39,3 3724

61 20,4 5,5 2 41,6 3674 61 20,4 5,5 2 41,6 3227 61 20,4 5,5 2 41,6 3913

61 23,6 4,5 2 42,8 4532 61 23,6 4,5 2 42,8 4603 61 23,6 4,5 2 42,8 4765

61 23,6 5,5 2,1 45,1 4677 61 23,6 5,5 2,1 45,1 4748 61 23,6 5,5 2,1 45,1 4955

61 26,7 4,5 2,1 46,2 5523 61 26,7 4,5 2,1 46,2 5612 61 26,7 4,5 2,1 46,2 5790

61 26,7 5,5 2,2 48,5 5689 61 26,7 5,5 2,2 48,5 5778 61 26,7 5,5 2,2 48,5 6006

Tabela 4.29 Parâmetros elétricos dos cabos de energia isolados - PVC Correntes nominais Resistência e reatâncias em mohm/m

Seção Duto único kV do condutor 0,6/1 8,7/15 mm2

Ao ar livre kV 0,6/1

8,7/15

Dir. enterrado kV

Canaleta (1) kV

Eletroduto kV

0,6/1

0,6/1

0,6/1

8,7/15

8,7/15

*„(D kV

*,(1) kV

8,7/15

0,6/1

8,7/15

0,6/1

X; (l) kV

* e (D

kV

8,7/15

0,6/1

8,7/15

0,6/1

KW kV

8,7/15 0,6/1 8,7/15

ohm/km

-

ohm-km

Cabos unipolares 1,5 2,5 4

6

10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500

20 26 34 43 57 75 98 119 148 180 216 248 282 320 371 420 486 541

-

-

119 143 174 210 248 282 319 358 411 462 533 592

26 35 46 59 79 106 140 173 217 269 329 382 438 506 597 687 821 942

-

-

154 185 224 270 318 361 407 454 521 578 663 735

30 40 51 64 85 111 141 171 280 251 297 338 381 429 494 557 648 726

-

-

154 185 224 270 318 361 407 454 521 578 663 735

23 32 42 53 70 93 122 149 184 225 271 311 354 403 469 533 625 706

-

-

125 151 184 223 264 301 441 383 440 490 567 630

18 24 32 40 53 76 99 121 151 184 221 269 306 349 403 475 547 604

118 143 175 212 251 299 340 381 439 509 586 648

14,8130 8,8882 5,5518 3,7035 2,2221 1,3889 0,8891 0,6353 0,4450 0,3184 0,2352 0,1868 0,1502 0,1226 0,0958 0,0781 0,0608 0,0507

0,9482 0,6777 0,4748 0,3397 0,2509 0,1993 0,1601 0,1306 0,1018 0,0827 0,0640 0,0531

0,1378 0,1345 0,1279 0,1225 0,1207 0,1173 0,1640 0,1128 0,1127 0,1076 0,1090 0,1076 0,1074 0,1073 0,1070 0,1086 0,1058 0,1051

0,8755 0,6255 0,4381 0,3133 0,2313 0,1837 0,1476 0,1206 0,0942

0,0900 0,0900 0,0900 0,0900 0,0900 0,0800 0,0800 0,0800 -

-

mm ~ -

0,1924 0,1838 0,1748 0,1651 0,1599 0,1554 0,1503 0,1466 0,1417 0,1378 0,1333 0,1297

16,6130 10,6880 7,3551 5,3034 4,0221 3,1889 2,6891 2,4353 2,2450 2,1184 2,0352 1,9868 1,9502 1,9226 1,8958 1,8781 1,8608 1,8550

0,1600 0,1500 0,1400 0,1300 0,1300 0,1200 0,1200 0,1200 0,1100

1,0520 0,8020 0,6150 0,4910 0,4170 0,3620 0,3240 0,2990 0,2730

-

-

2,8220 2,5443 2,3323 2,1858 2,0829 2,0184 1,9644 1,9189 1,8678 1,8254 1,7721 1,7271

2,9262 2,8755 2,8349 2,8000 2,7639 2,7173 2,6692 2,6382 2,5991 2,5681 2,5325 2,5104 2,4843 2,4594 2,4312 2,4067 2,3757 2,3491

1,8222 1,7669 1,7047 1,6399 1,5721 1,5179 1,4606 1,4059 1,3364 1,2718 1,1859 1,1108

1,0530 0,8030 0,6150 0,4900 0,4080 0,3610 0,3250 0,2980 0,2710

2,1718 2,1550 2,1419 2,1265 2,1146 2,1038 2,0951 2,0869 2,0762

2,2398 2,2190 2,1969 2,1745 2,1586 2,1448 2,1221 2,1199 2,1052

-

-

-

-

-

-

-

f/m -

-

-

HH 17.032 15.432 13.857 12.443 11.167 10.028 9.448 8.709 7.882 7.208 6.411 5.798

Cabos tripolares 25 89 110 100 121 132 118 93 114 89 35 108 129 123 148 142 159 114 138 108 50 134 154 154 183 173 190 142 134 165 70 163 185 189 225 209 228 173 199 163 95 196 217 230 269 247 268 209 236 205 120 224 247 304 266 308 282 240 270 235 150 255 304 . 178 352 317 341 273 266 305 185 288 312 348 356 398 382 310 343 301 240 332 359 405 465 406 440 359 398 357 São as seguintes as condições de cálculo desta tabela: 1 - Para Rp, Xp, Rv Xzos cabos estão instalados juntos na configuração plana. 2 - Foi adotada a temperatura máxima admitida pela isolação dos condutores. 3 - Para R. e X. dos cabos unipolares de AT considerou-se o retomo da corrente pela blindagem metálica e pelo terra. 4- -

^

R , e X t dos cabos unipolares d e B T considerou-se o retorno d a corrente som ente p e lo terra. tio ho\ o

fo'\ consVdciada dc \0 0 oY\m/m no caso do s cab os unipolares.

109 132 161 197 236 271 309 349 408

0,875 0,6253 0,4382 0,3136 0,2371 0,1845 0,1465 0,1216 0,0954

*

T a b e la 4.30 P a r â m e tr o s e lé tr ic o s d o s c a b o s d e e n e r g ia is o la d o s - X L P E

-

17.032 15.432 13.857 12.443 11.167 10.028 9.448 8.709 7.882

T abela 4 .30 P a râ m e tro s elétrico s dos ca b o s de e n erg ia iso lad o s —X L P E

/ Seção í Duto único do kV condutor 0,6/1 8,7/15 mm2 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500

23 30 40 50 67 87 114 139 172 209 252 289 328 373 432 488 565 630

-

129 155 189 228 270 307 347 389 447 502 579 643

C orrentes nominais

Ao ar livre kV 0,6/1

8,7/15

Dir. enterrado kV 0,6/1

8,7/15

Resistência e reatâncias

Canaleta (1) kV 0,6/1

8,7/15

Eletroduto kV 0,6/1

(D kV

*P(D kV

R„

8,7/15

0,6/1

8,7/15

0,6/1

31 42 55 70 95 126 168 207 260 322 393 457 524 605 714 822 982 1126

w m -

UH

190 209 287 357 425 490 526 640 752 826 1026 1174

34 46 60 75 99 130 164 198 241 291 345 393 443 499 574 647 753 845

-

m u 168 202 246 296 351 399 451 507 584 659 767 861

«,(1) kV

8,7/15

0,6/1

8,7/15

Xc(l) kV

X;(D kV 0,6/1

8,7/15 0,6/1 8,7/15

ohm/km

ohrríkm

Cabos unipolares 28 38 50 63 84 111 145 178 220 269 324 372 423 482 561 637 748 844

-

-

w m -

161 194 238 288 342 392 444 502 581 658 770 867

22 29 38 48 64 91 119 145 180 220 264 322 366 417 482 586 654 722

-

-

141 170 208 352 299 356 404 454 523 606 698 772

14,8130 8,8882 5,5518 3,7035 2,2221 1,3889 0,8891 0,6553 0,4450 0,3184 0,2352 0,1868 0,1502 0,1226 0,0958 0,0781 0,0608 0,0507

0,9482 0,6777 0,4748 0,3397 0,2509 0,1993 0,1601 0,1306 0,1018 0,0827 0,0640 0,0531

0,1378 0,1345 0,1279 0,1225 0,1207 0,1173 0,1640 0,1128 0,1127 0,1076 0,1090 0,1076 0,1074 0,1073 0,1070 0,1086 0,1058 0,1051

0,1924 0,1838 0,1748 0,1651 0,1599 0,1554 0,1503 0,1466 0,1417 0,1378 0,1333 0,1297

16,6130 10,6880 7,3551 5,3034 4,0221 3,1889 2,6891 2,4353 2,2450 2,1184 2,0352 1,9868 1,9502 1,9226 1,8958 1,8781 1,8608 1,8550

2,8220 2,5443 2,3323 2,1858 2,0829 2,0184 1,9644 1,9189 1,8678 1,8254 1,7721 1,7271

2,9262 2,8755 2,8349 2,8000 2,7639 2,7173 2,6692 2,6382 2,5991 2,5681 2,5325 2,5104 2,4843 2,4594 2,4312 2,4067 2,3757 2,3491

0,8755 0,6255 0,4381 0,3133 0,2313 0,1837 0,1476 0,1206 0,0942

0,0900 0,0900 0,0900 0,0900 0,0900 0,0800 0,0800 0,0800 -

0,1600 0,1500 0,1400 0,1300 0,1300 0,1200 0,1200 0,1200 0,1100

1,0520 0,8020 0,6150 0,4910 0,4170 0,3620 0,3240 0,2990 0,2730

1,0530 0,8030 0,6150 0,4900 0,4080 0,3610 0,3250 0,2980 0,2710

2,1718 2,1550 2,1419 2,1265 2,1146 2,1038 2,0951 2,0869 2,0762

2,2398 2,2190 2,1969 2,1745 2,1586 2,1448 2,1221 2,1199 2,1052

RB

Cabos tripolares 25 104 128 119 152 137 158 11 140 106 35 126 151 147 183 165 188 136 167 129 50 156 180 184 224 202 226 169 199 160 70 190 215 226 271 243 266 207 238 195 95 228 525 275 323 288 312 250 281 245 120 261 287 318 368 328 352 287 321 281 150 296 322 363 418 368 395 326 361 318 185 335 361 416 472 414 441 371 405 360 240 387 415 484 550 472 508 429 405 427 São as seguintes as condições de cálculo desta tabela: 1 - Para Rp, Xp, Rz, Xz os cabos estão instalados juntos na configuração plana. 2 - Foi adotada a temperatura máxima admitida pela isolação dos condutores. 3 - Para Rze Xzdos cabos unipolares de AT considerou-se o retomo da corrente pela blindagem metálica e pelo terra. 4 - Para Rze Xzdos cabos unipolares de BT considerou-se o retomo da corrente somente pelo terra. 5 - A resistividade do solo foi considerada de 100 ohm/m no caso dos cabos unipolares. 6 - Os cabos de corrente e impedância dos cabos tripolares foram extraídos dos catálogos da Ficap.

134 160 194 236 281 322 366 313 482

0,8750 0,6253 0,4382 0,3136 0,2371 0,1845 0,1465 0,1216 0,0954

-

.

-

-

1,8222 1,7669 1,7047 1,6399 1,5721 1,5179 1,4606 1,4059 1,3364 1,2718 1,1859 1,1108

. . -

. .

. _

-

-

. -

. . 15.669 14.198 12.748 11.448 10.273 9.458 8.692 8.012 7.251 6.631 5.896 5.334 15.669 14.198 12.748 11.448 10.273 9.458 8.692 8.012 7.251

Tabela 4.31 Parâmetros elétricos dos cabos de energia isolados - EPR

1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500

23 30 40 50 67 87 114 139 172 209 252 289 328 373 432 488 565 630

-

129 155 189 228 270 307 347 389 447 502 579 643

0,6/1

8,7/15

0,6/1

8,7/15

4^

Resistência e reatâncias Canaleta (1) kV

Eletroduto kV

0,6/1

0,6/1

8,7/15

kV

kV

8,7/15

0,6/1

*-(1) kV

x ,(l)

M D 8,7/15

0,6/1

8,7/15

0,6/1

8,7/15

©O

xc(l) kV

XZW

kV 0,6/1

8,7/15 0,6/1 8,7/15

ohm/km

-

ohmkm

Cabos unipolares 31 42 55 70 95 126 168 207 260 322 393 457 524 605 714 822 982 1126

-

190 209 287 357 425 490 526 640 752 826 1026 1174

34 46 60 75 99 130 164 198 241 291 345 393 443 499 574 647 753 845

-

168 202 246 296 351 399 451 507 584 659 767 861

28 38 50 63 84

111

145 178 220 269 324 372 423 482 561 637 748 844

-

161 194 238 288 342 392 444 502 581 658 770 867

22 29 38 48 64 91 119 145 180 220 264 322 366 417 482 586 654 722

141 170 208 352 299 356 404 454 523 606 698 772

14,8130 8,8882 5,5518 3,7035 2,2221 1,3889 0,8891 0,6553 0,4450 0,3184 0,2352 0,1868 0,1502 0,1226 0,0958 0,0781 0,0608 0,0507

0,9482 0,6777 0,4748 0,3397 0,2509 0,1993 0,1601 0,1306 0,1018 0,0827 0,0640 0,0531

134 160 194 236 281 322 366 313 482

0,8750 0,6253 0,4382 0,3136 0,2371 0,1845 0,1465 0,1216 0,0954

0,8755 0,6255 0,4381 0,3133 0,2313 0,1837 0,1476 0,1206 0,0942

-

Cabos tripolares

25 104 128 119 152 137 158 11 140 106 35 126 151 147 183 165 188 136 167 129 50 156 180 184 224 202 226 169 199 160 70 190 215 226 271 243 266 207 238 195 95 228 525 275 323 288 312 250 281 245 120 261 287 318 368 352 328 287 321 281 150 296 322 363 418 368 395 326 361 318 185 335 361 416 472 414 441 371 405 360 240 387 415 484 550 472 508 429 405 427 São as seguintes as condições de cálculo desta tabela: 1 - Para Rp, Xp, R., Xzos cabos estão instalados juntos na configuração plana. 2 - Foi adotada a temperatura máxima admitida pela isolação dos condutores. 3 - Para R. e X. dos cabos unipolares de AT considerou-se o retorno da corrente pela blindagem metálica e pelo terra.

-

0,1378 0,1345 0,1279 0,1225 0,1207 0,1173 0,1640 0,1128 0,1127 0,1076 0,1090 0,1076 0,1074 0,1073 0,1070 0,1086 0,1058 0,1051

0,1924 0,1838 0,1748 0,1651 0,1599 0,1554 0,1503 0,1466 0,1417 0,1378 0,1333 0,1297

16,6130 10,6880 7,3551 5,3034 4,0221 3,1889 2,6891 2,4353 2,2450 2,1184 2,0352 1,9868 1,9502 1,9226 1,8958 1,8781 1,8608 1,8550

2,8220 2,5443 2,3323 2,1858 2,0829 2,0184 1,9644 1,9189 1,8678 1,8254 1,7721 1,7271

2,9262 2,8755 2,8349 2,8000 2,7639 2,7173 2,6692 2,6382 2,5991 2,5681 2,5325 2,5104 2,4843 2,4594 2,4312 2,4067 2,3757 2,3491

1,8222 1,7669 1,7047 1,6399 1,5721 1,5179 1,4606 1,4059 1,3364 1,2718 1,1859 1,1108

- 13.058 - 11.831 - 10.623 - 9.540 - 8.561 - 7.881 - 7.243 - 6.677 - 6.043 - 5.526 - 4.915 - 4.445

0,0900 0,0900 0,0900 0,0900 0,0900 0,0800 0,0800 0,0800

0,1600 0,1500 0,1400 0,1300 0,1300 0,1200 0,1200 0,1200 0,1100

1,0520 0,8020 0,6150 0,4910 0,4170 0,3620 0,3240 0,2990 0,2730

1,0530 0,8030 0,6150 0,4900 0,4080 0,3610 0,3250 0,2980 0,2710

2,1718 2,1550 2,1419 2,1265 2,1146 2,1038 2,0951 2,0869 2,0762

2,2398 2,2190 2,1969 2,1745 2,1586 2,1448 2,1221 2,1199 2,1052

-

-

-

C apítulo Q uatro

Seção Duto único do kV condutor 0,6/1 8,7/15 mm2

Correntes nominais Ao ar livre Dir. enterrado kV kV

13.058 11.831 10.623 9.540 8.561 7.881 7.243 6.677 6.043

4 - Para R . e X . dos cabos unipolares de B T considerou-se o reto m o d a corrente som ente p e lo terra.

5 - /*wrcs\sú\idadc do solo foi considerada de lOO oY\m/m no caso dos cabos unipolares. ‘W

®Vmp«»ncV» Ao* c»bc» tripo\*roH lorum extru(doH d o . cmálogoi «gOH d» Ficnp.

d

149

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.32 Características gerais dos condutores de cobre nu Seção mm2 25 35 50 • 70 95 120 150 185 240

Diâmetro mm 5,87 6,95 8,27 9,75 11,4 12,8 14,4 16 18,2

Resistência Reatância cc a 20°C indutiva ohm/km 0,862 0,547 0,344 0,272 0,173 0,147 0,121 0,104 0,075

ohm/km 0,37228 0,35674 0,33934 0,33064 0,30888 0,30267 0,29583 0,28962 0,27657

Reatância capacitiva

N.° de fios

Mohm/km 0,08576 0,08129 0,07706 0,07489 0,07035 0,06886 0,06712 0,06575 0,0 39

7 7 7 7 19 19 19 19 19

Corrente Carga de nominal ruptura A 180 230 310 360 480 540 610 670 840

kg 852 1.381 2.155 2.688 4.362 5.152 6.128 7.071 10.210

Peso kg/km 188 299 475 599 953 1.149 1.378 1.609 2.297

: Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento. Para outros espaçamentos, consultar a Tabela 16.4.

N ota

Tabela 4.33 Características gerais dos condutores de alumínio com alma de aço - CAA - 60 Hz Seção Código mm2 mm2 AWG/MCM Al Aço Swan 4 21,1 3,53 Sparrow 2 33,6 5,6 8,92 Ravem 53,4 1/0 Quail 67,4 11,2 2/0 Pigeon 3/0 85 14,2 Penguin 4/0 107 17,9 Partridge 266.8 135 22 Ostrich 300 152 24,7 Linnet 171 27,8 336,6 íbis 397,5 201 32,7 Hawk 242 39,2 477 Dove 282 45,9 556,5 Drake 403 65,4 795 Seção

Nota\

Formação Al

Aço

6 6 6 6 6 6 26 26 26 26 26 26 26

1 1 1 1 1 1 7 7 7 7 7 7 7

Carga de Resistência Reatância Reatância Peso Corrente nominal ruptura cc a 20°C indutiva capacitiva ohm/km ohm/km Mohm/km kg/km A 1,3540 0,4995 0,08421 830 85,4 140 0,399 0,00793 0,8507 136 180 1265 0,5351 0,4077 0,07557 1940 217 230 0,4245 0,3983 0,07346 273 270 2425 0,3367 0,3959 0,07128 3030 344 300 0,06917 0,2671 0,361 433 340 3820 0,2137 0,2989 0,06675 546 460 5100 0,2846 0,06569 0,19 615 5730 490 0,06457 0,1694 0,2802 6357 689 530 0,274 0,06308 0,1434 814 7340 590 0,0614 0,1195 0,2672 8820 978 670 0,05997 0,261 0,1025 1140 730 10190 0,05668 0,0717 0,2479 14175 1629 900

Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento entre condutores.

r Tabela 4.34 Características gerais dos condutores de alumínio simples - CA - 60 Hz Código Rose Ws Poppy Aster Phlox Oxlip Daisy Peony Tulip Canna Cosmos Zinnia Darhlia Orchid N ota:

Seção Diâmetro Formação AWG/MCM mm2 mm 4 2 1/0

21,1 33,6 53,4 67,4

4/0 266,8 300 336,6 397,5 477 500 556,5 636

107,2 135,2 152 170,5 201,4 241,7 253,3 282 323,3

2/0 3/0

85

5,90 7,40 9,35 10,50 11,80 13,25 14,90 15,95

16,90

18,40

20,10

20,60 21,75 23,30

7 X 1,96 7 X 2,47 7 X 3,12 7 X 3,50 7 X 3,93 7 X 4,42

7 X 4,96

19 X 3,19 19 X 3,38 19 X 3,68 19 X 4,02 19 X 4,12 19 X 4,35 37 X 3,33

Peso kg/km 58,3 92,7 147,5 185,9 234,5 295,6 372,9 419,2 470,1 555,6 666,6 698,8 777,6 888,7

Corrente nominal A

Carga de ruptura kg

134 180 242 282 327 380 443 478

415 635 940 1185 1435 1810 2280 2670 2995 3470 4080 4275 4760 5665

514

528 646 664 710 776

Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento entre condutores.

Resistência Reatância cc a 20°C indutiva ohm/km ohm/km 1,3540 0,8507 0,5351 0,4245 0,3367 0,2671 0,2137 0,19 '.-v-'

0,1434 0,1195 0,1130 'k

<- V

0,0890

0,3853 0,3566 0,3377 0,3304 0,3217 0,3129 0,2988 0,2944 0,2913 0,285 0,2781 0,2764 0,2751 0,2661

Reatância capacitiva Mohm/km 0,08551 0,08129 0,07706 0,07482 0,07277 0,0706 0,06817 0,06712 0,06606 0,06451 0,06289 0,06225 0,06239 0,06016

• • • •

Tabela 4.35 Capacidade de condução de corrente, em ampères, para os métodos de referência A l, A2, B l, B2, C e D da Tabela 4.10 condutores isolados, cabos unipolares e multipolares, isolação PVC; 2 e 3 condutores carregados; temperatura no condutor: 70°C: temperatura ambiente: 30°C e 20°C para instalações subterrâneas.

C ondutores E létrico s

Métodos de referência definidos na Tabela 4.10 Al A2 Bl B2 C D Seções 2 3 2 3 2 3 2 3 2 3 2 3 nominais Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores mm2 carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados (2) (3) (D (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (12) (13) (11) Cobre 0,5 7 7 7 7 9 8 9 8 10 9 12 10 0,75 9 9 9 9 11 10 11 10 13 11 15 12 1 11 10 11 10 14 12 13 12 15 14 18 15 1,5 14,5 13,5 14 13 17,5 15,5 16,5 15 19,5 17,5 22 18 2,5 19,5 18 18,5 17,5 24 21 23 20 27 24 29 24 4 26 24 25 23 32 28 30 27 36 32 38 31 6 34 31 32 29 41 36 38 34 46 41 47 39 10 46 42 43 39 57 50 52 46 63 57 63 52 16 61 56 57 52 76 68 69 62 85 76 81 67 25 80 73 75 68 101 89 90 80 112 96 104 86 35 99 89 92 83 125 110 11 99 138 119 125 103 50 119 108 110 99 151 134 133 118 168 144 148 122 70 151 136 139 125 192 171 168 149 213 184 183 151 95 182 164 167 150 232 207 201 179 258 223 216 179 120 210 188 192 172 269 239 232 206 299 259 246 203 150 240 216 219 196 309 275 265 236 344 299 278 230 185 273 245 248 223 353 314 300 268 392 341 312 258 240 321 286 291 261 415 370 351 313 461 403 361 297 300 367 328 334 298 477 426 401 358 530 464 408 336 400 438 390 398 355 571 510 477 425 634 557 478 394 500 502 447 456 406 656 587 545 486 729 642 540 445 630 578 514 526 467 758 678 626 559 843 743 614 506 800 669 593 609 540 881 788 723 645 978 865 700 577 1000 767 679 698 618 1012 906 827 738 1125 996 792 652

Tabela 4.36 Capacidades de condução de corrente, em ampères, para os métodos de referência A l, A2, B l, B2, C e D da Tabela 4.10 • • • •

condutores isolados, cabos unipolares e multipolares, isolação EPR ou XLPE; 2 e 3 condutores carregados; temperatura no condutor: 90°C; temperatura ambiente: 30°C e 20°C para instalações subterrâneas.

Seções mm2 (D Cobre 0,5 0,75 1 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630

800 l \ooo \

Métodos de referência definidos na Tabela 4.10 Al A2 Bl B2 C D 2 3 2 3 2 3 2 3 2 3 2 3 Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores Condutores carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados carregados (2) (3) (4) (5) (6) (7) (12) (8) (9) (10) (13) (11) 10 12 15 19 26 35 45 61 81 106 131 158 200 241 278 318 362 424 486 579 664 765

885

10\4

1 \

9 11 13 17 23 31 40 54 73 95 117 141 179 216 249 285 324 380 435 519 595 685 792

808

\

10 12 14 18,5 25 33 42 57 76 99 121 145 183 220 253 290 329 386 442 527 604 696 805

923

9 11 13 16,5 22 30 38 51 68 89 109 180 161 197 227 259 295 346 396 472 541 623 721

826

12 15 18 23 31 42 54 75 100 133 164 198 253 306 354 407 464 546 626 751 864 998 1158

1332

10 13 16 20 28 37 48 66 88 117 144 175 222 269 312 358 408 481 553 661 760 879 1020

1173

11 15 17 22 30 40 51 69 91 119 146 175 221 265 305 349 395 462 529 628 718 825 t 952

1088

10 13 15 19,5 26 35 44 60 80 105 128 154 194 233 268 307 348 407 465 552 631 725 837

957

12 16 18 24 33 45 58 80 107 138 171 209 269 328 382 441 506 599 693 835 966 1122 1311

1515

11 14 17 22 30 40 52 71 96 119 147 179 229 278 322 371 424 500 576 692 797 923 1074

1237

14 18 21 26 34 44 56 73 95 121 146 173 213 252 287 324 363 419 474 555 627 711 811 916

,

12 15 17 22 29 37 46 61 79 101 122 144 178 211 240 271 304 351 396 464 525 596 679

767

153

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.37 Capacidade de condução de corrente, em ampères, para os métodos de referência E, F e G da Tabela 4.10 • condutores isolados, cabos unipolares e m ultipolares, isolação PVC; • tem peratura no condutor: 70°C; • tem peratura ambiente: 30°C.

Métodos de referência definidos na Tabela 4.10 Cabos unipolares

Cabos multipolares Dois condutores carregados

Seções mm2 Método E 1 I

/ © / I / 1 (1) 0,5 0,75 1 1,5 2,5

4

6 10 16 25 35 50 70 95

120 150 185 240 300 400 500 630 800

1000

(2) 11 14 17 22 30 40 51 70 94 119 148 180 232 282 328 379 434 514 593 715 826

1292

958 1118

Três condutores carregados

Dois condutores carregados justapostos

Três condutores carregados em trifólio

Método E

Método F

Método F

/ I© / I / 1

1 / // /

(3) 9

fe® i ou te® 1

(4)

Justapostos

Horizontal

Vertical

Método G Ai /

Método G

/] / / t e / i /

Método F A1 A 1®®® A | ou A ]® A I®

(5)

(6)

(7) 12 16 19 24 34 45 59 81 110 146 181 219 281 341 396 456 521 615 709 852

12 14 18,5 25 34 43 60 80 101 126 153 196 238 276 319 364 430 497 597

11 14 17 22 31 41 53 78 99 131 162 196 251 304 352 406 463 546 629 754

8 11 13 17 24 33 43 60 82 110 137 167 216 264 308 356 409

930 1073

1005 1169 1346

855

689 798

868

Três condutores carregados no mesmo plano

485

561 656 749 971 1079

9

11 14 18 25 34 45 63 85 114 143 174 225 275 321 372 427 507 587 689 789

905

1119

1296

l 'h s z

A w f \ A |SE$>De A 1 'V A De

982

1138 1325 1528

(8)

10 13 16 21 29 39 51 71 97 130 162 197 254 311 362 419 480 569 659 795 920 1070 1251 1448

C a p ít u l o Q u a tr o

Tabela 4.38 Capacidade de condução de corrente, em ampères, para os métodos de referência E, F e G da Tabela 4.10 • condutores isolados, cabos unipolares e multipolares, isolação em XLPE ou EPR; • temperatura do condutor: 90°C; • temperatura ambiente: 30°C.

Métodos de referência definidos na Tabela 4.10 Cabos multipolares Cabos unipolares Dois IVês Três condutores carregados no mesmo Dois Três condutores condutores plano condutores condutores carregados carregados carregados carregados justapostos em trifólio Justapostos Horizontal Vertical Seções mm2 Método E Método E Método F Método F Método F Método G Método G 1 i

/ ©

1 1 / ©

)

/

/ 1 (D 0,5 0,75 1 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 630 800 1000

1

(2)

13 17 21 26 36 49 63 86 115 149 185 225 289 352 410 473 542 641 741 892 1030 1196 1396 1613

/ 1

<] / 7/

1®® 1ou te I®

1

/ 1

(3)

(4)

12 15 18 23 32 42 54 75 100 127 158 192 246 298 346 399 456 538 621 745 859 995 1159 1336

13 17 21 27 37 50 65 90 121 161 200 242 310 377 437 504 575 679 783 940 1083 1254 1460 1683

/ / / / /

'l /

(5)

10 13 16 21 29 40 53 74 101 135 169 207 268 328 383 444 510 607 703 823 946 1088 1252 1420

1 1®®® 1ou 1® 1® 11®

(6)

10 14 17 22 30 42 55 77 105 141 176 216 279 342 400 464 533 634 736 868 998 1151 1328 1511

' j í 5p

< i 'V / 1 De /

(7)

15 19 23 30 41 56 73 101 137 182 226 275 353 430 500 577 661 781 902 1085 1253 1454 1696 1958

3 r (8)

12 16 19 25 35 48 63 88 120 161 201 246 318 389 454 527 605 719 a 833 1008 1169___ 1362 ___ 1595 ___ _ 1849 _

C o n d u t o r e s E l é t r ic o s

Tabela 4.39 Capacidade de condução de corrente (A) - cabos PVC - 8,7/15 kV e 12/20 kV

C a p ít u l o Q u a t r o

T

Tabela 4.40 Capacidade de condução de corrente (A) - cabos XLPE ou EPR - 8,7/15 kV e 12/15 kV

T ransformadores de C orrente 5.1 INTRODUÇÃO

Os transformadores de corrente são equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem correntes nominais de acordo com a corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. Na sua forma mais simples eles possuem um primário, geralmente de poucas espiras, e um secundário, no qual a corrente nominal transformada é, na maioria dos casos, igual a 5 A. Dessa forma, os instrumentos de medição e proteção são dimensionados em tamanhos reduzidos com as bobinas de corrente constituídas de fios de pouca quantidade de cobre. Os transformadores de corrente são utilizados para suprir aparelhos que apresentam baixa resistência elétrica, tais como amperímetros, relés, medidores de energia, de potência, etc. Os TCs transformam, através do fenômeno de conversão eletromagnética, correntes elevadas, que circulam no seu primário, em pequenas correntes secundárias, segundo uma relação de transformação. A corrente primária a ser medida, circulando nos enrolamentos primários, cria um fluxo magnético alternado que faz induzir as forças eletromotrizes Ep e Es, respectivamente, nos enrolamentos primário e secundário. Dessa forma, se nos terminais primários de um TC, cuja relação de transformação nominal é de 20, circular uma corrente de 100 A, obtém-se no secundário a corrente de 5 A, ou seja: 100/20 = 5 A. O TC opera com tensão variável, dependente da corrente primária e da carga ligada no seu secundário. A relação de transformação das correntes primária e secundária é inversamente proporcional à relação entre o número de espiras dos enrolamentos primário e secundário.

5.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os transformadores de corrente podem ser construídos de diferentes formas e para diferentes usos, ou seja:

a) TC tipo barra

E aquele cujo enrolamento primário é constituído por uma barra fixada através do núcleo do transformador, conforme mostrado na Fig. 5.1. Os transformadores de corrente de barra fixa em baixa tensão são extensivamente empregados em painéis de comando de elevada corrente, tanto para uso em proteção quanto para medição. A Fig. 5.2(a) mostra um modelo de fabricação nacional de largo uso no interior de painéis ou postos de medição de subestações de média tensão. Já a Fig. 5.2(b) mostra um TC tipo barra sem o encapsulamento. Os transformadores de corrente do tipo barra fixa são os mais utilizados em subestações de potência de mé­ dia e alta tensões. No Brasil, existem diversos fabricantes e diferentes modelos de equipamentos disponíveis no comércio. A Fig. 5.3(a) mostra um transformador de corrente da classe de 72,5 kV muito utilizado nos sistemas de pro­ teção de subestações. Já a Fig. 5.3(b) mostra um transformador de concepção similar ao anterior detalhando os seus componentes internos. A Fig. 5.4 apresenta a vista externa de um transformador de corrente da classe de 230 kV de largo emprego em subestações de potência. As Figs. 5.5 e 5.6, vistas em corte, mostram, respectivamente, os detalhes construtivos de

C a p ít u l o C in c o

(a) Tipo barra fixa

(b) Interior de um TC tipo barra fixa

Fig. 5.2 Transformadores de corrente

T r a n sfo r m a d o r e s

— Núcleo

Barra fixa

Barra fixa

Isolador

Base

Fig. 5.4 Vista externa de um TC da classe 230 kV

de

Corrente

159

C a p ít u l o C in c o

Fig. 5.5 Vista interna de um TC

Barra fixa

Tampa de alumínio Membrana Indicador de nível de óleo Núcleo --------Terminal Enrolamentos primários Enrolamentos secundários

Isolação de papel a

Óleo isolante Fiação secundária

Isolador de porcelana

Fiação secundária Base

Fig. 5.6 Detalhes construtivos de um TC

T r a n sfo r m a d o r es

de

C orrente

161

dois diferentes modelos de fabricação de transformadores de corrente também de largo emprego em subestações de potência. Em geral, estes transformadores podem acomodar até quatro núcleos. O núcleo tem a forma toroidal, enrolado com tira de aço-silício, de grãos orientados. O enrolamento secundário consiste em fio esmaltado e isolado com tecido de algodão. O enrolamento é uniformemente distribuído em volta do núcleo. A reatância secundária do enrolamento entre quaisquer pontos de derivação é pequena. Os enrolamentos se­ cundários podem ser providos com uma ou mais derivações para obter relações de transformação mais baixas com um número reduzido de ampères-espiras.

b) TC tipo enrolado

É aquele cujo enrolamento primário é constituído de uma ou mais espiras envolvendo o núcleo do transforma­ dor, conforme ilustrado na Fig. 5.7.

c) TC tipo janela

É aquele que não possui um primário fixo no transformador e é constituído de uma abertura através do núcleo, por onde passa o condutor que forma o circuito primário, conforme se apresenta na Fig. 5.8. São muito utilizados em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias correntes, ou quando não se deseja seccionar o condutor para instalar o transformador de corrente. Dessa forma empregada, consegue-se reduzir os espaços no interior dos painéis.

d) TC tipo bucha

É aquele cujas características são semelhantes ao TC do tipo barra, porém sua instalação é feita na bucha dos equipamentos (transformadores, disjuntores, etc.), que funcionam como enrolamento primário, de acordo com a Fig. 5.9.

(a)

(b)

Fig. 5.8 T r a n s f o r m a d o r d e

c o r r e n te d o tip o ja n e la

C a p ít u l o C in c o

São empregados em transformadores de potência para uso, em geral, na proteção diferencial, quando se deseja restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse tipo de proteção.

e) TC tipo núcleo dividido

É aquele cujas características são semelhantes às do TC do tipo janela, em que o núcleo pode ser separado para permitir envolver o condutor que funciona como enrolamento primário, conforme se mostra na Fig. 5.10. São basicamente utilizados na fabricação de equipamentos de medição de corrente e potência ativa ou reativa, já que permite obter os resultados esperados sem seccionar o condutor ou barra sob medição.

f) TC tipo com vários enrolamentos primários

É aquele constituído de vários enrolamentos primários montados isoladamente e apenas um enrolamento se­ cundário, conforme a Fig. 5.11. Neste tipo de transformador, as bobinas primárias podem ser ligadas em série ou em paralelo, propiciando a obtenção de várias relações de transformação.

Fig. 5.10 T ra n s fo r m a d o r d e c o r r e n te d o

tip o n ú c le o d iv id id o

T r a n sfo r m a d o r es

de

C orrente

163

g) TC tipo com vários núcleos secundários

É aquele constituído de dois ou mais enrolamentos secundários montados isoladamente, sendo que cada um possui individualmente o seu núcleo, formando juntamente com o enrolamento primário, um só conjunto, con­ forme se mostra na Fig. 5.12. Neste tipo de transformador de corrente, a seção do condutor primário deve ser dimensionada tendo em vista a maior das relações de transformação dos núcleos considerados.

h) TC tipo vários enrolamentos secundários

É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelo enrolamento primário e vários enrolamentos secun­ dários, conforme se mostra na Fig. 5.13, e que podem ser ligados em série ou em paralelo.

i) TC tipo derivação no secundário

É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelos enrolamentos primário e secundário, sendo este provido de uma ou mais derivações. Entretanto, o primário pode ser constituído de um ou mais enrolamentos, conforme se mostra na Fig. 5.11. Como os ampères-espiras variam em cada relação de transformação considerada, somente é garantida a classe de exatidão do equipamento para a derivação que contiver o maior número de espiras. A versão deste tipo de TC é dada na Fig. 5.14. O transformador de corrente de baixa tensão normalmente tem o núcleo fabricado em ferro-silício de grãos orientados e está, juntamente com os enrolamentos primário e secundário, encapsulado em resina epóxi, submetido

Fig. 5.12 T ra n s fo r m a d o r d e c o r r e n te

d o tip o c o m v á rio s n ú c le o s s e c u n d á rio s

164

C a p ít u l o C in co

Fig. 5.13 Transformador de corrente do tipo vários enrolamentos secundários

à polimerização, o que lhe proporciona endurecimento permanente, formando um sistema inteiramente compacto e dando ao equipamento características elétricas e mecânicas de grande desempenho, ou seja: • incombustibilidade do isolamento; • elevada capacidade de sobrecarga, dada a excepcional qualidade de condutividade térmica da resina epóxi; • elevada resistência dinâmica às correntes de curto-circuito; • elevada rigidez dielétrica. Os transformadores de corrente de média tensão, semelhantemente aos de baixa tensão, são normalmente cons­ tituídos em resina epóxi, quando destinados às instalações abrigadas. Também são encontrados transformadores de corrente para uso interno construídos em tanque metálico cheio de óleo mineral e provido de buchas de porcelana vitrificada relativas aos terminais de entrada e saída da corrente primária, respectivamente. Os transformadores de corrente fabricados em epóxi são normalmente descartáveis depois de um defeito interno. Não é possível a sua recuperação. Os transformadores de corrente destinados a sistemas iguais ou superiores a 69 kV têm os seus primários en­ volvidos por uma blindagem eletrostática, cuja finalidade é uniformizar o campo elétrico. Os transformadores de corrente instalados em subestações ao tempo utilizam suporte de concreto ou estrutura metálica, de acordo com a Fig. 5.15.

■ *s,

Fig. 5.14 Transformador de corrente do tipo com derivação no secundário

T r a n sfo r m a d o r es

de

C orrente

165

L ■Transformador de corrente

Estrutura de concreto armado

e compacto resina epónente consmadores de e porcelana sito interno. imários en3Uestrutura

Fig. 5.15 Instalação de transformadores de corrente em estrutura de concreto

5.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Os transformadores de corrente, de um modo geral, podem ser representados eletricamente através do esquema da Fig. 5.16, em que a resistência e a reatância primárias estão definidas como Rt e Xu a resistência e a reatância secundárias estão definidas como R2 e X2 e o ramo magnetizante está caracterizado pelos seus dois parâmetros, isto é, a resistência Rlx, que é responsável pelas perdas ôhmicas, através das correntes de histerese e de Foucault, desenvolvidas na massa do núcleo de ferro com a passagem das linhas de fluxo magnético, e XfJ responsável pela corrente reativa devido à circulação das mesmas linhas de fluxo no circuito magnético. Através do esquema da Fig. 5.16, pode-se descrever resumidamente o funcionamento de um transformador de corrente. Uma determinada carga absorve da rede uma certa corrente Ip que circula no enrolamento primário

Fig. 5.16 Diagrama representativo de um transformador de corrente

166

C a p ít u l o C in c o

do TC, cuja impedância (Z, = /?, + jX{) pode ser desconsiderada. A corrente que circula no secundário do TC, Is, provoca uma queda de tensão na sua impedância interna (Z2 = R2 + jX 2) e na impedância da carga conectada (Zc = Rc + jX c) que afeta o fluxo principal, exigindo uma corrente magnetizante Ie diretamente proporcional.

A impedância do primário não afeta a exatidão do TC. Ela é apenas adicionada à impedância do circuito de alimentação. O erro do TC é resultante essencialmente da corrente que circula no ramo magnetizante, isto é, Ie, E simples entender que a corrente secundária ls somada à corrente magnetizante Ie deve ser igual à corrente que circula no primário, ou seja: 1 = 1 + 1 Considerando um TC de relação 1:1, para que a corrente secundária reproduzisse fielmente a corrente do primário, seria necessário que Ip = Is. Como não é, a corrente que circula na carga não corresponde exatamente à corrente do primário, ocasionando assim o erro do TC. Quando o núcleo entra em saturação, exige uma corrente de magnetização muito elevada, deixando de ser transferida para a carga Zc, como será visto adiante com mais detalhe, provocando assim um erro de valor consi­ derável na medida da corrente secundária. Para melhor se conhecer um transformador de corrente, independentemente de sua aplicação na medição e na proteção, é necessário estudar as suas principais características elétricas.

Correntes Nominais

As correntes nominais primárias devem ser compatíveis com a corrente de carga do circuito primário. As correntes nominais primárias e as relações de transformação nominais estão discriminadas nas Tabelas 5.1 e 5.2, respectivamente, para relações nominais simples e duplas, utilizadas para ligação série/paralela no enrola­ mento primário. As correntes nominais secundárias são geralmente iguais a 5 A. Em alguns casos especiais, quando os apa­ relhos, normalmente relés de proteção, são instalados distantes dos transformadores de corrente, pode-se adotar a corrente secundária de 1 A, a fim de reduzir a queda de tensão nos fios de interligação. A NBR 6856 adota as seguintes simbologias para definir as relações de corrente: • o sinal de dois pontos (:) deve ser usado para exprimir relações de enrolamentos diferentes, como, por exemplo, 300:1; • o hífen (-) deve ser usado para separar correntes nominais de enrolamentos diferentes, como, por exemplo, 300-5 A, 300-300-5 A (dois enrolamentos primários), 300-5-5 (dois enrolamentos secundários); • o sinal (X ) deve ser usado para separar correntes primárias nominais, ou ainda relações nominais duplas, como, por exemplo, 300 X 600-5 A (correntes primárias nominais) cujos enrolamentos podem ser ligados em série ou em paralelo, segundo a Fig. 5.11. A Fig. 5.17 mostra o exemplo de um TC de relação 150 X 300 X 600 — 5 A com seus enrolamentos primários ligados de forma a fornecer as diferentes correntes indicadas. • a barra (/) deve ser usada para separar correntes primárias nominais ou relações nominais obtidas por meio de derivações, efetuadas tanto nos enrolamentos primários como nos secundários, como, por exemplo, 300/400-5 A, ou 300-5/5 A, como visto na Fig. 5.14. A Fig. 5.18 mostra o exemplo de um TC de relação 250/300/400 X 500/600/800 —5 A com seus enrolamentos primários ligados de forma a fornecer as diferentes correntes indicadas.

Corrente nominal

Relação nominal

5 10 15 20 25 30 40 50

1:1 2:1 3:1 4:1 5:1 6:1 8:1 10:1

Tabela 5.1 Correntes primárias e relações nominais Corrente Relação Corrente Relação nominal nominal nominal nominal 60 75 100 125 150 200 250 300

12:1 15:1 20:1 25:1 30:1 40:1 50:1 60:1

400 500 600 800 1.000 1.200 1.500 2.000

80:1 100:1 120:1 160:1 200:1 240:1 300:1 400:1

Corrente nominal

Relação nominal

2.500 3.000 4.000 5.000 6.000 8.000 -

500:1 600:1 800:1 1.000:1 1.200:1 1.600:1

-

- ___

T r a n sfo r m a d o r es

io do TC, conectada cional. ircuito de , isto é, Ie. rrente que )rrente do itamente à ndo de ser ilor consi:dição e na

rio. rabelas 5.1 no enrola­

do os apae-se adotar 56 adota as

íais duplas, ser ligados ição 150 X ;s correntes

as por meio ir exemplo, : de relação is diferentes

C orrente

Tabela 5.2 Correntes primárias e relações nominais duplas para ligação série/paralela Corrente primária nominal (Á) 5 x 10 10 x 20 15 x 20 20 X 40 25 X 50 30 X 60 40 X 80 50 X 100 60 X 120 75 X 150 100 X 200 150 X 300 200 X 400 300 X 600 400 X 800 600 X 1200

P,

Relação nominal

Corrente primária nominal (A)

1 X 2:1 2 X 4:1 3 X 6:1 4 X 8:1 5 X 10 6 X 12 8 X 16 10 X 20 1 12 X 24 1 15 X 30 1 20 X 40 1 30 X 60 1 40 X 80 1 60 X 12 1 80 X 16 1 12 X 24 1

800 X 1.600 1.000 X 2.000 1.200 X 2.400 1.500 X 3.000 2.000 X 4.000 2.500 X 5.000 3.000 X 6.000 4.000 X 8.000 5.000 X 10.000 6.000 X 12.000 7.000 X 14.000 8.000 X 16.000 9.000 X 18.000 10.000 X 20.000

-

Enrolamento 1

Relação nominal

160 X 320:1 200 X 400:1 240 X 480:1 300 X 600:1 400 X 800:1 500 X 1.000:1 600 X 1.200:1 800 X 1.600:1 1.000 X 2.000:1 1.200 X 2.400:1 1.400 X 2.800:1 1.600 X 3.200:1 1.800 X 3.600:1 2.000 X 4.000:1 -

-

-

Enrolamento 1

Enrolamento 1

Enrolamento 2

Enrolamento 2

■-------

como, por

>r exemplo,

de

P i-

Enrolamento 2

P.-i W

Enrolamento 4 — 150 A

Enrolamento 3

Enrolamento 3

Enrolamento 3

«P2

Enrolamento 4

•• P2

-• P2

Enrolamento 4 600 A

300 A

Fig. 5.17 Exemplo de ligação das bobinas primárias de um TC

Relação nominal 500:1 600:1 800:1 1.000:1

1.200:1 1.600:1

Fig. 5.18 Exemplo de ligação das

bobinas primárias de um TC

167

168

C a pítu lo C inco

Cargas Nominais

Os transformadores de corrente devem ser especificados de acordo com a carga que será ligada no seu secun­ dário. Dessa forma, a NBR 6856 padroniza as cargas secundárias de acordo com a Tabela 5.3.

Designação C2,5 C5,0 C12,5 C25 C50 C100 C200

Tabela 5.3 Cargas nominais para TCs a 60 Hz e 5 A Potência Fator de Resistência Indutância nominal potência íi mH VA 0,09 0,18 0,45 0,50 1,00 2,00 4,00

0,116 0,232 0,580 2,300 4,600 9,200 18,400

2,5 5,0 12,5 25,0 50,0 100,0 200,0

0,9 0,9 0,9 0,5 0,5 0,5 0,5

Impedância íl 0,1 0,2 0,5 1,0 2,0 4,0 8,0

Para um transformador de corrente, a carga secundária representa o valor ôhmico das impedâncias formadas pelos diferentes aparelhos ligados a seu secundário, incluindo-se aí os condutores de interligação. Por definição, carga secundária nominal é a impedância ligada aos terminais secundários do TC, cujo valor corresponde à potência para a exatidão garantida, sob corrente nominal. Considerando um TC C200, a impedância de carga nominal é de:

Deve-se frisar que, quando a corrente secundária nominal é diferente de 5 A, os valores das cargas devem ser multiplicados pelo quadrado da relação entre 5 A e a corrente secundária nominal correspondente, para se obter os valores desejados dos referidos parâmetros. , A carga dos aparelhos que deve ser ligada aos transformadores de corrente tem que ser dimensionada criterio­ samente para se encolher o TC de carga padronizada compatível. No entanto, como os aparelhos são interligados aos TCs através de fios, normalmente de grande comprimento, é necessário calcular-se a potência dissipada nesses condutores e somá-la à potência dos aparelhos correspondentes. Assim, a carga de um transformador de corrente, independente de ser destinado à medição ou à proteção, pode ser dada pela Eq. (5.1). Clc =

ZC„ + L CX Z CX I 2S (VA) (5.1) tC ap - soma das cargas correspondentes às bobinas de corrente dos aparelhos considerados, em VA; Is - corrente nominal secundária, normalmente igual a 5 A; Zc - impedância do condutor, em íl/m; Lc - comprimento do fio condutor, em m. A Tabela 5.4 fornece as cargas médias dos principais aparelhos utilizados na medição de energia, demanda, corrente, etc. Considerando que os condutores mais utilizados na interligação entre aparelhos e o TC sejam de 4, 6 e 10 mm2, as suas resistências ôhmicas são respectivamente, de 5,55, 3,7 e 2,22 mfi/m. E importante frisar que os relés de sobrecorrente do tipo indução apresentam uma carga extremamente variável em função do tape utilizado. Este assunto pode ser estudado no Cap. 10. E muito importante advertir que, se a carga ligada aos terminais secundários de um transformador de corrente for muito menor que sua carga nominal, ele pode sair de sua classe de exatidão, além de não limitar adequada­ mente a corrente de curto-circuito, permitindo a queima dos aparelhos a ele acoplados. Este assunto será tratado posteriormente. L

T r a n sfo r m a d o r es

de

C orrente

169

Tabela 5.4 Cargas dos principais aparelhos para TCs Consumo aproximado (VA) Eletromecânico Digital

Aparelhos Voltímetros registradores Voltímetros indicadores W attímetros registradores W attímetros indicadores M edidores de fase registradores M edidores de fase indicadores Freqüencím etros registradores Freqüencím etros indicadores Relés de tensão Relés de sobrecorrente Relés direcionais Relés de distância Relés diferenciais Em issores de pulso Am perím etros M edidor de kW - kW h M edidor de kvarh

15 a 5 3,5 a 15 5 a 12 6 a 10 15 a 20 7 a 20 7 a 15 1 a 15 10 a 15 5 a 10 25 a 40 10 a 15 8 a 15 30 2,9 2,2 2,2

0,15 a 3,5 1,0 a 2,5 0,15 a 3,5 1 a 2,5 2,5 a 5 2,5 a 5 0,15 a 3,5 1 a 2,5 0,1 a 0,5 1,5 a 6 2,5 a 6,5 2,0 a 8 2,0 a 8 0,15 a 3,5 0,94 0,94

Como os condutores de interligação dos instrumentos correspondentes são de suma importância na composição das cargas secundárias do TC, os gráficos da Fig. 5.19 fornecem as perdas ôhmicas, em função da seção nominal do condutor.

25 50 75 100 125 150 170 Comprimento total dos cabos de ligação em metros (ida e volta)

200

Fig. 5.19 Gráfico de perdas nos condutores de ligação dos TCs É importante observar que para os aparelhos com fatores de potência muito diferentes ou mesmo abaixo de 0,80 é necessário se calcular a carga do TC com base na soma vetorial das cargas ativa e reativa, a fim de reduzir o erro decorrente.

170

C a p ít u l o C in c o

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.1 Calcular a carga do transformador de corrente, destinado à proteção direcional de um consumidor industrial. O fio de interligação é de 10 mm2 de seção transversal e tem um comprimento de 100 m, ou seja: 2 x 50 m. A carga do relé digital é de 6,5 VA.

Cb = 4

h x Z( x /| -> ( 2 X 50 X 2,2221 . 2 X505x 00,1207 ).. C,„ = 6,5 + I ----------------------+ 1----------------1 1.000 1 -------------------h 4 ------- 1X 52

1.000

)

CK = 6,5 + (o,2221 + y'0,01207) X 52 CK = 6,5 + 5,5 C, =12 VA Os valores de 2Cap podem ser obtidos na Tabela 5.4. Já os valores de Zc são obtidos na Tabela 4.31. Logo, a carga nominal do TC deve ser de C12,5. Considerando somente a carga dos condutores, tem-se em perdas: ( 2 X 50 X 2,2221 .2X 50X 0,1207) „ Pc = \ -------------- 1------ + /--------------- :------- X 52 = 5,5VA

c l

F a to r

1.000

‘

1.000

de Sobrecorrente

Também denominado de fator de segurança, é o fator pelo qual se deve multiplicar a corrente nominal primária do TC para se obter a máxima corrente no seu circuito primário até o limite de sua classe de exatidão. A NBR 6856 especifica o fator de sobrecorrente para serviço de proteção em 20 vezes a corrente nominal. Como já comentado anteriormente, quando a carga ligada a um transformador de corrente for inferior à carga nominal deste equipamento, o fator de sobrecorrente é alterado sendo inversamente proporcional à referida carga. Conseqüentemente, a proteção natural que 0 TC oferece ao aparelho fica prejudicada. A Eq. (5.2) fornece o valor que assume o fator de sobrecorrente, em função da relação entre a carga nominal do TC e a carga ligada ao seu secundário. ( i2 )

Cs - carga ligada ao secundário, em VA; Fs - fator de sobrecorrente nominal ou de segurança;

C„ - carga nominal, em VA. Desta forma, a saturação do transformador de corrente só ocorreria para o valor de Fx superior a Fs (valor nominal), o que submeteria os aparelhos a uma grande intensidade de corrente. Algumas vezes, é necessário in­ serir uma resistência no circuito secundário para elevar o valor da carga secundária do TC, quando os aparelhos a serem ligados assim o exigirem, o que não é muito comum, já que eles suportam normalmente 50 vezes a sua corrente nominal por 1 s.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.2 Calcular o fator de sobrecorrente de um transformador de corrente destinado ao serviço de proteção, quando no seu secun­ dário há uma carga ligada que vale (0,4 + j0,7)ü, através de um fio de cobre de 4 m itfe 15 m de comprimento. Cs = Cap + Lc X Z C X t* = [(0,4 + /0,7) + 2 x 15 X (0,0055 + /0,0001279)] X C„ = (0,565 + y'0,7038) X 52 -> Cs = 22,5 VA C„ = 25 VA, ou C25 F. = ^ - x F s = — - X 20 = 22,2 ' C„ 22,5 Nesse caso, os relés seriam atravessados por uma corrente 22,2 vezes maior do que a sua corrente nominal de operaÇ30 em regime. Para a maioria dos aparelhos de medida, se fosse o caso, este valor não afetaria a integridade dos instrumemg Na seção Fator de Sobrecorrente se voltará ao assunto acrescentando outras informações.

T r a n sfo r m a d o r e s d e C o r r e n t e

Corrente de Magnetização

171

A corrente de magnetização dos transformadores de corrente fornecida pelos fabricantes permite que se calcule, entre outros parâmetros, a tensão induzida no seu secundário e a corrente magnetizante correspondente. De acordo com a Fig. 5.20, que representa a curva de magnetização de um transformador de corrente para serviço de proteção, a tensão obtida no joelho da curva é aquela correspondente a uma densidade de fluxo B igual a 1,5 tesla (T), a partir da qual o transformador de corrente entra em saturação. Deve-se lembrar de que 1 tesla é a densidade de fluxo de magnetização de um núcleo, cuja seção é de 1 m2e através da qual circula um fluxo 4>de 1 weber (Wb). Por outro lado, o fluxo magnético representa o número de linhas de força, emanando de uma superfície magnetizada ou entrando na mesma superfície. Resumindo o relacionamento destas unidades, tem-se: 1 weber 1 T (tesla) = ---------1 m2 1 T (tesla) = 104 G (gauss) fluxo 1 G (gauss) = n.° de linhas cm" A corrente de magnetização pode ser dada através da Eq. (5.3) e representa menos de 1% aproximadamente da corrente nominal primária, para o TC em operação em carga nominal: Ie = K X H (mA) (5.3) H - força de magnetização, em mA/m; K - valor que depende do comprimento do caminho magnético e do número de espiras, cuja ordem de grandeza é dada na Tabela 5.5. A corrente de magnetização varia para cada transformador de corrente, devido à não-linearidade magnética dos materiais de que são constituídos os núcleos. Assim, à medida que cresce a corrente primária, a corrente de magnetização não cresce proporcionalmente, mas segundo uma curva dada na Fig. 5.21, tomada como ordem de grandeza. Os TCs destinados ao serviço de proteção, por exemplo, que atingem o início da saturação a 20 X /„, ou a 1,5 T, segundo a curva da Fig. 5.20, devem ser projetados para, em operação nominal, trabalhar com uma densidade mag­ nética, aproximadamente, igual 0,1 T. Quando não se consegue uma chapa de ferro-silício que trabalhe à corrente

Fig. 5.20 C u rv a d e m a g n e tiz a ç ã o d e u m

tr a n s f o r m a d o r d e c o rre n te

172

C a p ít u l o C in c o

nominal primária com um valor de densidade magnética igual ou inferior a 1/20 do valor da densidade magnética de saturação, é necessário utilizar reatores não-lineares em derivação com os terminais de carga. Logo, neste caso, a cor­ rente deduzida da carga é igual à corrente de desmagnetização mais a corrente que flui pelo reator em derivação. É importante observar que um transformador de corrente não deve ter o seu circuito secundário aberto, estando o primário ligado à rede. Isso se deve ao fato de que não há força desmagnetizante secundária que se oponha à força magnetizante gerada pela corrente primária, fazendo com que, para correntes elevadas primárias, todo o fluxo magnetizante exerça sua ação sobre o núcleo do TC, levando-o à saturação e provocando uma intensa taxa de variação de fluxo na passagem da corrente primária pelo ponto zero e resultando numa elevada força eletromotriz induzida nos enrolamentos secundários. Nesse caso, a corrente de magnetização do TC assume o valor da própria corrente de carga. Logo, quando os aparelhos ligados aos TCs forem retirados do circuito, os terminais secundários devem ser curto-circuitados. A não-observância desse procedimento resultará em perdas Joule ex­ cessivas, perigo iminente para o operador ou leiturista e alterações profundas nas características de exatidão dos transformadores de corrente. A permeabilidade magnética dos transformadores de corrente para serviço de medição é muito elevada, per­ mitindo que se trabalhe, em geral, com uma densidade magnética, em torno de 0,1 T, entrando o TC em processo de saturação a partir de 0,4 T. Estes valores de permeabilidade magnética se justificam para reduzir o máximo possível a corrente de desmagnetização, responsável direta, como já se observou, pelos erros introduzidos na medição pelos TCs. A permeabilidade magnética se caracteriza pelo valor da resistência ao fluxo magnético oferecido por um determinado material submetido a um campo magnético. Claro que, quanto maior for a perme­ abilidade magnética menor será o fluxo que irá atravessar o núcleo de ferro do TC, e, conseqüentemente, menor será a corrente de magnetização. Tabela 5.5 Ordem de grandeza de K da Eq. (5.3) Ampèresespiras (AS) 100 200 300 400 500 600 800 1.000

Tensão nom inal do TC (kV ) 15 10,3 5,2 3,4 2,6 2,0 1,7 1,3 1,0

34,5 16,6 8,3 5,5 4,2 3,3 2,8 2,1 1,6

72,6 25,0 12,5 8,3 6,3 5,0 4,2 3,2 2,5

nética de iso, a corivação. i, estando oponha à is, todo o :ensa taxa ça eletro3 valor da terminais Joule exitidão dos vada, perlprocesso 3 máximo uzidos na nagnético r a permeíte, menor

T r a n sfo r m a d o r es d e C o r r e n t e

173

Já os transformadores de corrente destinados ao serviço de proteção apresentam um núcleo de baixa permeabi­ lidade quando comparada com aquela dos TCs de medição, permitindo a saturação somente para uma densidade de fluxo magnético bem elevada, conforme se pode constatar através da curva da Fig. 5.33.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.3 Calcular a corrente de excitação de um TC de proteção de 50-5 A, 15 kV de tensão nominal, operando a corrente nominal. Ao secundário do transformador de corrente está ligado um relé de sobrecorrente, que implica a escolha da carga nominal de C100. No projeto do TC foi adotada uma magnetização de 500 ampères-espiras. O núcleo tem seção 9 x 8 cm. A força eletromotriz no secundário é de 16,7 V. Da Eq. (5.3), tem-se: le = K x H lax N2 = 500 5 X N2 = 500 -> N2 = 100 K = 2 (Tabela 5.5) De acordo com a equação de densidade de fluxo magnético, tem-se: 108 x E 2 10a x 16,7 Bm = ----------------- --------= ------------------------------ = 870 gauss

” 4,44 X SX F X N , S = 9 x 8 = 72 cm2

4,44 X 72 X 60X100

Bm = 0,087 T -> H = 2,1 (Fig. 5.20) 4 = 2 X 2 ,1 = 4,2 mA

Tensão Secundária

A tensão nos terminais secundários dos transformadores de corrente está limitada pela saturação do núcleo. Mesmo assim, é possível o surgimento de tensões elevadas secundárias quando o primário dos TCs é submetido a correntes muito altas ou existe acoplada uma carga secundária de valor superior à nominal do TC. Quando a onda de fluxo senoidal está passando por zero, ocorrem, neste momento, os valores mais elevados de sobretensão, já que neste ponto se verifica a máxima taxa de variação de fluxo magnético no núcleo. A Eq. (5.4) permite que se calcule a força eletromotriz induzida no secundário do TC em função das impedâncias da carga e dos enrolamentos secundários do transformador de corrente. E. = L X

( r c + r k )2 + (x c + x tc)2 (V)

(5.4)

Ics - corrente que circula no secundário, em A; Rc - resistência da carga, em íl; Rlc - resistência do enrolamento secundário do TC, em íl; Xc - reatância da carga, em íl; Xlc - reatância do enrolamento secundário do TC, em íl.

A Fig. 5.22 define as variáveis constantes da Eq. 5.4. Os valores da resistência e da reatância das cargas padronizadas secundárias dos transformadores de corrente são dados na Tabela 5.3, enquanto a resistência e a reatância dos enrolamentos secundários podem ser obtidas a partir dos ensaios de laboratório, cujos valores variam em faixas bastante largas. Como ordem de grandeza a resistência pode variar entre 0,150 e 0,350 íl. Já a reatância também em ordem de grandeza tem valores entre 0,002 e 1,8 fí. Como se pode observar através da Tabela 5.6, a tensão nominal pode ser obtida diretamente em função da carga padronizada do TC e que é resultado do produto da sua impedância pela corrente nominalsecundária e pelo fator de sobrecorrente, ou seja: V = Fs X Z c X L (5.5) Fs-

fa to r d e s o b re c o rre n te , p a d ro n iz a d o e m 2 0 .

174

C a p ít u l o C in c o

Fig. 5.22 Diagrama representativo da Eq. 5.4

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.4 Calcular a força eletromotriz induzida no secundário de um transformador de corrente de 200-5 A que alimenta um relé eletromecânico de sobrecorrente de (0,2 + J0,12) íl. Determinar, também, a carga e a tensão no secundário do TC em regime de acionamento do relé, ou seja, 20 vezes a corrente nominal. Admite-se no ensaio do TC: Rtc = 0,121fteX ,c = 0.103Í1 Considerando desprezível o comprimento dos fios de interligação, a carga do relé vale:

C , = ç x z t = ç x ( a + yx„) = 52 X^/0,22 + 0,122 = 5,8 VA

Logo, oTC éC 12,5 ’• JB A força eletromotriz induzida nos enrolamentos secundários do TC, Es, para 20 vezes a corrente nominal, considerando inicialmente a carga padronizada Rp e Xp na Tabela 5.3, vale:

,X ^[(flp +fíK)2+(Xp +X,e)2] Es = 2 0 x 5 x ^ ( 0 ,4 5 + 0,121)' + (o,2186 + 0,103)*] Rp = 0,45fl (Tabela 5.3) L = 0,580 (Tabela 5.3) 2t7 x F x L 2 i t X 6 0 X 0,580 X„ = -------------— = ----------------- 1------= 0,2186

p

L

1.000

1.000

E, = 65,6 V A tensão secundária padronizada é de: Vs = FSX lc X Zc = 20 X 5 X 0,5 = 50V Zc = 0,5Í1 (Tabela 5.3) Considerando, no entanto, a carga do relé em vez da carga padronizada, tem-se: E„ = 20 X 5 X ^(0,2 + 0,12l)2 +(0,12 + 0,103)2 = 39,0 V

T r a n sfo r m a d o r es

de

Corrente

175

O valor da força eletromotriz Es = 65,6 V para a carga padronizada é suficiente para compensar a queda de tensão interna do transformador de corrente e manter a tensão Vs = 50V nos terminais secundários (veja Tabela 5.6).

Particularizando o caso dos transformadores de corrente de baixa reatância, tais como os de construção toroidal (classe B), a tensão secundária pode ser obtida da Eq. (5.6). Vs = 3,5 X Zc X RTC Zc - impedância da carga ligada ao secundário do TC, em íi; RTC - relação de transformação de corrente nominal; Ip - corrente primária, em A, valor eficaz.

0,73

(5.6)

(V)

Tabela 5.6 Tensões secundárias dos TCs Carga VA C25 C5 Cl 2,5 C25 C50 C100 C200

Tensão secundária V 10 20 50 100 200 400 800

TC normalizado Classe A

Classe B

A10 A20 A50 A100 A200 A400 A800

B10 B20 B50 B100 B200 B400 B800

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.5 Considerando um TC C50 com RTC 200-5, determinar a tensão secundária nos seus terminais, para uma corrente de curtocircuito no limite da saturação. l/s = 3,5 x 2 x ^

j

= 201V (como se pode constatar pela Tabela (5.6)

lp = 20 X 200 = 4.000A RTC = 200 - 5 : 40 Zs = 2ÍÍ (Tabela 5.3)

Como se sabe, os capacitores, quando manobrados, são elementos que produzem elevadas correntes no sistema elétrico em alta freqüência e cujo resultado, para um TC instalado neste circuito e próximo aos capacitores referidos, bem como para os instrumentos a ele ligados, é a sobre-solicitação a que ficam submetidas as suas isolações. As tensões secundárias resultantes deste fenômeno podem ser determinadas a partir da Eq. (5.7). 0,00628 X I £!----. X F -----, X L C-CV) 7x (5-7) V = —-----------RTC

y ’

Vis - tensão impulsiva, em seu valor de crista, em V. Ipi - corrente primária impulsiva do TC, em seu valor de crista, em V; Fj - freqüência correspondente do transitório, em Hz; Lc - indutância da carga secundária do TC, em mH

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.6 Na energização de um banco de capacitores de 13,8 kV, ligado em Y, próximo ao qual estava instalado um conjunto de TCs de proteção de 800-5 A, C100, impedância do circuito secundário (1,2 + y3,468)fl, classe A, foram registrados os seguintes dados:

176

C a p ít u l o C in co

• corrente impulsiva: 22.400 A; • freqüência do transitório: 2.900 Hz; Calcular a tensão impulsiva secundária: 0,00628 X lpi XF: XLC _ 0,00628 X 22.400 X 2.900 X 9,2 "~ RTC 160 V„ = 23.457 V RTC = 800 - 5 RTC = 160 L X° 3’468 C 2 X 77 X F 2 X 7T X 60 Lc = 9,2 X 10 3 H = 9,2 mH

Designação de um TC

Neste ponto já é possível identificar os transformadores de corrente através de seus parâmetros elétricos básicos. Assim, a NBR 6856 designa um TC para serviço de proteção, colocando em ordem a classe de exatidão, a classe quanto à reatância e a tensão secundária para 20 vezes a corrente nominal. Como exemplo, um transformador de corrente C100, de alta reatância, para uma classe de exatidão de 10% é designado por: 10A400. Já os TCs destinados ao serviço de medição são designados pela classe de exatidão e pela carga secundária padronizada. Como exemplo, um transformador de corrente para servir uma carga de 20 VA, compreendendo os aparelhos e as perdas nos fios de interligação e destinados à medição de energia para fins de faturamento, é designado por: 0,3C25.

Fator Térmico Nominal

É aquele em que se pode multiplicar a corrente primária nominal de um TC para se obter a corrente que pode conduzir continuamente, na freqüência nominal e com cargas especificadas, sem que sejam excedidos os limites de elevação de temperatura definidos por norma. A NBR 6856 especifica os seguintes fatores térmicos nominais: 1,0 - 1,2- 1,3- 1,5-2,0. No dimensionamento de um TC, o fator térmico nominal é determinado considerando a elevação de tempera­ tura admissível para os materiais isolantes utilizados na fabricação do mesmo. Em alguns casos, os fabricantes consideram a elevação de temperatura admissível de 55°C.

Corrente Térmica Nominal

É o valor eficaz da corrente primária de curto-circuito simétrico que o TC pode suportar por um tempo defini­ do, em geral, igual a i s , estando com o enrolamento secundário em curto-circuito, sem que sejam excedidos os limites de elevação de temperatura especificados por norma. Ao se selecionar a corrente primária nominal de um TC, deve-se considerar as correntes de carga e sobrecarga do sistema, de tal modo que estas não ultrapassem a corrente primária nominal multiplicada pelo fator térmico nominal. Porém, em instalações com elevadas correntes de curto-circuito e correntes de carga pequenas, pode ser necessário ou conveniente utilizar correntes primárias nominais maiores que as determinadas pelo critério anteriormente exposto. Isto se deve à dificuldade de se construírem transformadores de corrente com corrente térmica nominal adequada. No dimensionamento de um TC, a corrente térmica nominal é determinada considerando a densidade de corrente no enrolamento primário e a temperatura máxima no enrolamento. Para correntes térmicas elevadas e correntes primárias pequenas, o que corresponde a uma relação elevada entre a corrente térmica e a corrente nominal, a seção dos condutores do enrolamento primário é determinada pelo valor da corrente térmica, enquanto o número de espiras é determinado pela corrente dinâmica.

Fator Térmico de Curto-circuito

É a relação entre a corrente térmica nominal e a corrente primária nominal, valor eficaz que circula no primário do transformador de corrente. Pode ser dado pela Eq. (5.8).

T r a n sfo r m a d o r es

de

Corrente

177

Iter - corrente térmica do TC, em A; Inp - corrente nominal primária, em A.

Corrente Dinâmica Nominal

É o valor de impulso da corrente de curto-circuito assimétrica que circula no primário do transformador de corrente e que este pode suportar, por um tempo estabelecido de meio ciclo, estando os enrolamentos secundários em curto-circuito, sem que seja afetado mecanicamente, em virtude das forças eletrodinâmicas desenvolvidas. E interessante observar que as correntes que circulam nos enrolamentos primário e secundário do TC apresen­ tam as seguintes particularidades; • se as correntes circulantes são paralelas e de mesmo sentido, os condutores se atraem; • se as correntes circulantes são paralelas e de sentidos contrários, os condutores se repelem. A corrente dinâmica nominal é normalmente 2,5 vezes a corrente térmica nominal. Porém, como a corrente térmica desenvolvida durante uma falta é função do tempo de operação da proteção, então pode-se ter as seguintes condições: • a corrente térmica é inferior à corrente inicial simétrica de curto-circuito. Sendo a corrente térmica dada pela Eq. (5.9), tem-se;

isicos. classe dor de ndária idendo into, é

e pode limites ninais: mperaicantes

defini­ dos os irga do iminal. árioou iposto. [uada. orrente ia entre o valor

imário (5.8)

h , = Lu X J(T " + 0,042) (kA)

(5.9)

Top - tempo dé operação da proteção, em s; Icis - corrente inicial simétrica de curto-circuito, valor eficaz, em kA.

I

I,

- Par.: \íf c + M 4 2 ) < 1 -> < Logo, a corrente dinâmica do TC deve ser: Idin - corrente dinâmica, em kA.

h m > Ias

(5-10)

• a corrente térmica é igual à corrente inicial simétrica de curto-circuito.

- Para: V fc' + °’042) = 1 ^ 7~ = 7- Para: V fc + °’042) > 1 ^ 7- > 7* Logo, a corrente dinâmica do TC deve ser:

liin = 2,5 X I,er

(5.11)

liin = 2,5 X /,„

(5.12) Considerando que a fonte de suprimento esteja afastada da carga, condição mais comum nas aplicações práticas, o valor da corrente inicial simétrica de curto-circuito é igual ao valor da corrente simétrica de curto-circuito.

Tensão Suportável na Freqüência Industrial

Os transformadores de corrente devem ser capazes de suportar as tensões de ensaio discriminadas na Tabela 5.7.

Polaridade

Os transformadores de corrente destinados ao serviço de medição de energia, relésde potência, fasímetros, etc., são identificados nos terminais de ligação primário e secundário por letras convencionadasque indicam a polaridade para a qual foram construídos e que pode ser positiva ou negativa. São empregadas as letras, com seus índices, Pu P2, P3 e Su S2, S3, respectivamente, para designar os terminais primários e secundários dos transformadores de corrente conforme se pode observar, por exemplo, através das Figs. 5.11 e 5.12. Diz-se que o terminal Sx de um transformador de corrente tem a mesma polaridade do terminal P] quando a onda de corrente, num determinado instante, percorre o circuito primário de Px para P2 e a onda de corrente cor­ respondente no secundário assume a trajetória de S , para S2 conforme se observa na Fig. 5.23.

178

C a p ít u l o C in c o

Os transformadores de corrente são classificados nos ensaios quanto à polaridade: aditiva ou subtrativa. A maioria dos transformadores de corrente tem polaridade subtrativa, sendo inclusive indicada pela NBR 6856. Somente sob encomenda são fabricados transformadores de corrente com polaridade aditiva. Construtivamente, os terminais de mesma polaridade vêm indicados no TC em correspondência. A polaridade é obtida através do sentido de execução do enrolamento secundário em relação ao primário, para que seja conse­ guida a orientação desejada do fluxo magnético.

Fig. 5.23 Ilustração de polaridade de um transformador de corrente

5.4 CLASSIFICAÇÃO

Os transformadores de corrente devem ser fabricados de acordo com a sua destinação no circuito no qual estará operando. Assim, são classificados os transformadores de corrente para medição e para proteção.

Transformadores de Corrente para Serviço de Medição

Os TCs empregados na medição de corrente ou energia são equipamentos capazes de transformar as correntes de carga na relação, em geral, de 1J5, propiciando o registro dos valores pelos instrumentos medidores sem que estes estejam em ligação direta com o circuito primário da instalação.

Tensão máxima do equipamento

Tabela 5.7 Tensões suportáveis dos transformadores de corrente Tensão suportável Tensão suportável nominal Tensão suportável nominal de impulso à freqüência industrial nominal de impulso atmosférico cortado (kV ef) durante 1 minuto atmosférico (kV crista) Nota B Nota A kV ef Nota A Nota B 4 - ^ 10

kV 0,6 1,2 7,2 40 60 20 34 110 15,0 95 150 50 25,8 125 200 70 38,0 150 95 48,3 250 250 140 72,5 325 350 Nota A - Grandezas a que é referido o isolamento, nas condições previstas na NBR 5855. Nota B - Para os sistemas que satisfaçam as condições do anexo B da NBR 6856. -

-

-

-

-

44 105 138 165 275 357

66 121 165 ' 220 \ 275 R 385__ ,,

T ra n s fo rm a d o re s d e C o r r e n te

179

Eventualmente, são construídos transformadores de corrente com vários núcleos, uns destinados à medição de energia e outros próprios para o serviço de proteção. Porém, as concessionárias, geralmente, especificam em suas normas unidades separadas para a sua medição de faturamento, devendo o projetista da instalação reservar uma unidade independente para a proteção, quando for o caso. Fator d e so b recorren te Além de representar uma elevada segurança para os operadores e leituristas, os transformadores de corrente têm a finalidade de proteger os instrumentos de medida contra sobrecargas ou sobrecorrentes de valores muito elevados. Isto é possível, porque o seu núcleo é especificado para entrar em saturação para correntes superiores à corrente nominal vezes o fator de sobrecorrente, conforme se pode mostrar na Eq. (5.13). Ips - corrente primária nominal de segurança; Inp - corrente nominal primária do TC.

I np

(5.13)

Já a corrente primária nominal de segurança é expressa pelo valor da corrente primária que atende a Eq. (5.14). Kn X /, ^ 0,9 X lp (5.14) Kn - relação nominal do TC; Is - corrente que flui no secundário do TC; Ip - corrente que flui no primário do TC. A segurança do instrumento alimentado pelo TC será tanto maior quanto menor for o fator de segurança. As­ sim, para um TC 100-5A, instalado num circuito onde a corrente primária de defeito é de 3.200 A e a corrente secundária é de 20 A (TC saturado), tem-se: K„ = 10% = 20 Is = 4 X 5 = 20 A Ip = 3.200 A 20 X 20 ^ 0,9 X 3.200 400 < 2.880 (condição satisfeita) O fator Fs, segundo a NBR 6856/81, deve ser decidido entre fabricante e comprador desde que a Eq. (5.14) seja satisfeita. Em geral, Fs varia entre valores de 4 a 10. Isto quer dizer, neste último caso, que a saturação do TC deve-se dar a partir de 10 X 100 = 1.000 A, para o exemplo em questão. O valor do fator de sobrecorrente ou de segurança é especificado para a maior carga nominal designada para o TC. Ao se conectar cargas inferiores, o fator de segurança cresce inversamente proporcional à redução da carga conectada. Assim, para um TC cujo Fs = 8, ao se aplicar no seu secundário uma carga de 50% de sua carga no­ minal, o fator de segurança toma o valor de: Fs = 8/0,5 = 16 Normalmente os aparelhos de medida são fabricados para suportar por um período de 1 s cerca de 50 vezes a sua corrente nominal, o que permite uma segurança extremamente grande para a operação destes equipamentos. Já a IEC 185 especifica o fator de segurança desde que seja atendida a Eq. (5.15). — ^— X 100 2=10% (5.15)

L X F.

Ie - corrente de excitação, em A; Ins - corrente nominal secundária, em A.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.7 Considerar o gráfico da Fig. 5.24, que representa a curva de saturação de doisTCs com as seguintes características próprias e da carga secundária: • carga: C12,5; • relação de transformação: 300-5 A;

180

Capítulo Cinco

• • • • • •

classe de exatidão: 0,3; resistência ôhmica do enroiamento secundário: 0.2894ÍÍ; reatância do enroiamento secundário: 0,005fl; reatância de magnetização da carga: 0,218 ft; resistência da carga: 0,45 fí; fator de segurança: 10.

Para o TC (1), de acordo com a Eq. (5.4), tem-se:

Es = L X ^(Rc +R,r)2 + { x c +x,c)2 /„ = Fs X 5 = 10X5 = 50 A_________________ Es = 50 X (o,45 + 0,2894)' + (0,005 + 0,218)' = 38,6 V Pela Fig. 5.24, tem-se: /„ = 0,033 A Logo:

1, X L x Fs

100 5= 10%

0,033 X 100 = 0,06% < 10% (não atende ao requisito desejado pela IEC) 5 X 10

Considerando o TC (2), a corrente de excitação é igual a 5 A para uma força eletromotriz igual a 38,6 V, o que vem atender o requisito de segurança da carga, ou seja: 5 X 10

X 100 = 10% = 10%

T r a n sfo r m a d o r es

de

C orrente

181

Erros dos transformadores de corrente Os transformadores de corrente se caracterizam, entre outros elementos essenciais, pela relação de transforma­ ção nominal e real. A primeira, exprime o valor da relação entre as correntes primária e secundária para a qual o equipamento foi projetado, e é indicada pelo fabricante. A segunda exprime a relação entre as correntes primária e secundária que se obtém realizando medidas precisas em laboratório. Essas correntes são muito próximas dos valores nominais. Essa pequena diferença se deve à influência do material ferromagnético de que é constituído o núcleo do TC. Contudo, o seu valor é de extrema importância, quando se trata de transformadores de corrente destinados à medição. Logo, para os transformadores de corrente que se destinam apenas à medição de corrente, o importante para se saber a precisão da medida é o erro inerente à relação de transformação. No entanto, quando é necessária uma medição em que é importante o desfasamento da corrente em relação à tensão, deve-se conhecer o erro do ângulo de fase ((3) que o transformador de corrente vai introduzir nos valores medidos. Assim, por exemplo, para medição de corrente e tensão, com a finalidade de se determinar o fator de potência de um circuito, se for utilizado um transformador de corrente que produza um retardo ou avanço na corrente em relação à tensão, no seu secundário, propiciará uma medição falsa do fator de potência verdadeiro. Em geral, os erros de relação e de ângulo de fase dependem do valor da corrente primária do TC, do tipo de carga ligada no seu secundário e da freqüência do sistema que é normalmente desprezada, devido à relativa esta­ bilidade deste parâmetro nas redes de suprimento.

a) Erro de relação de transformação

É aquele que é registrado na medição de corrente com TC, onde a corrente primária não corresponde exatamente ao produto da corrente lida no secundário pela relação de transformação nominal. Os erros nos transformadores de corrente são devidos basicamente à corrente do ramo magnetizante, conforme se mostra na Fig. 5.16. A impedância do enrolamento primário não exerce nenhum efeito sobre o erro do TC, representado apenas por uma impedância série no circuito do sistema em que está instalado este equipamento, cujo valor pode ser considerado desprezível. A representação de um TC após estas considerações pode ser dada pela Fig. 5.25.

Fig. 5.25 Diagrama simplificado de um transformador de corrente Entretanto, o erro de relação de transformação pode ser corrigido através do fator de correção de relação relativo (FCR) e dado na Eq. (5.16). FCRr = !- ^ ~ -

(5.16)

Is - corrente secundária de carga, em A; Ie - corrente de excitação referida ao secundário, em A. O valor desta corrente Ie pode ser determinado a partir da curva de excitação secundária do TC que, para uma

determinada marca, pode ser dado pela Fig. 5.24.

C a p ít u l o C in c o

O fator de correção de relação também pode ser definido como sendo aquele que deve ser multiplicado pela relação de transformação de corrente nominal, RTC, para se obter a verdadeira relação de transformação, isto é, sem erro, ou seja: FCRr = 'RTCr ■ (5.17) RTC RTCr - relação de transformação de corrente real; RTC - relação de transformação de corrente nominal.

Finalmente, o erro de relação pode ser calculado percentualmente através da Eq. (5.18): RTC X I - In X 100% £p =

(5.18)

Ip - corrente primária que circula no TC.

O erro da relação também pode ser expresso pela Eq. (5.19), ou seja: ep = (100 - FCRp) (%) Sendo FCRPo fator de correção de relação percentual, é dado pela Eq. (5.20): RTC FCR = ----' RTC- X 100 (%)

(5.19) (5.20)

Os valores percentuais de FCRppodem ser encontrados nos gráficos das Figs. 5.26,5.27 e 5.28, respectivamente, para as classes de exatidão iguais a 0,3 - 0,6 - 1,2.

Fig. 5.26 G rá fic o s

d e e x a tid ã o d o s tr a n s f o r m a d o re s d e c o r r e n te c la s s e

0,3

T r a n sfo r m a d o r es

Fig. 5.28 G rá fic o s d e e x a tid ã o

d o s tr a n s f o r m a d o re s d e c o r r e n te c la s s e 1,2

de

C orrente

184

C a p ít u l o C in co

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.8 Uma medição efetuada por um amperímetro indicou que a corrente no secundário de um transformador de corrente suprindo uma determinada carga é de 4,16 A. Calcular o valor real desta corrente no circuito primário, sabendo-se que o TC é de 400-5 A e apresenta um fator de correção de relação igual a 100,5%. RTC = ^

= 80 5 RTC x /s = 80 x 4,16 = 332,8 A (corrente não corrigida) Para, FCRP = 100,5% o valor de ep é: sp = (100 - 100,5) = - 0,5% Logo, o valor verdadeiro da corrente é: 332,8 x (-0,5)' =331,13 A /, = 332,8 -

100

Erro de ângulo de fase

É o ângulo (j3) que mede a defasagem entre a corrente vetorial primária e o inverso da corrente vetorial secun­ dária de um transformador de corrente, como se observa na Fig. 5.31. Para qualquer fator de correção de relação (FCRp) conhecido de um TC, os valores limites positivos e negativos do ângulo de fase (j8) em minutos podem ser expressos pela Eq. (5.21), em que o fator de correção de transformação (FCTp) do referido TC assume os valores máximos e mínimos: [3 = 26 X (FCRp - FCTp) (') '(5.21) FCTP- fator de correção de transformação percentual. Este fator é definido como sendo aquele que deve ser multiplicado pela leitura registrada por um aparelho de medição (wattímetro, varímetro, etc.) ligado aos terminais de um TC, para corrigir o efeito combinado do ângulo de fase (3 e do fator de correção de relação percentual FCRp. A relação entre o ângulo de fase /3 e o fator de correção de relação é obtida dos gráficos das Figs. 5.26,5.27 e 5.28, extraídos da NBR 6856 - Transformadores de Corrente - Especificação. É através dessa equação que são elaborados os gráficos de exatidão mencionados, fazendo-se variar os valores de FCRp e fixando os quatro valores de FCTp para cada classe de exatidão considerada. Assim, para o gráfico da Fig. 5.27 referente à classe de exatidão 0,6, o fator de correção de transformação FCTp assume os quatro valores correspondentes a: • FCTp = 100,6 e 99,4 - para 100% da corrente nominal; • FCTp = 101,2 e 98,8 - para 10% da corrente nominal. Variando-se, então, o FCRp, obtêm-se os valores negativos e positivos do ângulo (3 em minutos. Para exemplificar toma-se a Fig. 5.27, ou seja: FCTp = 101,2 FCRp = 98,8 j8 = 26 X (FCRp - FCTp) = 26 X (98,8 - 101,2) = -62,4' (veja no gráfico da Fig. 5.27, o valor de /3= 62,4'). Ou ainda, /3 = 26 X (99,4 - 100,6) = -31,2' (veja Fig. 5.27).

Classe de exatidão

A classe de exatidão exprime nominalmente o erro esperado do transformador de corrente levando em conta0 erro de relação de transformação e o erro de defasamento entre as correntes primária e secundária. Considera-se que um TC para serviço de medição está dentro de sua classe de exatidão nominal, quando pontos determinados pelos fatores de correção de relação percentual FCRp e pelos ângulos de fase /3 estive dentro do paralelogramo de exatidão. De acordo com os instrumentos a serem ligados aos terminais secundários do TC, devem ser as seguin classes de exatidão deste equipamento: • aferição e calibração dos instrumentos de medidas de laboratório: 0,1;

T r a n sfo r m a d o r es

de

Corrente

185

• alimentação de medidores de demanda e consumo ativo e reativo para finsde faturamento: 0,3; • alimentação de medidores para fins de acompanhamento de custos industriais: 0,6; • alimentação de amperímetros indicadores e registradores gráficos: 1,2; • alimentação de instrumentos de medida de ponteiro: 3. A classe de exatidão 3 não tem limitação de erro de ângulo de fase e o seu fator de correção de relação percentual FCRP deve situar-se entre 103 e 97% para que possa ser considerado dentro de sua classe de exatidão. Como o erro de um transformador de corrente depende da corrente primária, para se determinar a sua classe de exatidão a NBR 6856 especifica que sejam realizados dois ensaios que correspondem, respectivamente, aos valores de 10% e 100% da corrente nominal primária. Como também o erro é função da carga secundária do TC, os ensaios devem ser realizados, tomando-se como base os valores padronizados destas cargas que podem ser obtidos na Tabela 5.3. O transformador de corrente só é considerado dentro de sua classe de exatidão se os resultados dos ensaios levados para os gráficos das Figs. 5.26, 5.27 e 5.28 estiverem contidos dentro dos paralelogramos de exatidão correspondentes aos ensaios para 10% e 100% da corrente nominal. Uma análise dos paralelogramos de exatidão indica que, quanto maior for a corrente primária, menor será o erro de relação permitido para o TC. Contrariamente, quanto menor for a corrente primária, maior será o erro de relação permitido. Isto se deve à influência da corrente de magnetização. Uma outra maneira de se constatar esta afirmação é observar os gráficos da Fig. 5.30. Como exemplo de aplicação dos gráficos de exatidão anteriormente apresentados, a Fig. 5.29 fornece o erro do ângulo de fase em função do múltiplo da corrente nominal de alguns transformadores comerciais. Do mesmo modo, a Fig. 5.30 fornece também o erro de relação percentual, bem como o fator de correção de relação em função do múltiplo da corrente nominal dos transformadores de corrente já mencionados. Através da construção do diagrama fasorial de um transformador de corrente, pode-se visualizar os principais parâmetros elétricos envolvidos na sua construção. Com base na Fig. 5.31, as variáveis são assim reconhecidas: le - corrente de excitação; /M- corrente devido ao fluxo magnetizante; j3 - ângulo de fase; Vs - tensão no secundário do TC; Is - corrente do secundário; RSX Is - queda de tensão resistiva do secundário; XsXI s - queda de tensão reativa de dispersão do secundário;

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4 x/„

Múltiplos da corrente nominal

Fig. 5.29 Gráfico do ângulo de fase de um TC para diferentes múltiplos da corrente

C a p ít u l o C in c o

Es - força eletromotriz do enrolamento secundário; Ip - corrente circulante no primário; lf - corrente de perdas ôhmicas no ferro.

A representação do circuito equivalente de um transformador de corrente pode ser feita conforme a Fig. 5.32. A queda de tensão primária no diagrama fasorial da Fig. 5.31 foi omitida devido aos valores de Rp e Xp serem muito pequenos, não influenciando, praticamente, em nada as medidas efetuadas. Pode-se, também, perceber no diagrama da Fig. 5.31 o ângulo de fase /3 formado pela corrente secundária Is, tomada no seu inverso, e a corrente primária Ip.

Fig. 5.31 D ia g r a m a f a s o r ia l d e u m

tr a n s f o r m a d o r d e c o rre n te

T ransforiMa d o r e s d e C o r r e n t e

187

S,

S2 Fig. 5.32 Circuito equivalente de um transformador de corrente

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.9 Num ensaio de um transformador de corrente de 300-5 A ao qual estava ligada uma carga de 24 VA, foram anotados os seguintes resultados: • para 100% da corrente de carga nominal:

- FCRp = 100,8%;

- /3 = 20; • para 10% da corrente de carga nominal: - FCRP =102,0%; -

/3 = 60

Sabendo-se que o TC tem impresso em sua placa a classe de exatidão 1,2, saber se os resultados conferem com a afirmação do fabricante. Observando os paralelogramos de exatidão da Fig. 5.28, conclui-se que tanto em 10% como em 100% da corrente nominal, o TC está dentro de sua classe de exatidão 1,2. Mesmo assim, o TC apresenta os seguintes erros percentuais de relação nas condições consideradas: ep1 = (100 - FCRp) = (100 - 100,8) = -0,8% £p2 = (100 - 102,0) = 2%

Transformadores de Corrente Destinados à Proteção

Os transformadores de corrente destinados à proteção de sistemas elétricos são equipamentos capazes de transformar elevadas correntes de sobrecarga ou de curto-circuito em pequenas correntes, propiciando a opera­ ção dos relés sem que estes estejam em ligação direta com o circuito primário da instalação, oferecendo garantia de segurança aos operadores, facilitando a manutenção dos seus componentes e, por fim, tornando-se aparelhos extremamente econômicos, já que envolvem reduzido emprego de matérias-primas. Ao contrário dos transformadores de corrente para medição, os TCs para serviço de proteção não devem saturar para correntes de elevado valor, tais como as que se desenvolvem durante a ocorrência de um defeito no sistema. Caso contrário, os sinais de corrente recebidos pelos relés estariam mascarados, permitindo, desta forma, uma operação inconseqüente do sistema elétrico. Assim, os transformadores de corrente para serviço de proteção apresentam um nível de saturação elevado, igual a 20 vezes a corrente nominal, considerando a carga padronizada ligada no seu secundário, conforme se pode mostrar na curva da Fig. 5.33. Pode-se perfeitamente concluir que jamais se deve utilizar transformadores de proteção em serviço de medi­ ção e vice-versa. Além disso, deve-se levar em conta a classe de exatidão em que estão enquadrados os TCs para serviço de proteção que, segundo a NBR 6856, podem ser de 5 ou 10. Diz-se que um TC tem classe de exatidão 10, por exemplo, quando o erro de relação percentual, durante as medidas efetuadas, desde a sua corrente nominal secundária até 20 vezes o valor da referida corrente para a carga padronizada ligada no seu secundário, é de 10%. Este erro de relação percentual pode ser obtido através da Eq. (5.22). e„ = ^-X 100

(5.22)

C a p ít u l o C in c o

Is - corrente secundária em seu valor eficaz; Ie - corrente de excitação correspondente, em seu valor eficaz.

Ainda segundo a NBR 6856, o erro de relação do TC deve ser limitado ao valor de corrente secundária desde 1 a 20 vezes a corrente nominal e a qualquer carga igual ou inferior à nominal. Deve-se alertar para o fato de que os transformadores de corrente com mais de uma derivação no enrolamento secundário têm a sua classe de exatidão relacionada com a sua operação na posição que leva o maior número de espiras. Além da classe de exatidão, os transformadores de corrente para serviço de proteção são caracterizados pela sua classe, relativamente à impedância do seu enrolamento secundário, ou seja: • classe B são aqueles cujo enrolamento secundário apresenta reatância que pode ser desprezada. Nesta classe, estão enquadrados os TCs com núcleo toroidal, ou simplesmente TCs de bucha; • classe A são aqueles cujo enrolamento secundário apresenta uma reatância que não pode ser desprezada. Nesta classe, estão enquadrados todos os TCs que não se enquadram na classe B; O s transformadores de corrente, como estão em série com o sistema, ficam sujeitos às mesmas solicitações de sobrecorrente sentidas por este, como por exemplo, a corrente resultante de um defeito trifásico. É importante frisar que não há nenhuma assimetria na corrente de defeito quando a falta ocorrè exatamente no momento em que a corrente que flui no sistema está passando pelo seu zero natural e em atraso da tensão de 90 • Quanto mais próximo ocorrer o instante do defeito do momento em que se dará o valor de crista de tensão, menor será o componente contínuo e, conseqüentemente, a corrente inicial de curto-circuito. Sabe-se que o componente contínuo diminui exponencialmente com a constante de tempo do sistema elétrico, Cf enquanto o componente alternado da corrente de curto-circuito permanece inalterado até o instante do desligamento da chave de proteção, considerando que o defeito tenha ocorrido distante dos terminais da fonte de geração. Os transformadores de corrente para proteção com núcleo convencional, sem entreferro, oferecem uma exce­ lente fidelidade à corrente de curto-circuito de valor simétrico, na relação primário para o secundário, o que nao ocorre com as correntes de configuração assimétrica. Com base na Fig. 5.34, considerar que num determina^0 sistema esteja fluindo a corrente de carga nominal /„ antes da ocorrência de um de defeito assimétrico. A corrente nominal corresponde à geração de fluxo no núcleo do TC, muito abaixo do seu valor de saturação, s, supon que o TC alimenta uma carga igual ao seu valor nominal e que a corrente de defeito é superior a sua corren nominal primária vezes o fator de sobrecorrente (20 X Inp). Dessa forma, o núcleo deste equipamento entraria num processo de saturação antes de 1/4 de ciclo, como é mostrado na Fig. 5.34, obrigando a corrente secundán2 a anular-se, já que neste instante não há variação do fluxo, isto é: I = dcf)/dt, se d = 0, logo I = 0. A corrente primária Ip passa a fluir no ramo magnético do TC. No quarto de ciclo seguinte, quando o núcleo se desmag11^ tizar, pela alternância da corrente, o TC volta a reproduzir para o secundário a corrente de defeito, desde que

T r a n sfo r m a d o r e s d e C o r r e n t e

189

valor assimétrico desta corrente seja inferior a 20 vezes a corrente nominal do TC. Como se deduz, um esquema de proteção nestas circunstâncias estaria seriamente afetado, já que a corrente secundária vista pelo relé durante frações de ciclo, pelo menos, permanece nula. Um outro fato que merece importância é o religamento de um sistema após uma curta interrupção, fato muito comum nos alimentadores que dispõem de religadores ou disjuntores com relé de religamento. Neste caso, devido à remanência do núcleo do TC pode ocorrer uma saturação antes do ponto previsto. Para evitar esta inconveniência, os transformadores de proteção devem apresentar um núcleo anti-remanente, o que é conseguido com inserção de um entreferro. Os transformadores de corrente especiais com núcleo linear são aqueles em que os entreferros estão distri­ buídos ao longo do núcleo magnético. Estes equipamentos operam normalmente com um fluxo elevado. Por apresentarem uma defasagem angular entre as correntes primária e secundária de cerca de 3o elétricos, devem ter o seu emprego restrito aos equipamentos de proteção de sobrecorrente, não se devendo utilizar, por exemplo, a proteção diferencial. A Fig. 5.35 mostra as curvas características de magnetização B-H, destacando-se os pontos de remanência ou magnetização residual.

Fig. 5.35 C u rv a s c a ra c te r ís tic a s d e m a g n e tiz a ç ã o d o s tr a n s f o r m a d o re s

d e c o rre n te

190

C a p ít u l o C in c o

Para se determinar a corrente que pode saturar o transformador de corrente, basta aplicar a Eq. (5.23) e comparar o seu valor com a tensão secundária para 20 vezes a corrente nominal, dada na Tabela 5.6, ou seja: VSfl, =0,5 X í , x ^ x z „

(5.23)

Ias - corrente assimétrica de curto-circuito, em kA; Zsc - impedância do secundário do TC (Zlc, mais a da carga, Zc)\ Ks - fator de saturação; pode ser determinado pela Eq. (5.24): K, =

2 tt

X

F X C, X (l - e-T'c' ) + 1

(5.24)

T - tempo de atuação do elemento instantâneo, em s; C, - constante de tempo do sistema elétrico.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 5.10 Calcular a tensão nos terminais secundários de um TC que alimenta uma carga de impedância iguala (0,98 + y'1,02) íl, sabendo-se que a corrente simétrica de curto-circuito é de 5.100 A. O fator de assimetria vale 1,1. A proteçãodoelemento instantâneo atua em 0,020 s. A impedância do sistema vale (1,324 + y0,620) íl. O TC é de 300-5A. Ks = 2ir x 60 X 0,00124 X (1 - e-°’02(M'00124) + 1 = 1,46 C, = -------—------ = -------- --------------- = 0,00124 '

2 tr X F x f l

2 tt X 6 0 x 1,324

lcc = 5.100 A Z c = 0 ,9 8 + yi, 0 2 -> Zc =1,414 í l C „ = Z c X !l =1,414 X 52 —35,3 \l) I = — = ^ ^ = 255 A K Fs 20 RTC = 300 - 5 A : 60 TC: 10B200(C50)

z m=z . + z . = z . = w 4 a

Z,c e 0 (valor considerado) A tensão a que ficará submetido o secundário do TC será de: 1,1X5.100 60

Vs„ = 0 ,5 X 1 ,4 6 X - -------------- X 1 ,414 = 96, 5V A tensão no secundário do TC para 20 vezes a corrente nominal vale, segundo a Eq. (5.5): Vs = Fs X Zc X ls = 20 X 2 X 5 = 200 V (10B200) Zc = 2 í l V$al < Vs (logo o TC não irá saturar)

5.5 ENSAIOS E RECEBIMENTO

São as seguintes as normas técnicas nacionais que se aplicam aos transformadores de corrente: • NBR 6856 - Transformadores de Corrente - Especificação. • NBR 6821 - Transformadores de Corrente - Métodos de ensaio. Os ensaios dos transformadores de corrente devem ser executados segundo a NBR 6821 - Transformador dí Corrente - Método de Ensaio. São os seguintes os ensaios que devem ser realizados nos TCs.

Ensaios de Rotina

Estes ensaios se destinam a verificar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empre8a<^oS na fabricação dos TCs. São os seguintes os ensaios de rotina exigidos pela NBR 6856: • tensão induzida;

T r a n sfo r m a d o r es

• • • • • •

de

Corrente

191

tensão suportável à freqüência industrial; descargas parciais; polaridade; exatidão; fator de potência do isolamento; resistência mecânica à pressão interna.

Ensaios de Tipo

Os ensaios de tipo são realizados para se comprovar se um determinado modelo ou tipo de TC é capaz de funcionar satisfatoriamente nas seguintes condições especificadas: • todos os ensaios especificados anteriormente; • resistência dos enrolamentos; • tensão suportável de impulso atmosférico; • tensão suportável de impulso de manobra; • elevação de temperatura; • corrente térmica nominal.

Ensaios Especiais

Constituem ensaios especiais os seguintes: • radiointerferência (V„ 3= 145 kV); • estanqueidade a quente.

5.6 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

A especificação de um transformador de corrente implica o conhecimento prévio do emprego deste equipamento: para serviço de medição ou de proteção. No caso de transformadores de corrente para serviço de medição, é necessário se determinar a carga que será acoplada ao seu secundário. No caso de transformadores destinados ao serviço de proteção, é necessário se co­ nhecer, além da carga dos aparelhos que serão ligados ao seu secundário, as condições transitórias das correntes de defeito. De uma forma geral, na especificação de um transformador de corrente deve-se explicitar: • destinação (medição ou proteção); • uso (interior ou exterior); • classe de exatidão; • classe de tensão; • número de enrolamentos secundários; • fator térmico; • carga nominal; • relação de transformação; • nível de isolamento; • tensões suportáveis à freqüência industrial e a impulso atmosférico; • tipo: encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante.

T ransformador de P otencial 6.1 INTRODUÇÃO

Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir tensão de isolamento de acordo com a da redeà qual estão ligados. 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 padronizada em 115 V ou 115 /VI V. Dessa forma, os instrumentos de proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com bobinas e demais componentes de baixa isolação. Os transformadores de potencial são equipamentos utilizados para suprir aparelhos que apresentam elevada impedância, tais como voltímetros, relés de tensão, bobinas de tensão de medidores de energia, etc. São empregados

i— Transformador de corrente

L

Fig. 6.1 Instalação de um conjunto TP-TC

T r a n sfo r m a d o r d e P o t e n c ia l

193

Fig. 6.2 Instalação de um TP

indistintamente nos sistemas de proteção e medição de energia elétrica. Em geral, são instalados junto aos trans­ formadores de corrente, tal como se observa na Fig. 6.1, no caso, uma subestação ao tempo de 230 kV de tensão nominal. Já a Fig. 6.2 mostra a instalação de um transformador de potencial na sua base de concreto armado. Os transformadores para instrumentos (TP e TC) devem fornecer corrente e/ou tensão aos instrumentos conec­ tados nos seus enrolamentos secundários de forma a atender às seguintes prescrições: • o circuito secundário deve ser galvanicamente separado e isolado do primário a fim de proporcionar segu­ rança aos operadores dos instrumentos ligados ao TP; • a medida da grandeza elétrica deve ser adequada aos instrumentos que serão utilizados, tais como relés, medidores de energia, medidores de tensão, corrente, etc.

6 2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os transformadores de potencial são fabricados de conformidade com o grupo de ligação requerido, com as tensões primárias e secundárias necessárias e com o tipo de instalação. O enrolamento primário é constituído de uma bobina de várias camadas de fio, submetida a uma esmaltação, em geral dupla, enrolada em um núcleo de ferro magnético sobre o qual também se envolve o enrolamento se­ cundário. Já o enrolamento secundário ou terciário é de fio de cobre duplamente esmaltado e isolado do núcleo e do enrolamento primário por meio de fitas de papel especial. Se o transformador for construído em epóxi, o núcleo com as respectivas bobinas é encapsulado através de processos especiais de modo a evitar a formação de bolhas no seu interior, o que, para tensões elevadas, se cons­ titui num fator de defeito grave. Nestas condições, esse transformador toma-se compacto, de peso relativamente pequeno, porém descartável ao ser danificado. Se o transformador for de construção em óleo, o núcleo com as respectivas bobinas são secos sob vácuo e calor. O transformador, ao ser completamente montado, é tratado a vácuo para em seguida ser preenchido com óleo isolante. O tanque, dentro do qual é acomodado o núcleo juntamente com os enrolamentos, é construído com chapa de ferro pintada ou galvanizada a fogo. Na parte superior são fixados os isoladores de porcelana vitrificada, dois para TPs do grupo 1 e somente um para os TPs dos grupos 2 e 3. Alguns transformadores possuem tanque de expansão de óleo, localizado na parte superior da porcelana.

194

C a p ít u l o S e is

Na parte inferior do TP está localizado o tanque com os elementos ativos, onde se acha a caixa de ligação dos terminais secundários. O tanque também dispõe de um terminal de aterramento do tipo parafuso de aperto. Os transformadores de potencial podem ser construídos a partir de dois tipos básicos: TPs indutivos e TPs capacitivos.

Transformadores de Potencial do Tipo Indutivo

São, desta forma, construídos basicamente todos os transformadores de potencial para utilização até a tensão de 138 kV, por apresentarem custo de produção inferior ao do tipo capacitivo. Os transformadores de potencial indutivo são dotados de um enrolamento primário envolvendo um núcleo de ferro-silício que é comum ao enro­ lamento secundário, conforme se mostra na Fig. 6.3. Os transformadores de potencial funcionam com base na conversão eletromagnética entre os enrolamentos primário e secundário. Assim, para uma determinada tensão aplicada nos enrolamentos primários, obtém-se nos terminais secundários uma tensão reduzida dada pelo valor da relação de transformação de tensão. Da mesma forma que, se aplicada uma dada tensão no secundário, obtém-se nos terminais primários uma tensão elevada de valor dado pela relação de transformação considerada. Se, por exemplo, é de 13.800 V a tensão aplicada nos bornes primários de um TP, cuja relação de transformação nominal é de 120, logo se obtém no seu secundário a tensão convertida de 115 V, ou seja: 13.800/120 = 115 V. Os transformadores de potencial indutivos são construídos segundo três grupos de ligação previstos pela NBR 6855 - Transformadores de Potencial - Especificação: • Grupo 1 - são aqueles projetados para ligação entre fases. São basicamente os do tipo utilizado nos siste­ mas de até 34,5 kV. Os transformadores enquadrados nesse grupo devem suportar continuamente 10% de sobrecarga. A Fig. 6.4 mostra um transformador de potencial do grupo 1, em óleo mineral, classe 15 kV. Já a Fig. 6.5 mostra um TP do mesmo grupo, em epóxi. • Grupo 2 - são aqueles projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas diretamente aterrados, isto é: —- < 1, sendo Rz o valor resistência de seqüência zero do sistema e Xp o valor reatância de seqüência Xp

positiva do sistema. • Grupo 3 - são aqueles projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas onde não se garanta a eficácia do aterramento. Os transformadores enquadrados nos grupos 2 e 3 são construídos segundo a Fig. 6.6. A tensão primária destes transformadores corresponde à tensão de fase da rede, enquanto no secundário as tensões podem ser de 115 /yf3 V ou 115 V, ou ainda as duas tensões mencionadas, obtidas através de uma derivação, conforme se mostra na Fig. 6.7. A Fig. 6.8 mostra um transformador de potencial do grupo 2, a óleo mineral da classe 230 kV. Existem transformadores de potencial que, por causa da sua classe de tensão e conseqüentemente de suas dimen­ sões, são constituídos de duas partes acopladas formando uma única unidade de conformidade com a Fig. 6.9.

Fig. 6.3 Representação de um transformador de potencial

T r a n sfo r m a d o r

de

195

P o t e n c ia l

Terminais secundários

Terminal primário Placa de

Corpo de fibra

Placa de identificação Tanque de óleo

Fig. 6.4 TP de 15 kV, tipo óleo mineral

Base de apoio

Fig. 6.5 TP de 15 kV, isolação a seco

Fig. 6.6 Representação dos transformadores de potencial dos grupos 2 e 3

Fig. 6.7 Representação de um TP com derivação

196

C a p ít u l o S e is

-

7T erm inal primário

7Tanques de expansão

7 | s o la d o r coluna

7 Base

Fig. 6.8 Transformador de potencial da classe 230 kV Tampa de vedação Z Anel de efeito corona ~Z-Núcleo e enrolamento Isolador de porcelana superior

Camisa de alumínio de fechamento

Caixa dos terminais secundários

Isolador de porcelana inferior

Base

Fig. 6.9 Transformador de potencial indutivo

T r a n sfo r m a d o r

sformador de Potencial do Tipo Capacitivo

de

P o t e n c ia l

197

Os transformadores deste tipo são construídos basicamente com a utilização de dois conjuntos de capacitores que servem para fornecer um divisor de tensão e permitir a comunicação através do sistema carrier. São construídos normalmente para tensões iguais ou superiores a 138 kV e apresentam como esquema básico a Fig. 6.10. O transformador de potencial capacitivo é constituído de um divisor capacitivo, cujas células que formam o condensador são ligadas em série e o conjunto fica imerso no interior de um invólucro de porcelana. O divisor capacitivo é ligado entre fase e terra. Uma derivação intermediária alimenta um grupo de medida de média tensão que compreende, basicamente, os seguintes elementos: • um transformador de potencial ligado na derivação intermediária, através de um ponto de conexão e forne­ cendo as tensões secundárias desejadas; • um reator de compensação ajustável para controlar as quedas de tensão e a defasagem no divisor capacitivo, na freqüência nominal, independentemente da carga, porém nos limites previstos pela classe de exatidão considerada; • um dispositivo de amortecimento dos fenômenos de ferro-ressonância. A não ser pela classe de exatidão, os transformadores de potencial não se diferenciam entre aqueles destinados à medição e à proteção. Contudo, são classificados de acordo com o erro que introduzem nos valores medidos no secundário. A Fig. 6.10 mostra um transformador de potencial capacitivo, detalhando as suas partes componentes.

M anôm etrodepressão

Z doóleo

Z Unidadecapacitiva Z Isoladordeporcelana Z Isolaçãoemóleo Z Selagem Z Diafragma Z

Unidadecapacitiva

Z Isoladordeporcelana Tanque Circuitocontraferro-

~Z ressonância

Transform adordem édia tensão Z Caixadeterm inal de baixatensão Indutâncias série

— 2

Fig. 6.10 Transformador de potencial capacitivo

198

C a p ít u l o S eis

6.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Serão estudadas agora as características elétricas dos transformadores de potencial, particularizando cada parâmetro que mereça importância para o conhecimento desse equipamento. Os transformadores de potencial são bem caracterizados por dois erros que cometem ao reproduzir no secun­ dário a tensão a que estão submetidos no primário. Estes erros são: o erro de relação de transformação e o erro do ângulo de fase.

Erro de Relação de Transformação

Este tipo de erro é registrado na medição de tensão com TP, onde a tensão primária não corresponde exatamente ao produto da tensão lida no secundário pela relação de transformação de potencial nominal. Este erro pode ser corri­ gido através do fator de correção de relação (FCR ). O produto entre a relação de transformação de potencial nominal (RTP) e o fator de correção de relação resulta na relação de transformação de potencial real (RTP r), ou seja: RTP FCRr = -----RTP

(6.1)’

Finalmente, o erro de relação pode ser calculado percentualmente através da Eq. (6.2). RTP X V - V, ----- ------------£----X 100% K

V - tensão aplicada no primário do TP

Atrasado

Ângulo de fase (/3) em minutos

Adiantado

Fig. 6.11 Gráficos de classe de exatidão dos transformadores de potencial

(6.2)

T r a n sfo r m a d o r d e P o t e n c ia l

O erro de relação percentual também pode ser expresso pela Eq. (6.3), ou seja: e,= (lO O -F C *,)(% ) FCRp - fator de correção de relação percentual dado pela Eq. (6.4).

199 (6.3)

FCR" = IR T P X 100(%)

(6'4) Os valores percentuais de FCRp podem ser encontrados nos gráficos da Fig. 6.11, que compreendem as classes de exatidão 0,3 - 0,6 - 1,2. Algumas observações devem ser feitas envolvendo as relações de transformação nominal e real, ou seja: • se o RTP > RTP„ o fator de correção de relação percentual FCRp < 100% e o erro de relação ep > 0%: o valor real da tensão primária é menor que o produto RTP X Vs; • se o RTP > RTPn o fator de correção de relação percentual FCRp > 100% e o erro de relação Sp < 0%: o valor real da tensão primária é maior que o produto RTP X Vs.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 6.1 Uma medição efetuada por um voltímetro indicou que a tensão no secundário do transformador de potencial é de 112,9 V. Calcular o valor real da tensão primária, sabendo-se que o TP é de 13.800 V, e que este apresenta um fator de correção de relação igual a 100,5%. A relação de transformação nominal vale:

fl7P= 1M °0= i20

115 O valor da tensão não corrigida é de: RTPx \/s = 120 X 112,9 = 13.548 V Para um fator de correção de relação FCRP = 100,5%, tem-se: ep = (100 - 100,5) = -0,5% Logo, o verdadeiro valor da tensão é: 13.548 X (-0,5) = 13.615 V

TÕÕ

de Ângulo de Fase

E o ângulo y que mede a defasagem entre a tensão vetorial primária e a tensão vetorial secundária de um transformador de potencial. Pode ser expresso pela Eq. (6.5). y = 26 X (FCTp - FCRp.) (') (6.5) FCTp é o fator de correção de transformação que considera tanto o erro de relação de transformação (FCRp), como o erro do ângulo de fase, nos processos de medição de potência. A relação entre o ângulo de fase (7 ) e o fator de correção de relação é dada nos gráficos da Fig. 6.12, extraída da NBR 6855. Os gráficos da Fig. 6.11 são determinados a partir da Eq. (6.5). Assim, fixando-se os valores de FCTp para cada classe de exatidão considerada e variando-se os valores de FCRp, tem-se para a classe 0,6:

FCTp = 100,6%

FCTp = 99,4% y = 26 X (99,4 - 100,6) = - 31,2o (veja Fig. 6.11) y = 26 X (100,6 - 99,4) = 31,2°

200

C a p ít u l o S e is

Classe de Exatidão

A classe de exatidão exprime nominalmente o erro esperado do transformador de potencial, levando em conta o erro de relação de transformação e o erro de defasamento angular entre as tensões primária e secundária. Este erro é medido pelo fator de correção de transformação. Dessa forma conclui-se que o FCT é o número que deve ser multiplicado pelo valor da leitura de determinados aparelhos de medida, tais como o medidor de energia elétrica e de demanda, wattímetro, varímetro, etc., de sorte a se obter a correção dos efeitos simultâneos do fator de correção de relação e do ângulo de defasagem entre V e o inverso de Vp. Os erros verificados num determinado transformador de potencial estão representados com a carga secundária a ele acoplada e ao fator de potência correspondente desta mesma carga. Considera-se que um TP está dentro de sua classe de exatidão, quando os pontos determinados pelos fatores de correção de relação (FCR ) e pelos ângulos de fase (y) estiverem dentro do paralelogramo de exatidão, corres­ pondente a sua classe de exatidão. Para se determinar a classe de exatidão do TP, são realizados ensaios em vazio e em carga com valores padroni­ zados por norma. Cada ensaio correspondente a cada carga padronizada é efetuado para as seguintes condições: • ensaio sob tensão nominal; • ensaio a 90% da tensão nominal; • ensaio a 110 % da tensão nominal. Os transformadores de potencial, segundo a NBR 6855, podem apresentar as seguintes classes de exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2, existindo ainda TPs da classe de exatidão 0,1. Os TPs construídos na classe de exatidão 0,1 são utilizados nas medições em laboratório ou em outras que requeiram uma elevada precisão de resultado. Já os TPs enquadrados na classe de exatidão 0,3 são destinados à medição de energia elétrica com fins de faturamento. Enquanto isso, os TPs da classe 0,6 são utilizados no suprimento de aparelhos de proteção e medição de energia elétrica sem a finalidade de faturamento. Os TPs da classe 1,2 são aplicados na medição indicativa de tensão. No caso de um transformador de potencial da classe de exatidão 3, considera-se que ele está dentro de sua classe de exatidão em condições especificadas quando, nestas condições, o fator de correção de relação estiver entre os limites 1,03 e 0,97. Os transformadores de potencial com um único enrolamento secundário devem estar dentro de sua classe de exatidão quando submetidos às tensões compreendidas entre 90% e 110% da tensão nominal e para todos os valores de carga nominal desde a sua operação em vazio até a carga nominal especificada. O mesmo TP deve estar dentro de sua classe de exatidão para todos os valores de fator de potência indutivo medidos em seus terminais primários, compreendidos entre 0,6 e 1 ,0, cujos limites definem os gráficos do paralelogramo de exatidão. As Figs. 6.12 e 6.13 mostram, como exemplos, as curvas obtidas no ensaio de exatidão, desenhadas para uma impedância correspondente a 0 a 100% da carga nominal e relativas, respectivamente, ao erro de relação de trans­ formação percentual e ao deslocamento da fase. Através da construção do diagrama fasorial de um transformador de potencial, podem-se visualizar os principais parâmetros elétricos envolvidos na sua construção. As áreas hachuradas indicam a faixa de tensão entre 90 e 110% da tensão nominal.

Fig. 6.12 Curva de ensaio de exatidão: erro de relação de transformação

T ra n sfo rm a d o r d e P o te n c ia l

201

Através da construção do diagrama fasorial de um transformador de potencial pode-se visualizar os principais parâmetros envolvidos na sua construção. Com base na Fig. 6.14, as variáveis são assim reconhecidas: Ep - força eletromotriz auto-induzida no primário; E, - força eletromotriz induzida no secundário; Vp - tensão primária; Vs - tensão secundária; Ip - corrente primária; Is - corrente secundária; /„ - corrente de magnetização; /^ - corrente magnetizante responsável pelo fluxo f/>;

Fig. 6.14 Diagrama fasorial de um TP

11

202

C a p ít u l o S e is

If - corrente de perdas no ferro; 7

- ângulo de defasamento;

Rpe Rs - resistência dos enrolamentos primário e secundário; Xp e Xs - reatância dos enrolamentos primário e secundário.

A representação do circuito equivalente de um transformador de potencial pode ser feita segundo a Fig. 6.15, Pode-se perceber no diagrama da Fig. 6.16 o ângulo de fase (y) formado pela tensão secundária Vs tomada no seu inverso, e a tensão primária. A Fig. 6.16 mostra também a influência do fator de potência da carga para um TP da classe de exatidão 0,3.

L

Fig. 6.16 Curva de ensaio de exatidão: erro de ângulo de fase

T r a n sfo r m a d o r

de

P o t e n c ia l

203

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 6.2 No ensaio de um transformador de potencial de 13.800-115 V, grupo de ligação 1, foram anotados os seguintes resultados: • tensão primária aplicada: 13.800 V; • tensão secundária medida: 113,6 V; • erro do ângulo de fase: -24 '. Com base nestes resultados, determinar a classe de exatidão do transformador sob ensaio. • Relação de transformação nominal (RTP)

fíTP = iM 2°=12o 115 • Relação de transformação real (RTP) RTP, = 13,800 =121,47 113,6 • Fator de correção de relação

R7^ = 1 2 W =

01225

' RTP 120 • Fator de correção de relação percentual RTP X100 = 100 X 1,01225 = 101,225% FCR„ = —— p RTP • Erro de relação percentual ep = (100 - FCRP) =100 - 101,225 =-1,225% No caso em questão, o erro, relativamente à tensão primária, é dito por falta, pois o valor que se iria indicar para ela era de: Vp = V, X RTP, = 113,6 X 120 = 13.632 V Isto daria uma diferença real de: AVp = 13.800 - 13.632 = 168 V Logo, o transformador de potencial, de acordo com o paralelogramo de exatidão da Fig. 6.11, é de classe 1,2%.

Segundo a NBR 6855, um transformador de potencial deve manter a sua exatidão em vazio e para todas cargas intermediárias normalizadas, variando desde 12,5 VA até a sua potência nominal. Dessa forma, um TP 0,3P200 deve manter a sua exatidão colocando-se cargas no seu secundário de 12,5, 25, 75 e 200 VA. Quando ao secundário de um TP é acoplada uma carga de valor elevado, ligada à extremidade de um circuito de grande extensão, pode-se ter uma queda de tensão de valor significativo que venha a comprometer a exatidão da medida, já que a tensão nos terminais da carga não corresponde a sua tensão nominal.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 6.3 Calcularaquedadetensãonoterm inal deumcircuitoalim entadoporum TP1,2P400(400VAdepotêncianom inal), saben­ do-sequeacargaéde378VAeofatordepotênciaigual a0,85. Sabe-setam bémqueocircuitoédefiodecobredeseção10 m m 2 , decom prim entoigual a90meoTPédogrupo2, comtensãoprim áriaigual a 69.000/sl~3 V erelação350:1. Sabe-se, pelosensaios, queoerroderelaçãopercentual éde-0,4%equeoerrodoângulodedefasageméde10'. • TensãosecundáriadoTP J ^ _ = 69£00x ^

RTP

Vã

s115V

350

• Correntedecarga - f - f i - 3'2aA

Q uedadetensãonocircuito a ., , „ , 3,28X 2,2221X 180 A K = / C X R C X L = ------------ —— ---------------=

1.000

1,31V

204

C a p ít u l o S e is

Rc = 2,2221 mfl/m (Tabela 4.31) Lc = 2 x 90 = 180 m (ida e retorno) Observação: desprezou-se a queda de tensão na reatância. Percentualmente, a queda de tensão vale: A V% = — x 100 = 1,391 %

Quando se consideram os efeitos simultâneos da resistência e da reatância dos condutores secundários de um circuito de um TP, é importante calcular o fator de correção de relação de carga total secundária, através da Eq. (6.6) e do ângulo do fator de potência. FCR„ = FCR, + Ic * L' X (R, X cos 0 + Xc X sen 0) s

(6.6)

FCRc, - fator de correção de relação compreendendo a carga e os condutores do circuito secundário; FCR,. - fator de correção de relação, dado na Eq. (6.1); Ic - corrente de carga, em A; Vs- tensão secundária, em V; Rc - resistência do condutor do circuito secundário, em íl/m; Xc - reatância do condutor do circuito secundário, em íl/m; Lc - comprimento do circuito, em m (considerar o condutor de ida e o de retorno); 0 - ângulo do fator de potência.

Para se determinar o desvio angular total pode-se aplicar a Eq. (6.7), ou seja: 'l

J

yc, = y + —:-----—^ y

'

y -

s

T

LX

X

sen + Xc X cos

I' (6.7)

ycl - ângulo de fase compreendendo a carga e os condutores do circuito secundário, em ('); y - ângulo de fase, dado pela Eq. (6.5).

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 6.4

Tensõ

Considerando os dados oferecidos no Exemplo de Aplicação 6.3, determinar o fator de correção de relação total e o ângulo de fase total. • Fator de correção de relação, FCR De acordo com a Eq. (6.1), tem-se: FCR, =

RTP

350

= 0,996

350 x (100-0,4) RTP, = --------- = 348,6

100

RTP = 350 :1 = 350 Da Eq. (6.3), tem-se: £p = (100 - FCRP) FCR = 100 -Ep = 100 - 0,4 = 99,6% Da Eq. (6.4), tem-se: FCRD=

RTP

X 100 = - 5 ^ X 100 = 99,6% 350

RTP X FCR_ 350 X 99,6 RTP, = ------ 100 — ---- - = -----TTT 100 = 348,6

Cargas

T r a n sfo r m a d o r

de

P o t e n c ia l

205

• Fator de correção de relação de carga secundária

/ x Lc x [Rc x cos 6 + Xc x sen 6)

FCRc, = FCR, + c

"S

3,28X180 f 2,2221 x 0,85 + 0,1207 X 0,52 > FCRr, = 0,996 + --------------- X --------------------------------------- -— 115 ^ 1.000 J Rc = 2,2221 mfí/m (Tabela 4.31)

Xc = 0,1207 mfi/m (Tabela 4.31) cos 6 = 0,85 sen 9 = sen (ar cos 0,85) = 0,52

FCRct = 0,996 + 0,01001 = 1,0060 ou: FCRctp = 100,60% • Desvio angular total Da Eq. (6.7), tem-se: 3.438 x l c x L c , , „ x 7d = y + ------------x xsen< í>+Xcxcos) "s

y — +10'

7cl

3.438 X 3,28 X 180 2,2221 X 0,52 + 0,1207 X 0,85 =10 + -------------------------- X -------------------------------------------------115 1.000

ya = 10 + 22,20 = 32,20 Pode-se perceber através da Fig. 6.11 que, nessas condições, oTP mantém, no limite, a sua classe de exatidão 0,6. Isto é obtido considerando-se ya = 32,20 e FCRct[) = 100,60'.

O fator de potência da carga exerce uma grande influência na exatidão de uma medida efetuada com um transformador de potencial. Para comprovar esta afirmativa, basta analisar a Fig. 6.16 em que se fez variar o fator de potência de uma carga padronizada de 400 VA ligada a um TP de 0,3P400 entre 0 e 1,00. Pode-se observar que o TP mantém a sua classe de exatidão no intervalo do fator de potência de 0,68 a 0,94. Já para uma carga menor, 200 VA, ligada ao TP de 0,3P400, os limites do fator de potência que mantêm a classe de exatidão são ampliados.

Tensões Nominais

Os transformadores de potencial, por norma, devem suportar tensões de serviço de 10% acima de seu valor nominal, em regime contínuo, sem nenhum prejuízo a sua integridade. Tensões nominais primárias devem ser compatíveis com as tensões de operação dos sistemas primários aos quais os TPs estão ligados. A tensão secundária é padronizada em 115 V, para TPs do grupo 1 e 115/ yp3 V para TPs pertencentes aos grupos 2 e 3. As tensões primárias e as relações nominais estão especificadas na Tabela 6.1. Estas últimas estão representadas em ordem crescente, segundo a notação adotada pela NBR 6855, ou seja: • sinal de dois pontos (:) deve ser usado para representar relações nominais, como por exemplo 120:1; • o hífen (-) deve ser usado para separar relações nominais e tensões primárias de enrolamentos diferentes, como por exemplo 13.800-115 V e 13.800/V^ - 115 V; • sinal (X) deve ser usado para separar tensões primárias nominais e relações nominais de enrolamentos destinados a serem ligados em série ou paralelo, como por exemplo 6.900 X 13.800 — 115 V • a barra (/) deve ser usada para separar tensões primárias nominais e relações nominais obtidas por meio de derivações, seja no enrolamento primário, seja no enrolamento secundário, como por exemplo: 13.800/V3 —115/l 15/V3, que corresponde a um TP do grupo ou 3, com um enrolamento primário e um enrolamento secundário com derivação.

^rgas Nominais

A soma das cargas que são acopladas a um transformador de potencial deve ser compatível com a carga nominal deste equipamento padronizada pela NBR 6853 e dada na Tabela 6.2.

206

C a p ít u l o S eis

Tabela 6.1 Tensões primárias nominais e relações nominais Grupos 2 e 3 Grupo 1 Para ligação de fase para fase Tensão primária nominal

Relação nominal

Tensão primária nominal

115 230 402,5 460 575 2.300 3.475 4.025 4.600 6.900 8.050 11.500 13.800 23.000 34.500 44.000 69.000

1:1 2:1 3,5:1 4:1 5:1 20:1 30:1 35:1 40:1 60:1 70:1 100:1 120:1 200:1 300:1 400:1 600:1

-

-

-

-

-

-

_ -

-

-

-

ANSI W X Y Z ZZ

1,2:1 2:1 2,4:1 3:1 12:1 17,5:1 20:1 24:1 35:1 40:1 60:1 70:1 120:1 175:1 240:1 350:1 480:1 600:1 700:1 800:1 1.700:1 1.200:1

Potência aparente VA 12,5 25 75

200

400

Fator de potência Resistência Indutância Ohm mH 3.402 0,10 115.2 1.092 0,70 403.2 0,85 163.2 268 0,85 61.2 101 50 0,85 30,6

Impedância Resistência Ohm Ohm 1.152 38.4 576 134.4 192 54.4 72 20.4 10,2 36

Indutância mH 1.014 364 89,4 33,6 16,8

Impedância Ohm

\

ABNT P12,5 P25 P75 P200 P400

2:1 3,5:1 4:1 5:1 20:1 30:1 35:1 40:1 60:1 7J>:1 100:1 120:1 200:1 300:1 400:1 600:1 800:1 1000:1 1200:1 1400:1 1700:1 2000:1

Tabela 6.2 Características elétricas dos TPs Características a 60 Hz e 66,3 V Características a 60 Hz e 120 V

Cargas nominais Designação

230 l S 402,5/Vã 460/V ã 575/V ã 2.300/Vã 3.475/Vã 4.025/V ã 4.600 /V ã 6.900/ Vã 8.050 /V ã 11.500/V I 13.800/V ã 23.000/V3 34.500/V3 44.000/V ã 69.000/V ã 88.000/Vã n.500/V ã 138.000/Vã i6i.ooo/Vã 196.000/Vã 230.000 /V ã

Para ligação de fase para neutro Relação nominal Tensão Tensão secundária de aproximadamente secundária de 115/Vã 115 V -

T r a n sfo r m a d o r

de

P o t e n c ia l

207

Ao contrário dos transformadores de corrente, a queda de tensão nos condutores de interligação entre os instrumentos de medida e o transformador de potencial é muito pequena. Contudo, deve-se tomar precauções quanto às quedas de tensão secundárias para circuitos muito longos, que podem ocasionar erros de medida, como se estudou anteriormente. Como se observa na Tabela 6.2, os transformadores de potencial alimentam cargas cujas impedâncias normalmente são muito elevadas. Como a corrente secundária é muito pequena, pode-se concluir que estes equipamentos operam praticamente em vazio. Porém, nos cálculos do fator de correção de relação de carga total e do ângulo de defasagem, deve-se levar em consideração a reatância indutiva dos condutores secundários de alimentação das cargas. As características dos TPs dados na Tabela 6.2 são válidas para tensões secundárias entre 100 e 130 V para TPs com relação de transformação iguais a 120 V. Para TPs com RTP de 69,3 V essas características são válidas para tensões entre 58 e 75 V. A Tabela 6.3 indica, em média, as cargas dos principais aparelhos que normalmente são ligados a transforma­ dores de potencial, devendo-se alertar para o fator de que, na elaboração de um projeto, é necessário conhecer a carga real do aparelho, devido a esse valor variar sensivelmente entre modelos e entre fabricantes. Nesse ponto, já é possível identificar os transformadores de potencial através de seus parâmetros elétricos básicos. Dessa forma, a NBR 6855 designa um TP, colocando em ordem a classe de exatidão e a potência térmica nominal, como, por exemplo, 0,3P200. Já as normas ANSI e IEEE C57-13 especifica o TP colocando em ordem a classe de exatidão e a letra correspon­ dente à potência nominal. Assim, um TP 0,3P200 designado pela NBR 6855 leva a seguinte designação na norma ANSI: 0,3Z. No caso de classes de exatidão diferentes para as cargas normalizadas pode-se ter, por exemplo, a seguinte designação: 0,3WX, 0,6Y, 1,2Z, isto é, classe 0,3 para as cargas de 12,5 e 25 VA, classe 0,6 para a carga de 75 VA e classe 1,2 para a carga de 200 VA.

Fig. 6.17 Deslocamento de neutro por desequilíbrio de carga

Tabela 6.3 Cargas das bobinas de aparelhos de medição e proteção Potência total Potência reativa Potência ativa Aparelhos var VA W

Medidor kWh Medidor kvarh Wattímetro Motor do conjunto de demanda Autotransformador de defasamento Voltímetro Freqüencímetro Fasímetro Sincronoscópio Cossifímetro Registrador de freqüência Emissores de pulso Relógios comutadores Totalizadores Emissores de valores medidos

2,0 3,0 4,0 2,2 3,0 7,0 5,0 5,0 6,0

7,9 7,7 0,9 2,4 13,0 0,9 3,0 3,0 3,0

8,1 8,2 4,1 3,2 13,3 7,0 5,8 5,8 6,7 12,0 12,0 10,0 7,0 2,0 2,0

208

C a p ít u l o S e is

Um caso particular na utilização de transformadores de potencial é a sua aplicação na alimentação de circuitos de comando de motores e outras cargas que devem ser acionadas a distância. As normas de equipamentos elétricos para manobras de máquinas prescrevem que os circuitos de comando devem ser ligados, no máximo, em tensão de 220 V, o que leva a se proceder à ligação entre fase e neutro em sistemas de 380 V. No entanto, este procedimento torna-se inadequado dada a possibilidade de deslocamento de neutro, em razão do desequilíbrio de carga entre as fases componentes, conforme se pode observar na Fig. 6.17. Nesse caso, a bobina da chave de comando, normalmente um contactor, pode ficar submetida a uma diferença de potencial inferior à mínima permitida para manutenção do fechamento ou do comando de ligação, propiciando condições indesejáveis de operação. É conveniente, nesse caso, que os circuitos de comando sejam conectados ao sistema através de transforma­ dores de potencial, ligados entre fases, o que permitiria uma alimentação com tensão estável, em 220 V, como prescrevem as normas. Como os contactores são elementos mais comumente utilizados nas instalações elétricas industriais, a seguir estão prescritas algumas condições básicas que devem ser obedecidas na ligação de suas bobinas, ou seja: • a queda de tensão no circuito de comando não deve ultrapassar a 5%, em regime intermitente; • a carga a ser computada para o dimensionamento do transformador de potencial deve levar em consideração a potência das lâmpadas de sinalização, a carga consumida continuamente pelas bobinas e a sua potência de operação; • no cálculo da carga total deve-se levar em consideração tanto as cargas ativas como as cargas reativas das bobinas em regime contínuo e em regime de operação. A Tabela 6.4 dá os valores de potência típica das bobinas de contactores, tanto em regime permanente como em regime de curta duração. A Tabela 6.5 fornece as cargas admissíveis no secundário dos transformadores de potencial em regimes con­ tínuo e de curta duração, em função do fator de potência, considerando que a queda de tensão no secundário do transformador não seja superior a 5%. Nesse ponto pode-se estabelecer uma analogia entre um transformador de potencial e um transformador de corrente, ou seja: • corrente: - TC: valor constante; - TP: valor variável. • tensão: - TC: valor variável; - TP: constante. • a grandeza da carga estabelece: - TC: a tensão; - TP: a corrente. • ligação do equipamento à rede: - TC: em série; Tabela 6.4 Carga consumida pelas bobinas de contactores Contactor A 22 35 55 90 100 110 180 225 350 450 700

Carga de curta duração Potência Potência Potência VA W var 72 53 48 75 56 49 76 59 47 194 62 183 365 164 325 365 164 325 530 217 483 730 277 675 1060 371 992 342 2.140 2.041 900 720 540

Carga permanente Fat. potência 0,74 0,75 0,78 0,32 0,45 0,45 0,41 0,38 0,35 0,30 0,80

Potência VA 10,5 10,5 10,0 21,0 35,0 35,0 40,0 56,0 79,0 140,0 110,0

Potência W 3,15 3,15 3,15 7,14 9,10 9,10 11,20 13,44 21,33 36,40 66,00

Potência var 10,0 10,0 10,0 19,7 33,7 33,7 38,4 54,3 76.2 135,5 88,0

Fat. potência ' 0,30 0,30 0,30 0,34 0,26 0,26 0,28 0,24 0,27 0,26 0 , 6 0 ___

T r a n sfo r m a d o r

de

P o t e n c ia l

209

Tabela 6.5 Cargas admissíveis no secundário dos TPs em regime de curta duração Fator de potência 0,3 60 110 180 310 530 890 1.470 2.480 3.300 5.600 9.000 13.300 17.500 26.000

0,4 50 90 150 260 450 750 1.240 2.060 2.800 4.700 7.600 11.600 15.700 24.000

0,5

0,6

0,7

Potências dos TPs em VA - curta duração 50 50 40 80 70 70 140 120 110 230 200 180 390 340 300 640 570 500 1.100 1.000 900 1.800 1.700 1.500 2.400 2.000 1.900 4.100 3.600 3.400 6.600 5.900 5.300 11.000 9.400 8.600 15.000 13.900 13.000 23.000 21.300 21.000

0,8

1

Regime contínuo (VA)

40 60 100 160 270 500 850 1.400 1.800 3.000 5.000 8.000 13.000 20.000

30 60 80 140 250 430 740 1.400 1.500 1.700 4.500 7.900 13.800 24.000

20 40 60 100 150 230 370 580 930 1.500 2.400 3.700 5.900 9.300

- TP: em paralelo. • ligação dos aparelhos no secundário: - TC: em série; - TP: em paralelo. • causa do erro de medida: - TC: corrente derivada em paralelo no circuito magnetizante; - TP: queda de tensão em série. • aumento da carga secundária: - TC: para aumento de Zs; - TP: para redução de Zr

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 6.5 Dimensionar um transformador de potencial ao qual serão ligados três contactores de corrente permanente igual a 90 A, dois de corrente permanente igual a 225 A e cinco lâmpadas de sinalização de 1,5 W cada. O TP será ligado entre fases de um sistema de 380 V, obtendo-se no secundário 220 V para alimentação da carga. Os contactores de corrente permanente iguais a 225 A operam simultaneamente. O transformador de potencial deve ser dimensionado para que satisfaça simultaneamente as condições de carga permanente e de curta duração que correspondem às cinco lâmpadas ligadas, os outros três contactores de 90 A e os dois contactores de 225 A em regime permanente e também os dois contactores de 225 A, em regime de curta duração. • Regime permanente Pa = 5 x 1,5 + 3 X 7,14 + 2 X 13,44 = 55,8 W Pr = 3 X 19,7 + 2 X 54,3 = 167,7 var F; =V55,82 H-167,72 =176,7 VA F = — = J?®dL = o 31

p P, 176,7 • Regime de curta duração Pa = 5 X 1,5 + 3 X 7,14 + 2 X 277 = 583 W Pr = 3 X 19,7 + 2 X 675 = 1.409 var P, = V 5832 + 1.4092 =1.524 VA

210

C a p ít u l o S e is

Logo, através da Tabela 6.5, o transformador de potencial deve ter 600 VA (s= 580 VA - em regime contínuo) de carga nominal, o que satisfaz também a condição de curta duração, ou seja: 2.060 VA para fator de potência igual a 0,4.

Polaridade

Os transformadores de potencial destinados ao serviço de medição de energia elétrica, relés direcionais de potência, etc., são identificados nos terminais de ligação primário e secundário por letras convencionadas que indicam a polaridade para a qual foram construídos. São empregadas as letras, com seus índices //, e H2, X, e X2, respectivamente, para designar os terminais pri­ mários e secundários dos transformadores de potencial, conforme pode-se observar na Fig. 6.18. Diz-se que um transformador de potencial tem polaridade subtrativa, por exemplo, quando a onda de tensão, num determinado instante, atingindo os terminais primários, tem direção //, para / / ,e a correspondente onda de tensão secundária está no sentido de X x para X2. Caso contrário, diz-se que o transformador de potencial tem polaridade aditiva. A maioria dos transformadores de potencial tem polaridade subtrativa, sendo inclusive indicada pela NBR 6855. Somente sob encomenda são fabricados transformadores de potencial com polaridade aditiva. Construtivamente, os terminais de mesma polaridade vêm indicados no TP em correspondência. A polaridade é obtida orientando-se o sentido de execução do enrolamento secundário em relação ao primário, de modo a se conseguir a orientação desejada do fluxo magnético.

Descargas Parciais

Os transformadores de potencial fabricados em epóxi estão sujeitos, durante o encapsulamento dos enrolamentos, à formação de bolhas no interior da massa isolante. Além disso, com menor possibilidade, pode-se ter, misturado ao epóxi, alguma impureza indesejável. Assim, como acontece com os cabos condutores isolados, estudados no Cap. 4, a formação de uma bolha ou a presença de uma impureza qualquer resulta no surgimento de descargas parciais no interior do vazio ou entre as pa­ redes que envolvem a referida impureza. Disso decorre a formação de ozona e a destruição gradual da isolação. As normas prescrevem os valores limites e o método para a medição das descargas parciais, tanto para trans­ formadores imersos em óleo isolante como para aqueles encapsulados em epóxi.

Potência Térmica Nominal

É a potência que o TP pode suprir continuamente, sem que sejam excedidos os limites de temperatura nominais. Para os transformadores de potencial pertencentes aos grupos de ligação 1 e 2, a potência térmica nominal não deve ser inferior a 1,33 vez a carga nominal mais elevada, relativamente à classe de exatidão.

Fig. 6.18 Representação de polaridade de um transformador de potencial

211

T r a n sfo r m a d o r d e P o t e n c ia l

Tabela 6.6 Potência térmica dos TPs Potência térmica Designação

Grupos 1 e 2 VA 18 36 110 295 590

P 12,5 P 25 P 75 P 200 P 400

Grupo 3 VA 50 100 300 800 1.600

O valor da potência térmica de um transformador de potencial pode ser determinado a partir da Eq. (6.8). />, = i ,21 x k x | ^ ( v a )

(6.8)

Vs - tensão secundária nominal; Zc„ - impedância correspondente à carga nominal, Cl. Pode ser encontrada na Tabela 6.2; K = 1,33 - para TPs dos grupos 1 e 2; K = 3,6 - para TPs do grupo 3. Alternativamente à Eq. (6.8), a potência térmica dos transformadores de potencial padronizados pode ser obtida a partir da Tabela 6.6.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 6.6 Calcular a potência térmica de um transformador de potencial de 75 VA de potência aparente, tensão secundária de 115 V, grupo de ligação 1. V2 1152= 110,8 = 110 VA P,„ = 1,21 x K X —sZc„ = 1,21X 1,33 x —— 192 Zcn = 192 ft (Tabela 6.2)

Tensões Suportáveis

Os transformadores de potencial devem suportar as tensões de ensaio previstas na Tabela 6.7 da NBR 6835, como é mostrado a seguir. Tabela 6.7 Nível de isolamento e tensões suportáveis Tensão máxima do equipamento kVef

0,6 1,2 7,2 15 25,8 38 48,3 72,5

Tensão suportável de impulso atmosférico

A

Tensão suportável nominal à freqüência industrial durante 1 minuto

kVcr

kVcr

kVef

-

-

-

-

B

30 95 125 150 250 325

60 110 150 200 250 350

4 10 20 36 60 80 95 140

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico A B kVcr -

33 105 138 165 275 357

kVcr -

66 121 165 220 275 385

212

C a p ít u l o S e is

Ensaios de rotina

Estes ensaios são efetuados para comprovar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados. São eles: tensão induzida; . descargas parciais; polaridade; tensão aplicada ao dielétrico; exatidão; resistência à pressão interna; fator de perdas do isolamento.

ü

Ensaios de Tipo

Os ensaios de tipo são efetuados para se determinar se um certo tipo ou modelo de TP é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições estabelecidas por norma. São eles: todos os ensaios especificados anteriormente; resistência dos enrolamentos; corrente de excitação e perdas em vazio; tensão de curto-circuito e perdas em carga; tensão suportável a impulso atmosférico; resistência de pressão interna a quente; tensão suportável de impulso de manobra; elevação de temperatura; curto-circuito.

Ensaios Especiais

São considerados ensaios especiais aqueles qàe devem ser realizados em TPs para tensões superiores a 138 kV, ou seja: • ensaio de radiointerferência; • ensaio de estanqueidade a frio.

6.4 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

A especificação de um transformador de potencial implica o conhecimento prévio do emprego deste equipamento para serviço de medição de energia elétrica, para faturamento ou para medição indicativa, comando e proteção. No caso de transformadores de potencial para serviço de medição de faturamento, deve-se calcular a carga em função dos consumos das bobinas de tensão dos aparelhos em regime permanente, indicando a classe de exatidão desejada: 0,3 - 0,6 - 1,2 ou até 3. De modo geral, na especificação de um transformador de potencial deve-se explicitar: uso: interior ou exterior; classe de exatidão; número de enrolamentos secundários ou derivações; grupo de ligação: 1, 2 ou 3; potência térmica; carga nominal; relação de transformação; nível de isolamento; tensão suportável à freqüência industrial; tipo: encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante.

7.1 IN

7.2 O

Quant Buchas

B uchas de P assagem 7.1 INTRODUÇÃO

Buchas de passagem são elementos isolantes próprios para instalação em cubículos metálicos ou de alvenaria e em equipamentos diversos, cuja finalidade é permitir a passagem de um circuito de um determinado ambiente para outro. Além dos componentes normais, as buchas podem ser equipadas com outros recursos auxiliares, tais como transformadores de corrente, chifres metálicos para disrupção de tensões impulsivas, etc.

7.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

As buchas de passagem podem ser classificadas em dois tipos básicos, como se verá a seguir.

Quanto à Instalação Buchas de passagem para uso exterior

São as buchas em que os dois terminais estão expostos ao meio exterior. Os detalhes construtivos são encontra­ dos na Fig. 7.1 e suas dimensões, tomadas em ordem de grandeza, podem ser dadas na Tabela 7.1. Sua aplicação é restrita a casos especiais, tais como a alimentação de transformadores de força separados por barreiras cortafogo construídas em concreto armado. Já a Fig. 7.2 mostra uma bucha de passagem fabricada em resina para uso exterior.

Fig. 7.1 Detalhes construtivos das buchas de passagem para uso exterior, classe 15 kV

ií

214

C a p ít u l o S e t e

Flange de fixação Saia

Terminal

Fig. 7.2 Bucha de passagem para uso exterior, classe 15 kV

Buchas de passagem para uso interior

São as buchas em que os dois terminais estão contidos num ambiente abrigado não-sujeito às intempéries. Este tipo de bucha é constituído de um isolador, em geral, de superfície lisa ou ligeiramente corrugada, atravessada longitudinalmente por um vergalhão maciço de cobre eletrolítico, ou alumínio em alguns casos. São destinadas à instalação em ambientes abrigados, como na passagem de cubículos adjacentes de subestações em alvenaria ou na passagem entre módulos de subestação em invólucro metálico. Podem ser construídas com isoladores de porcelana vitrificada ou em resina epóxi. A Fig. 7.3 mostra o detalhe construtivo do primeiro tipo mencionado, enquanto a Tabela 7.1 fornece a ordem de grandeza de suas dimensões básicas. Já a Fig. 7.4 mostra uma bucha de passagem fabricada de resina e de largo uso em subestações de potência, classe 15 V.

Fig. 7.3 Detalhes construtivos das buchas de passagem para uso interior, classe 15 kV

Tabela 7.1 Bucha de passagem para uso exterior (Dimensões em ordem de grandeza)

Corrente nominal (A)

Tensão (kV)

400

15 25 36

A 245 311 394

Dimensões B 245 311 394

C 85 98 112

Buchas

de

P assa g em

215

Fig. 7.4 Bucha de passagem para uso interior, classe 15 kV As buchas de passagem para uso interior são muito aplicadas em subestações prediais e industriais de média tensão conforme se mostra na Fig. 7.5.

Chave seccionadora

Disjuntor Transformador de potencial

Fig. 7.5 A p lic a ç ã o d e b u c h a s d e p a s s a g e m

p a r a u s o in te r io r e m c u b íc u lo d e a lv e n a ria

216

C a p ít u l o S e t e

Buchas de passagem para uso interior-exterior

São buchas em que um dos terminais está exposto ao meio ambiente abrigado, enquanto o outro está instalado ao tempo. Esse tipo de bucha de passagem é constituído de isolador para uso ao tempo, isto é, dotado de saias apropriadas, e de outro isolador, em geral de superfície lisa ou ligeiramente corrugada, próprio para instalação abrigada. São atravessadas por um vergalhão maciço de cobre eletrolítico ou de alumínio que permite a continuidade elétrica entre os ambientes considerados. São destinadas à instalação em subestações em alvenaria em que o ramal de ligação é aéreo, possibilitando a continuidade entre os condutores externos do ramal com os barramentos de descida fixados internamente. Também são utilizadas em cubículos metálicos, permitindo a sua alimentação por um circuito aéreo. A Fig. 7.6 mostra os detalhes construtivos de uma bucha de passagem para uso interior-exterior, cujas dimensões, tomadas em ordem de grandeza, são dadas na Tabela 7.2. Já a Fig. 7.7 mostra uma bucha de passagem fabricada em louça, muito utilizada em subestações abrigadas em alvenaria, na passagem do cabo da rede aérea da concessionária para o interior da referida subestação.

Buchas]

Fig. 7.6 Detalhes construtivos das buchas de passagem para uso interior-exterior Tabela 7.2 Bucha de passagem para uso interior-exterior

Quanto è

(Dimensões em ordem de grandeza)

Buchas de

Corrente nominal (A) 400

Tensão (kV) 15 25 36

A 245 311 394

Dimensões B 300 340 440

i—Base de fixação

C 135 135 154

r« ir

Buchas de

te ur fi;

co rei

cai int tot Fig. 7.7 Bucha de pas­ sagem para uso interiorexterior, classe 15 kV

J

coi

vei um

Bu c h a s

de

P a ssa g em

217

Buchas para uso em equipamentos

São as buchas em que um terminal fica exposto ao meio ambiente, normalmente próprio para operação ao tem­ po, e o outro voltado para o interior do equipamento, geralmente cheio de óleo mineral isolante. São exemplos de bucha para equipamentos as buchas terminais de alta tensão de transformadores de potência, as buchas de reatores, reguladores, seccionadores, religadores, etc. Essas buchas são normalmente construídas de porcelana vitrificada, no interior da qual se atravessa longitudi­ nalmente um vergalhão de cobre eletrolítico ou de alumínio. A parte da porcelana voltada para o meio ambiente é dotada de saias e apresenta características elétricas para operação ao tempo. Já a parte montada no interior do tanque do equipamento é normalmente lisa ou ligeiramente corrugada. A Fig. 7.8 mostra uma bucha para trans­ formador de distribuição da classe 15 kV.

Parte externa ao transformador

Parte interna ao transformador

Terminal de linha

Fig. 7.8 B u ch a d e p assag em p a ra u so em transform ad or, classe 15 k V

Quanto à Construção Buchas de passagem sem controle de campo elétrico

São buchas que não dispõem de elementos apropriados para distribuir uniformemente as linhas de força resultantes do campo elétrico e se constituem na maioria das buchas de média tensão utilizada em subestações industriais e em equipamentos, apresentada anteriormente.

Buchas de passagem condensivas

Também conhecidas como buchas capacitivas, são aquelas na qual o condutor metálico está instalado no in­ terior do isolador de porcelana e envolvido com materiais especiais, com a finalidade de assegurar a distribuição uniforme das linhas de campo elétrico. Desta forma, evita-se a ionização do ar na região do flange, onde são fixadas à estrutura de sustentação. Essas buchas são próprias para instalação em equipamentos em que o nível de tensão é muito elevado. O controle do campo elétrico é feito através de um sistema de condensadores cilíndricos montados em formação concêntrica. A isolação principal das buchas condensivas é feita por meio de papel kraft aglutinado, normalmente, em resina, podendo ser ainda impregnado em óleo isolante. Também são encontradas buchas com isolação moldada. O núcleo da bucha é constituído de um vergalhão de cobre eletrolítico em tomo do qual são montadas as diversas camadas de material semicondutor, que formam os condensadores cilíndricos de controle do campo elétrico. O espaço interno, formado entre o núcleo e o corpo isolante da bucha, é preenchido por um composto de material isolante e é totalmente vedado através de gaxetas de neoprene, devendo-se evitar a formação de bolhas no seu interior. A parte superior da bucha é protegida por um cabeçote de alumínio fundido, acima do qual fica a conexão do condutor a ser instalado externamente. As buchas do tipo condensivas podem ser montadas nas posições horizontal, vertical e inclinada. A Fig. 7.9 mostra os detalhes construtivos de uma bucha condensiva. Já a Fig. 7.10 mostra uma bucha condensiva em corte, detalhando os cilindros eqüipotenciais. A distribuição de campo elétrico nas extremidades das buchas condensivas pode ser vista na Fig. 7.11, cujo

B uchas

de

P assa g em

219

alinhamento das linhas de força guarda bastante diferença do alinhamento das linhas de força de uma bucha convencional, visto na mesma figura. Na parte média das buchas condensivas existe uma derivação de tensão que é normalmente aterrada, quando esta não é utilizada para outras finalidades, como, por exemplo, para a medição de intensidade das descargas parciais. As buchas de passagem, independentemente de suas características construtivas, são dotadas de um flange preso ao corpo isolante e destinado à fixação do conjunto. Quando instaladas em cubículos de alvenaria, devem ser fixadas através de uma chapa metálica de resistência mecânica adequada, com espessura não inferior a 2,5 mm e com dimensões compatíveis com o nível de tensão do sistema.

7.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

As principais características elétricas das buchas são apresentadas a seguir.

Tensão Nominal

É o valor eficaz da tensão de linha para a qual a bucha foi construída. As tensões nominais das buchas devem ser escolhidas entre os valores discriminados a seguir, de acordo com a NBR 5034: 1,3 - 3,6 - 7,2 - 12 - 15 - 25,8 - 38 - 48,3 - 72,5 - 92,4 - 145 - 242 - 362 - 460 - 800 kV.

Corrente Nominal

É o valor da corrente que a bucha suporta continuamente em condições de tensão e freqüência nominais. Se­ gundo a NBR 5034, as correntes nominais das buchas devem ser escolhidas entre os seguintes valores: 100 - 160 - 250 - 400 - 630 - 800 - 1.000 - 1.250 - 1.600 - 2.000 - 2.500 - 3.150 - 4.000 - 5.000 - 6.300 - 8.000 - 10.000 - 12.500 - 16.000 - 20.000 - 31.500 A. As buchas para aplicação em transformadores de potência devem ser dimensionadas para 20% de sobrecarga contínua.

Distância de Escoamento

Representa a distância mais curta ou a soma das distâncias mais curtas ao longo do contorno da superfície externa do invólucro isolante, entre a parte metálica condutora e o ponto de terra, normalmente aquele que serve de suporte à bucha. Na Fig. 7.9 pode-se perceber, através de uma linha cheia, o contorno mencionado, que caracteriza a distância de escoamento considerada. Como todo corpo isolante está sujeito à deposição de elementos poluentes sobre a sua superfície, as buchas devem possuir distâncias de escoamento adequadas para o ambiente em que serão instaladas. Tomando com base a relação entre a distância de escoamento nominal em milímetros e a tensão correspondente, os valores mínimos de distância de escoamento específica previstos pela NBR 5034 são: • para atmosferas ligeiramente poluídas: 16mm/kV; • para atmosferas medianamente poluídas: 23 mm/kV; • para atmosferas fortemente poluídas: 29 mm/kV; • para atmosferas extremamente poluídas: 35 mm/kV.

Cíveis de Isolamento Nominais

As buchas de passagem devem suportar os níveis de tensão previstos na Tabela 7.3, de acordo com a NBR 5034.

S°bretensões Temporárias

Quando a instalação está operando normalmente, a tensão a que ficam submetidas as buchas deve ser a tensão de fase do sistema. No entanto, para certos tipos de sistemas industriais, como os de neutro aterrado sob uma

220

C a p ít u l o S e t e

Tabela 7.3 Níveis de isolamento nominais de buchas Tensão Tensão nominal suportável Tensão suportável nominal à freqüência industrial de impulso atmosférico a seco e sob chuva 1,2 x 50 /os kV 1,2 7,2 15,0

kVcr 10 20 34

25,8

60

38,0

80

48,3 72,5 92,4 145,0

105 140 185 230 275 325 360 395 460

242,0

kV cr -

60 95 110 125 150 170 200 250 350 450 550 650 750 850 950 1.050

impedância elevada, a tensão resultante de fase para a terra pode atingir valores muito altos. Segundo a NBR 5034, as buchas devem ser capazes de funcionar submetidas a uma tensão fase-terra igual à tensão de linha, para tensões inferiores a 145 kV, durante períodos de tempo preestabelecidos. No caso de sistemas em que o neutro não é aterrado, onde há possibilidade de se obter tensões mais severas, é de todo conveniente escolher buchas de passagem com tensão nominal superior à normalmente requerida.

Altitude

As buchas são projetadas para altitudes de até 1.000 m. Quando utilizadas em locais de altitudes superiores, deve-se prever um acréscimo de espaçamento em ar. Isto se deve ao fato de que a densidade do ar, nessas cir­ cunstâncias, é inferior à densidade do ar ao nível do mar, resultando numa redução de sua rigidez dielétrica. Em conseqüência, os espaçamentos entre partes vivas e aterradas podem ser comprometidos, isto é, insuficientes para as condições do nível de tensão desejadas. É bom lembrar que o aumento do nível de isolamento das buchas ou outro elemento do sistema elétrico em relação à classe de tensão pode implicar uma descoordenação de isolamento do referido sistema. O interessante, nesse caso, é especificar uma bucha de passagem com espaçamento em ar superior para compensar a perda de rigidez dielétrica do ar, mantendo a mesma tensão suportável de impulso. Para essa finalidade, as buchas são adquiridas sob encomenda. O acréscimo do nível de isolamento sobre o qual se baseiam os espaçamentos em ar para altitudes superiores a 1.000 m é, segundo a NBR 5034, de 1% para cada 100 m, ou fração, que ultrapassar a altitude mencionada.

Resistência à Flexão

Segundo a NBR 5034, a bucha deve suportar, durante 1 min, a carga de flexão dada na Tabela 7.4, aplicad* perpendicularmente ao seu eixo, no ponto médio dos terminais.

Capacidade de Corrente de Curto-Circuito

As buchas de passagem devem suportar os efeitos térmicos e mecânicos das correntes de curto-circuito do sistema.

Buchas

de

P a ssa g em

221

Tabela 7.4 Cargas das buchas (kg) Tensão nominal kV V„ 48,3 72,5 < V„ > 145 145 < Vn > 145 362 > Vn

Correntes nominais (A) /„ £ 800

1.000 1.000

1.250 2.500

1.000 < / „ > 1.600 1.250 1.250 1.600 2.500

2.000 < / „ >2.500 2.000 2.000 2.500 3.150

/„ > 3.500 3.000 4.000 4.000 5.000

a) Corrente térmica nominal

E o valor eficaz da corrente simétrica de curto-circuito que a bucha deve suportar termicamente por um período de tempo definido, considerando-se que a mesma esteja em operação, sob corrente nominal, a uma temperatura de 40°C. A corrente térmica nominal não deve ser inferior a 25 vezes a corrente nominal, considerando-se um período de tempo de 1 s. Para um tempo compreendido entre 0,5 e 3 s, a corrente térmica nominal pode ser dada pela relação entre 15 vezes a corrente nominal e 4 t , sendo T o valor do tempo considerado.

b) Corrente dinâmica de curto-circuito

E o valor de crista da corrente de curto-circuito, considerando-se o seu primeiro semiciclo. O valor normalizado é de 2,5 vezes a corrente térmica de curto-circuito. A determinação do valor da corrente de uma bucha pode ser feita, em ordem de grandeza, através da consulta aos gráficos das Figs. 7.12 e 7.13. Tomando-se como base a relação entre o valor de crista da corrente de curto-circuito (corrente dinâmica) e o valor da corrente simétrica, determina-se o incremento de tempo AT, que deve ser somado ao tempo de atuação da proteção, o que pode ser feito como se vê na Fig. 7.12. Com o valor da relação anteriormente mencionada e com o tempo de disparo da proteção do sistema, procura-se no gráfico da Fig. 7.13 o valor da corrente nominal da bucha que satisfaz as condições de curto-circuito previstas. Pode-se perceber que quanto maior for o tempo previsto para atuação da proteção, maior deve ser o valor da cor­ rente nominal, mantida a relação entre a corrente de crista e a corrente simétrica de curto-circuito.

Fig. 7.12 G rá fic o p a r a d e te r m in a ç ã o d a c o r r e n te n o m in a l d e b u c h a s

222

C a p ítu lo S e t e

Fig. 7.13 Gráfico para determinação da corrente nominal de buchas

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 7.1 Calcular a corrente nominal de uma bucha de passagem de uma subestação de 1.500 kVA, sabendo-se que as correntes de crista e a corrente simétrica de curto-circuito valem, respectivamente, 60 e 10 kA. O tempo da proteção é de 0,5 s. — = — = 6 -* A/ = 1,42 s (Fig.7.12)

/, 10

a

Ts = 0,5 + Af = 0,5 + 1,42 = 1,92 s. Logo, pela Fig. 7.13, com os valores de T + Af = 1,92s e /s = 10 kA, a corrente nominal da bucha é de 400 A.

7.4 ENSAIOS E RECEBIMENTO

As buchas de passagem devem ser submetidas aos ensaios normalizados nas instalações do fabricante ou em institutos autorizados, na presença do inspetor do comprador.

Ensaios de Tipo

São os ensaios realizados para comprovar se determinado protótipo funciona satisfatoriamente nas condiç1*especificadas. São eles: • tensão suportável nominal à freqüência industrial e sob chuva para a extremidade instalada ou para ambas, quando a bucha for de instalação externa; • tensão suportável nominal de impulso atmosférico a seco para todos os tipos; • tensão suportável nominal de impulso de manobra a seco e sob chuva, conforme o tipo de instalaçao, • estabilidade térmica do dielétrico; • corrente térmica de curto-circuito; • resistência dinâmica de curto-circuito; • resistência à flexão; • elevação de temperatura (somente para as buchas condensivas). e x t e r n a m e nte'

C haves S eccionadoras P rimárias 8.1 INTRODUÇÃO

Segundo a NBR 6935, chave é um dispositivo mecânico de manobra que na posição aberta assegura uma distância de isolamento, e na posição fechada mantém a continuidade do circuito elétrico nas condições especificadas. A mesma norma define o seccionador como sendo um dispositivo mecânico de manobra capaz de abrir e fechar um circuito, quando uma corrente de intensidade desprezível é interrompida, ou restabelecida, quando não ocorre variação de tensão significativa através dos seus terminais. É também capaz de conduzir correntes sob condições normais do circuito e, durante um tempo especificado, correntes sob condições anormais, tais como curtos-circuitos. Por interruptor se entende o dispositivo mecânico de manobra capaz de fechar e abrir, em carga, circuitos de uma instalação sem defeito, com capacidade adequada de resistir aos esforços decorrentes. Já o seccionador interruptor é o dispositivo definido como interruptor e que, além de desempenhar esta função, é capaz de, na posição aberta, garantir a distância de isolamento requerida pelo nível de tensão do circuito. Ao longo deste capítulo, o seccionador também será chamado de chave seccionadora ou simplesmente chave, tendo em vista o uso já consagrado destes termos. Os seccionadores são utilizados em subestações para permitir manobras de circuitos elétricos, sem carga, iso­ lando disjuntores, transformadores de medida, de proteção e barramentos. Também são utilizados em redes aéreas de distribuição urbana e rural com a finalidade de seccionar os alimentadores durante os trabalhos de manutenção ou realizar manobras diversas previstas pela operação. Os seccionadores podem ser fabricados tanto em unidades monopolares como em unidades tripolares. A operação dos seccionadores com o circuito em carga provoca desgaste nos contatos e põe em risco a vida do operador. Porém, podem ser operados quando são previstas, no circuito, pequenas correntes de magnetização de transformadores de potência e reatores, ou ainda, correntes capacitivas. Os seccionadores podem ainda desempenhar várias e importantes funções dentro de uma instalação, ou seja: • manobrar circuitos, permitindo a transferência de carga entre barramentos de uma subestação; • isolar um equipamento qualquer da subestação, tais como transformadores, disjuntores, etc. para execução de serviços de manutenção ou outra utilidade; • propiciar o by-pass de equipamentos, notadamente dos disjuntores e religadores da subestação. Os seccionadores compõem-se de várias partes, sendo as mais importantes as que se seguem:

a) Circuito principal

Compreende o conjunto das partes condutoras inseridas no circuito que a chave tem por função abrir ou fechar.

b) Circuitos auxiliares e de comando

São aqueles destinados a promover a abertura ou fechamento da chave.

c) Pólos

São a parte da chave, incluindo o circuito principal, sem o suporte isolante e a base, associada exclusivamente a um caminho condutor eletricamente separado e excluindo todos os elementos que permitem a operação simultânea.

224

C a p ít u l o O it o

-Alavanca de acionamento (-Lâmina

Terminal de fonte

Sistema de engate da lâmina

*— Haste isolante de manobra Alavanca de manobra tripolar

Hsolador tipo pedestal

Seccion;

Base

Seccionac

Terminal de carga

is

Fig. 8.1 Chave seccionadora tripolar, comando simultâneo, abertura sem carga

si

d) Contatos

P‘

Compreendem o conjunto de peças metálicas destinado a assegurar a continuidade do circuito, quando se tocam.

e) Terminais

São a parte condutora da chave, cuja função é fazer a ligação com o circuito da instalação.

f) Dispositivo de operação

É aquele através do qual se processa a abertura ou fechamento dos contatos principais do seccionador.

g) Dispositivo de bloqueio

É o dispositivo mecânico que indica ao operador a posição assumida pelos contatos móveis principais, após a efetivação de determinada manobra.

8.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

São os mais diversos os tipos de construção das chaves seccionadoras, dependendo da finalidade e da tensão do circuito em que serão instaladas. Os seccionadores podem ser constituídos de um só pólo (chaves seccionadoras unipolares) ou de três pólo8 (chaves seccionadoras tripolares). Os seccionadores tripolares são dotados de mecanismo que obriga a abertura simultânea dos três pólos, quando impulsionado manualmente ou por ação de um motor.

Seccionadores para Uso Interno

Os seccionadores de uso interno são destinados à operação em subestações de consumidor, em geral, de peque110 e médio porte, de instalação abrigada, livre das intempéries. Nesse tipo se enquadram as subestações construída em alvenaria e de módulo metálico.

|\

C h a t o s S ec c io n a d o r a s P rim á ria s

225

Quanto à construção, as chaves seccionadoras de instalação abrigada podem ser classificadas como descrito a seguir.

Seccionadores simples

São constituídos por uma lâmina condutora (seccionadores unipolares) ou por três lâminas condutoras (seccio­ nadores tripolares) de abertura simultânea, acionadas através de mecanismo articulado. Esse tipo de seccionador tripolar é utilizado com muita freqüência em subestações de alvenaria. A Fig. 8.1 mostra um tipo de chave seccionadora tripolar de larga utilização em subestações da classe 15 kV. Já a Fig. 8.2 mostra o seu aspecto construtivo. A Tabela 8.1 complementa as informações da Fig. 8.2 indicando as suas dimensões básicas. O seccionador simples é montado sobre estrutura metálica, constituída de chapa de ferro dobrada em U que sustenta os três pólos e o eixo do mecanismo de acionamento manual na extremidade do qual pode ser montada a alavanca. As lâminas e os contatos são fabricados em cobre eletrolítico. Cada lâmina é constituída por um conjunto de facas duplas ou até por dois conjuntos de facas duplas, dependendo do modelo e da capacidade de condução de corrente nominal. A fixação do seccionador à parede da subestação ou cabine metálica é feita por meio de parafu­ sos presos à estrutura do próprio seccionador. Podem ser fornecidos, também, com alguns acessórios opcionais, tais como contatos auxiliares.

Seccionadores com buchas passantes

São fabricados com isoladores de porcelana vitrificada, próprios para instalações abrigadas, ou ainda, com isoladores de resina epóxi. A Fig. 8.3 mostra o seu aspecto construtivo básico e que é idêntico aos seccionadores simples, com exceção da bucha passante. Opcionalmente, esses seccionadores podem ser fabricados com um sistema de terra para dar maior segurança à manutenção do circuito elétrico. A Fig. 8.3 mostra um seccionador de buchas passantes dotado de microchave para abertura do disjuntor, no caso de manobra do seccionador sob condição de carga.

Tabela 8.1 Dimensões de chaves seccionadoras

Corrente Tensão nominal (A) (kV) 400 e 600

15 25 36

A 376 476 608

B

880 1.100 1.378

Dimensões (mm) D E F C

275 335 410

300 350 415

235 315 430

120 150 190

G 200 260 320

226

C a p ít u l o O it o

-Terminal de fonte

Lâmina

Haste da lâmina

“-Bucha passante

I— Mecanismo de manobra com microchave

Fig. 8.3 Chave seccionadora com buchas passantes O seccionador é montado sobre uma estrutura de ferro dobrado que sustenta os três pólos e as alavancas de ma­ nobra previstas. As lâminas e os contatos são constituídos de maneira idêntica à dos seccionadores simples. A sua fixação é própria para painéis metálicos e feita através de parafusos presos à estrutura do próprio seccionador.

Seccionadores fusíveis

São chaves seccionadoras dotadas de três hastes isolantes, normalmente de resina epóxi ou de fenolite, montadas em paralelo a três cartuchos fusíveis, também fabricados em epóxi ou fenolite ou ainda três unida­ des fusíveis de alta capacidade de ruptura. Como as demais, o acionamento da chave é tripolar e de comando simultâneo através do mesmo mecanismo articulado. Também, os isoladores são da mesma construção dos modelos anteriores. As hastes isolantes servem para permitir a operação simultânea das três fases, o que seria impraticável somente com os fusíveis. Quando atua um elemento fusível, o cartucho é acionado da sua posição original, indicando a ruptura do elo fusível. Como a haste isolante não permite a continuidade do circuito, a instala­ ção passa a operar com apenas duas fases, desde que não se disponha de elementos de proteção adequados. Quando são utilizados fusíveis de alta capacidade de ruptura o visualizador do fusível indica a sua condição de queima. A utilização destes seccionadores é própria para instalação em subestações abrigadas em alvenaria, na proteção de pequenas unidades de transformação. Deve ser evitado o uso em cubículos metálicos, já que os elos fusíveis, quando operam, permitem a formação de arco no interior do cartucho, que é expulso pela parte inferior, podendo atingir o invólucro metálico. Isso propicia uma falta a arco, isto é, um curto-circuito faseterra através do arco. Os seccionadores fusíveis, como o próprio nome sugere, exercem as funções simultâneas de proteção e seccionamento. A Fig. 8.4 mostra detalhes construtivos desse tipo de seccionador. Os elos fusíveis são instalados no interior do cartucho, tal como se procede nas chaves fusíveis unipolares convencionais. A substituição do elemento fusível implica a abertura do seccionador, as segurando-se, antes, que a carga esteja desconectada. Tanto a retirada como a recolocação do cartucho devem ser feitas através de vara de manobra com gancho apropriado na extremidade. O fechamento do seccionador somente deve ser feito quando os cartuchos estiverem convenientemente insta­ lados, isto é, com os contatos superiores fechados. Opcionalmente, podem ser fornecidos contatos auxiliares NA ou NF que possibilitam intertravamento com o disjuntor correspondente.

C h a t o s S ec c io n a d o r a s P rim ária s

Isolador de porcelana-

227

Terminais de fonte

Lâminas de fibra Alavanca de manobra

Terminais de carga

Fig. 8.4 Chave seccionadora fusível

Seccionadores interruptores

É formado por uma chave tripolar, comando simultâneo das três fases, podendo ser acionada manualmente através de um mecanismo articulado que libera a força de uma mola previamente carregada, ou então, através de um dispositivo percussor de que dispõem os fusíveis de alta capacidade de ruptura, atuando sobre o sistema de bloqueio da mola. A Fig. 8.5 mostra um seccionador interruptor de muita utilização em subestações industriais. Nesse caso, os seccionadores devem possuir câmaras de extinção de arco, já que operam apenas com peque­ nas correntes indutivas ou capacitivas, mas são próprios, em geral, para serem acionados com correntes iguais à nominal da chave.

Câmara de extinção de arco Lâmina auxiliar de alta velocidade Lâmina principal de baixa velocidade Fusível de alta capacidade de ruptura Terminal de carga

Fig. 8.5 C h a v e tr ip o la r d e a b e r tu r a e m

Terminal de fonte Sistema de operação a mola, trava e solenóide ■Alavanca de manobra -Manópola

/ - Chapa de apoio do sistema de manobra

c a r g a o u in te r r u p to r s e c c io n a d o r

228

C a p ít u l o O it o

Fig. 8.6 Acionamento da chave seccionadora tripolar de abertura em carga

Os fusíveis de alta capacidade de ruptura, cujo assunto será abordado no Cap. 9, assumem a proteção contra curtos-circuitos, dispensando-se, desta forma, a utilização de um interruptor de potência. Quando qualquer fusí­ vel se funde, o seccionador opera as três fases, não permitindo o funcionamento da instalação em duas fases, ao contrário do seccionador fusível. A extinção arco durante uma manobra com carga é feita no interior de uma câmara especial, quando a lâmina principal é acionada, desconectando-se dos contatos fixos instalados dentro da câmara. Uma segunda haste condutora de seção inferior à principal é presa a esta através de um mecanismo de mola e trava, acionado logo que a lâmina principal abandona o interior da câmara e se encontra em uma posição aproximadamente 80% da sua trajetória de manobra. A lâmina auxiliar, quando desconectada, o faz com extrema velocidade em virtude do desbloqueio da mola fixada na haste condutora principal. Quando aquecida, a câmara libera um gás proveniente de material especial de que são revestidas suas paredes internas. Através do gás liberado e pelo efeito de resfriamento das paredes da câmara, consegue-se uma rápida e eficaz extinção do arco. As Figs. 8.6(a), (b), (c) e (d), mostram o princípio de desconexão e conexão de uma chave seccionadora conforme se descreveu.

Seccionadores reversíveis

Seccionadores reversíveis são chaves que permitem normalmente a transferência de carga de um circuito para outro circuito. São muito utilizados em subestações de consumidor, quando se tem uma geração de emergência

C h a v e s S ec c io n a d o r a s P r im ária s

229

ou alternativa que não possa ser feita em tensão secundária, em virtude das distâncias em que se acham as cargas. Um exemplo desta aplicação é dado no diagrama simplificado da Fig. 8.7. Já a Fig. 8.8 mostra os aspectos dimensionais deste seccionador cujos valores estão expressos na Tabela 8.2. Tabela 8.2 Dimensões de chaves seccionadoras reversíveis (ordem de grandeza) Dimensões (mm) Corrente Tensão nominal (A) (kV) A B C D E F G 400 15 726 900 275 300 235 217 217 e 25 926 1.100 335 350 315 280 280 600 36 1.115 1.378 410 415 430 361 361

Fig. 8.8 Chave seccionadora reversível

Seccionadores para Uso Externo

Este tipo de seccionador é destinado à operação em redes de distribuição urbanas e rurais ou ainda em subes­ tações de instalação externa de pequeno, médio e grande portes. Os seccionadores podem ser classificados quanto à aplicação em seccionadores de redes de distribuição aérea e seccionadores de subestações de potência.

230

C a p ít u l o O it o

Seccionadores para redes de distribuição

Esses seccionadores podem ser de construção monopolar ou tripolar. Os seccionadores monopolares são nor­ malmente utilizados em redes de distribuição. Já os seccionadores tripolares são utilizados com menor freqüência em redes de distribuição e são de uso intenso em subestações de potência, sejam elas de instalações industriais ou de concessionária de energia elétrica. A Fig. 8.9 mostra uma chave seccionadora monopolar, classe 15 kV, uso externo, de muita utilização em rede de distribuição urbana ou rural. Já a chave seccionadora da Fig. 8.10, fabricação monopolar, classe 36 kV, é também muito utilizada em redes urbanas, em geral em áreas industriais ou na interligação entre subestações. Terminal de carga

Sistema para fixação da Lâmina vara de manobra Contato fixo

de fonte Isolador Orifício de fixação Placa de identificação Base da chave

Fig. 8.9 Chave seccionadora monopolar da classe 15 kV

Fig. 8.10 C h a v e s e c c io n a d o r a m o n o p o la r d a c la s s e

36 kV

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P rim ária s

231

Seccionadores para subestações de potência

São normalmente de fabricação tripolar e apresentam diferentes tipos construtivos, ou seja:

Seccionadores de abertura lateral singela (ALS)

Esse tipo de seccionador se caracteriza por apresentar as hastes condutoras se abrindo lateralmente, conforme mostra a Fig. 8.11. O comando é feito numa das colunas isolantes que gira em torno do seu próprio eixo até atin­ gir um ângulo de aproximadamente 60°. Uma haste metálica pode ligar rigidamente o comando de três chaves, formando um conjunto único de acionamento tripolar. A Tabela 8.3 fornece os valores principais indicados na Fig. 8.12, tomados como ordem de grandeza, já que, como os demais, variam para cada fabricante.

Terminal-

-Contatos: fixo e móvel

i-Terminal

-í<-: Isolador tipo - pedestal

-Base

■Placa de identificação do Coluna rotativa — Dispositivo sistema de rotação

Fig. 8.11 Chave seccionadora de abertura lateral da classe 72,5 kV

Tabela 8.3 Dimensões dos seccionadores ALS (ordem de grandeza) Dimensões (mm) Corrente Tensão nominal (A) (kV) B A C D 15 537 737 381 152 25 598 813 457 152 674 600 36 966 610 152 1.118 762 152 46 750 72,5 1.030 1.423 1.067 152

E 254 305 381 457 737

C a p ít u l o O it o

Fig. 8.12 Aspectos dimensionais das chaves seccionadoras ALS

Seccionadores de abertura central (AC)

Esse tipo de seccionador se caracteriza por apresentar duas hastes condutoras de comprimentos iguais se abrindo lateralmente, conforme mostra a Fig. 8.13, e construídas com lâminas paralelas, classe 72,5 kV. Já a Fig. 8.14 mostra uma chave seccionadora, classe 138 kV, cujas lâminas são construídas de tubos metálicos. O comando é realizado simultaneamente nas duas colunas isolantes que giram em torno do seu próprio eixo até atingir um ângulo de aproximadamente 60°. Uma haste metálica é fixada rigidamente nas duas colunas garantindo a simultaneidade de comando. Nos seccionadores tripolares existe um eixo único de comando, formando um conjunto único de acionamento tripolar.

— Terminal

— Lâminas de abertura lateral móveis

Coluna de jsoladores

Alavanca de rotação das colunas de isoladores —Sistema de manobra

Fig. 8.13 C h a v e s e c c io n a d o r a d e a b e r tu r a c e n tra l c o m

lâ m in a s p a r a le la s d a c la s s e 7 2 ,5 k V

C h a v e s S ec c io n a d o r a s P rim ária s

233

Contatos móveis da chave Terminal rotativa

de manobra

da chave

Fig. 8.14 Chave seccionadora de abertura central com tubo metálico da classe 72,5 kV

Anel de equalização de campo elétrico

Contatos móveis

Coluna rotativa

i—Terminal

Coluna rotativa

Alavanca de manobra das colunas de

Fig. 8.15 Chave seccionadora de abertura central com tubo metálico da classe 230 kV

Para classe de tensão de 230 kV e superior, as chaves seccionadoras de abertura central são dotadas de anéis de equalização de campo elétrico nos contatos móveis, conforme se mostra na Fig. 8.15.

Seccionadores de dupla abertura lateral (DAL)

Estes seccionadores são constituídos de uma lâmina condutora fixada no ponto central da chave, que gira juntamente com o mecanismo de manobra, conforme pode ser observado na Fig. 8.16. A lâmina gira lateralmente segundo a direção indicada na Fig. 8.17. Uma haste metálica pode ligar rigidamente os três seccionadores, formando um conjunto tripolar de acionamento simultâneo das três fases. Existem diferentes tipos construtivos de chaves seccionadoras de dupla abertura lateral. No caso dos seccio­ nadores mostrados nas Figs. 16 e 17, as lâminas são construídas de tubos metálicos com dimensões adequadas à

C a p ít u l o O it o

Fig. 8.16 Chave seccionadora de dupla abertura lateral da classe 500 kV

corrente nominal da chave e aos esforços mecânicos exercidos durante a ocorrência de curtos-circuitos e operação normal do equipamento. Já a Fig. 8.18 mostra uma chave seccionadora de dupla abertura lateral da classe 36 kV, cujas lâminas são construídas de chapas metálicas fixadas e paralelas. A Tabela 8.4 fornece as principais dimensões desses seccionadores, tomadas como ordem de grandeza, com base na Fig. 8.19.

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P rim árias

Contatos: fixo e Lâmina

Terminal— Isolador tipo

Coluna rotativa L Dispositivo de engate da alavanca de manobra

Fig. 8.18 Chave seccionadora de dupla abertura horizontal com lâminas paralelas Tabela 8.4 - Dimensões dos seccionadores DAL (ordem de grandeza) Dimensões (mm) Corrente Tensão nominal (A) (kV) B A C D 15 475 966 610 152 526 25 1.118 762 152 600 36 602 1.270 914 152 46 678 1.424 1.168 152 72,5 958 1.880 1.524 152

E 254 305 381 457 737

Fig. 8.19 In d ic a ç õ e s d im e n s io n a is d a s c h a v e s s e c c io n a d o r a s d e d u p la a b e r tu r a

C a p ít u l o O it o

Seccionadores de abertura vertical (A V)

São seccionadores constituídos, em geral, de três colunas isolantes cujas lâminas condutoras principais são articuladas a partir de uma coluna intermediária abrindo verticalmente, conforme se pode observar na Fig. 8.20. A Tabela 8.5 fornece as suas dimensões principais, tomando como base a Fig. 8.20. Existem seccionadores de abertura vertical com recursos adicionais. No caso da Fig. 8.21 o seccionador é dotado de uma lâmina de terra que garante a segurança pessoal das turmas de manutenção. Tabela 8.5 Dimensões dos seccionadores AV (ordem de grandeza) Dimensões (mm) Tensão Corrente nominal (A) (kV) B C D E F A 15 1.020 1.076 578 152 650 498 25 1.350 1.136 638 152 701 498 600 36 1.427 1.316 788 152 777 528 46 1.653 1.496 938 152 856 558 72,5 2.350 1.826 1.226 152 1.160 558

Fig. 8.20 Chave seccionadora de abertura vertical da classe 36 kV

Seccionadores pantográficos

São seccionadores cuja operação é feita verticalmente. São constituídos de um contato fixo, em geral montado no barramento da subestação, e de um contato móvel fixado na extremidade superior de um mecanismo articulado, formando uma série de paralelogramos, chamados pantógrafos e suportados por uma coluna isolante fixada sobre uma base metálica e acionada por uma coluna rotativa paralela à anterior, mostrada na Fig. 8.22. A Tabela 8.6 apresenta as principais dimensões dos seccionadores pantográficos, com base na Fig. 8.22. Existem diferentes tipos de seccionadores pantográficos. De operação semelhante aos citados, existem ainda: • os seccionadores semipantográficos; • os seccionadores basculantes; • os seccionadores semibasculantes.

C h a v e s S ec c io n a d o r a s P rim ária s

rMecanismo hidráulico

Cordoalha de aterramento

Fig. 8.21 Chave seccionadora de abertura vertical com lâmina de terra da classe 72,5 kV

Fig. 8.22 I n d ic a ç õ e s d im e n s io n a is d e s e c c io n a d o r p a n to g r á f ic o

C a p ít u l o O ito

Tabela 8.6 Dimensões dos seccionadores pantográficos (ordem de grandeza) Dimensões (mm) Corrente Tensão nominal (Á) (kV) B D A C 1.084 330 100 406 15 320 100 457 1.195 25 610 100 533 1.421 36 600 830 100 609 1.647 46 830 100 889 72,5 2.257

Seccionadores de haste vertical

São seccionadores de operação semelhante aos seccionadores pantográficos, mas constituídos de uma haste vertical abrindo lateralmente em substituição ao sistema de pantógrafos. Tem como exemplo a chave vista na Fig. 8.23.

Estrutura suporte da subestação Coluna de isoladores do contato fixo

Mecanismo de manobra do contato da chave

Contato fixo Contato móvel

Alavanca de manobra

Quadro de comando e controle

Base da chave

Fig. 8.23 C h a v e s e c c io n a d o r a m o n o p o la r d e h a s te v e rtic a l

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P rim ária s

239

Seccionadores de uso específico

São seccionadores empregados em redes de distribuição urbana ou rural e em subestações de potência para finalidades específicas de manobra e funções de aterramento. Existem diferentes modelos e formas de uso.

a) Seccionadores tipo derivação ou by-pass

Tem a sua construção demonstrada na Fig. 8.24. São constituídos de três seccionadores monopolares de distri­ buição montados em grupo perfilado na forma de “U” sobre uma base única. São empregados em instalações de religadores, seccionalizadores, autobooster e reguladores de tensão onde é necessária inspeção periódica. Nesse caso não há necessidade de desligar o alimentador durante a manutenção já que é possível manter a continuidade do circuito manobrando adequadamente o seccionador derivação.

b) Seccionadores de transferência tipo tandem

Tem sua construção visualizada na Fig. 8.25. São constituídos por dois seccionadores monopolares montados em grupo sobre uma base única. São empregados em subestações de potência, durante o período de manutenção de equipamentos tais como religadores, seccionalizadores, etc., de maneira que não prejudique a continuidade do alimentador.

c) Seccionadores com lâmina de terra

Podem ser vistos na Fig. 8.26. São constituídos de um único pólo, de uma chave seccionadora monopolar e de uma lâmina metálica fixada na base da chave que, quando manobrada, conecta a fase do alimentador à terra através de uma cordoalha. São empregados nos serviços de manutenção de alimentadores de distribuição, de forma que garanta a segurança dos eletricistas durante o período de trabalho.

Características Mecânicas Operacionais

Dentre os tipos construtivos de chaves vistos anteriormente, os seccionadores podem ser operados basicamente de três diferentes formas:

C a pít u l o O it o

Olhai para a vara de manobra -Term inal de derivação

Terminal de carga

Terminal de fonte —

— Isolador do tipo pedestal

—Base de fixação

Fig. 8.25 Chave seccionadora ta n d e m

Fig. 8.26 Chave seccionadora com lâmina de terra

a) Operação manual

A maioria dos seccionadores para instalação abrigada é operada manualmente, através de mecanismos articu­ lados que podem ter vários pontos fixos, dependendo do layout do cubículo onde irá operar. A Fig. 8.27 mostra o tipo mais simples de operação manual de seccionadores, constituído de uma alavanca única que gira em tomo de um eixo, resultando na movimentação do mecanismo articulado. Mais simplesmente,

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P rim ária s

241

Fig. 8.27 Sistema operacional do tipo manual

os seccionadores também podem ser operados manualmente através de varas de manobra, empregadas geralmente em redes de distribuição das concessionárias. Também, a Fig. 8.5 mostra o acionamento de um seccionador de operação automática e manual, feita através de um sistema de mola e trava. Quando acionado o mecanismo de operação no sentido de fechar a chave, carrega-se a mola até que a mesma seja travada. O sistema de trava é retirado através de um solenóide operado localmente ou à distância, ou ainda através da queima do fusível da chave, o que libera toda a energia potencial armazenada na mola. Dentro de uma análise mais genérica, a operação manual pode ser feita de maneira dependente e independente. Na operação manual dependente, o esforço de acionamento é aplicado diretamente ao mecanismo de manobra, sendo que a velocidade ou fechamento depende exclusivamente da ação voluntária do operador. As chaves com essa característica operacional não são apropriadas para manobra em carga, já que a velocidade de operação é um parâmetro fundamental para este tipo de aplicação e está ligada à subjetividade do operador, que pode manobrá-la com maior ou menor rapidez. Na operação independente, o acionamento é feito através da energia acumulada numa mola, cuja ação de carre­ gamento e disparo é realizada numa só manobra, de modo que a velocidade dos contatos móveis e a força resultante independam da ação subjetiva do operador. As chaves com essa característica operacional são apropriadas para acionamento em carga, já que a velocidade é um parâmetro conhecido e dependente do projeto do equipamento.

b) Operação motorizada

É aquela decorrente da energia de uma fonte não manual que é aplicada ao mecanismo de operação de uma chave, tais como motores, solenóides, sistemas pneumáticos, etc., sendo, no entanto, mais utilizada a operação motorizada. Os seccionadores motorizados podem ser acionados manualmente, quando se verifica um defeito no sistema de motorização. Normalmente, são acionados a partir dos painéis de comando instalados a distância. A Fig. 8.28 mostra um mecanismo motorizado acoplado a um seccionador, detalhando os elementos principais. Já a Fig. 8.29 mostra o diagrama básico de comando do seccionador anteriormente mencionado. Seu funcio­ namento pode ser explicado da seguinte forma: para fechar o seccionador aperta-se o botão L que energiza o contactor CA. Em decorrência, fecham-se os contatos auxiliares CAI e CA2, energizando o motor M, que por sua vez carrega um sistema de mola que, após acumular uma certa quantidade de energia, descarrega-se sobre o mecanismo de operação da chave. Durante o acionamento da mola de fechamento da chave, carrega-se a mola de abertura, que fica travada nesta posição. Para se proceder à operação de abrir o seccionador, aperta-se o botão D, energizando o contactor CB. Neste momento, o contato da chave de fim de curso b2 se encontra fechada e sua

242

C a p ít u l o O it o

Fig. 8.28 Chave seccionadora motorizada Operação Fechar

Abrir

Fig. 8.29 Diagrama elétrico de comando de uma chave motorizada

correspondente bl aberta, em virtude do acionamento do motor, o que desenergiza o contactor CA e, conseqüen­ temente, corta a alimentação do motor M pela abertura do contato CA2. Logo, a energização de CB faz fechar os contatos auxiliares CB 1 e CB2, acionando o solenóide S, que destrava agora o mecanismo de abertura, constituído da mola anteriormente carregada.

Características Mecânicas de Projeto

A construção eletromecânica dos seccionadores é relativamente simples, desde que todos os materiais já tenham sido dimensionados para as condições de operação preestabelecidas.

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P rim ária s

243

A seguir serão discriminados alguns princípios básicos que devem ser respeitados no projeto e construção das chaves seccionadoras. a) O projeto não deve permitir que nenhuma corrente de fuga perigosa originada em um terminal tenha um caminho qualquer que possa atingir o outro terminal da chave. Esta precaução torna-se mais evidente quando a chave está instalada em ambientes de elevada poluição industrial ou marítima. b) As bases das chaves devem ser providas de um terminal de aterramento para condutor de seção de, no mínimo, 16 mm2, sendo, no entanto, calculado para suportar as correntes de curto-circuito. A ligação do cabo de aterramento entre eixos de rotação deve ser feita em cabo flexível cuja seção não deve ser inferior a 50 mm2. c) As chaves, juntamente com os mecanismos de operação, não devem permitir o deslocamento de suas partes móveis acionadas pela ação da gravidade, do vento ou movimentadas pela ação intermitente de vibrações ou choques de natureza moderada. d) Quando o acionamento da chave for manual, o mecanismo de manobra deve possuir dispositivos que blo­ queiam a sua operação nas posições aberta ou fechada. O mesmo princípio se aplica às chaves de comando remoto ou automático. e) Quando manobrada, deve ser possível identificar a posição da chave, ou através de uma distância de abertura visível, ou pela posição dos contatos móveis individuais, que garanta a distância de isolamento requerido e seja indicada por dispositivo de confiança. f) Os contatos auxiliares somente devem sinalizar, para indicar a posição aberta da chave, quando os seus contatos móveis estiverem suficientemente afastados com a abertura não inferior a 80% da distância total da abertura.

8.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

A seguir serão descritas as principais características que identificam os vários tipos de seccionadores.

Tensão Nominal

É aquela para a qual o seccionador foi projetado para funcionar em regime contínuo, e deve ser igual à tensão máxima de operação prevista para o sistema em que será instalado.

Corrente Nominal

Corrente nominal é aquela que o seccionador deve conduzir continuamente sem que sejam excedidos os limites de temperatura previstos em norma. Os valores de corrente nominal padronizados pela ANBT são 200 - 400 - 600 - 800 - 1.200 - 1.600 - 2.000 - 2.500 - 3.000 - 4.000 - 5.000 - 6.000 A. Em subestações de consumidor industrial de 15 kV, o mais comum é a utilização de seccionadores de 200 - 400 e 600 A. Já em tensão de 69 kV, o mais freqüente é a utilização de seccionador de 1.200 e 1.600 A. Tabela 8.7 Limites de temperatura e a sua elevação Partes do equipamento Temperatura Limites de elevação de máxima temperatura para ambiente (°C) que exceda a 40°C Contatos: - liga de cobre nu no ar 75 35 - liga de cobre nu no óleo 80 40 - prateados ou niquelados no ar 105 65 - prateados ou niquelados no óleo 90 50 Conexões aparafusadas ou equivalente - cobre nu ou liga e alumínio no ar 90 50 - cobre nu ou liga e alumínio no óleo 100 60 - prateadas ou niqueladas no ar 115 75 - prateadas ou niqueladas no óleo 100 60 Óleos para disjuntores a óleo 90 50 Partes metálicas atuando como mola 90 50 Esmalte sintético classe H 120 80

244

C a p ít u l o O it o

Os seccionadores devem suportar condições de trabalho acima dos valores nominais durante intervalos de tempo específicos, como se verá a seguir.

a) Sobrecarga contínua

Caracteriza-se pela percentagem de corrente adicional que o seccionador pode suportar dentro dos limites de temperatura normalizados. Uma outra maneira de definir uma sobrecarga contínua: é a corrente de qualquer valor superior à corrente no­ minal que o seccionador é capaz de conduzir durante um período de tempo suficientemente longo para permitir a estabilização de sua temperatura de operação. Como a sobrecarga de um seccionador é função da elevação de temperatura sofrida pelo equipamento, é necessário, então, se estabelecer os limites admissíveis de temperatura suportável, de sorte que não provoquem modificações temporárias ou permanentes das características técnicas de quaisquer de seus componentes. Admi­ tindo-se, por exemplo, um aquecimento exagerado nos componentes condutores de cobre, estes podem chegar ao ponto de recozimento, com drástica redução das suas propriedades mecânicas. A norma estabelece que a máxima temperatura ambiente admitida para seccionadores é de 40°C. Se essas chaves operarem em temperaturas inferiores à temperatura ambiente, é admissível uma sobrecarga contínua de conformidade com a Eq. (8.1). É preciso ressaltar que o limite de elevação de temperatura é estabelecido para o componente do seccionador que primeiro atingir a sua temperatura máxima de operação. T —T

81

( . )

Isc - corrente de sobrecarga admissível na temperatura ambiente considerada, em A;

/„ - corrente nominal do seccionador referida à temperatura ambiente de 40°C;

Tm - temperatura permissível no ponto mais quente do seccionador que normalmente se localiza nos contatos,

conexões e terminações e que, resumidamente, pode ser obtida através da Tabela 8.7;

Ta - temperatura ambiente.

Logo, o fator de sobrecarga vale: F. =■

82

( . )

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 8.1 Calcular o fator de sobrecarga admissível numa chave seccionadora unipolar de 600 A/15 kV, instalada numa rede aérea em que a temperatura ambiente é de 255C. L = L x .l-= r —

-40

=600

x j ~ —? ! =717, 1 A

7 5 -4 0

= i £. = 717!1= 1 195 ou 19 ,5 % /„ 600 Tm = 75°C (Tabela 8.7 - temperatura máxima admissível para contatos de liga de cobre nu no ar).

b) Sobrecarga de curta duração

Caracteriza-se pela corrente que o seccionador pode conduzir acima da sua capacidade nominal, durante um período de tempo especificado, sem que sejam excedidos os limites de temperatura dados por norma. Um exemplo clássico de regime de curta duração é o da partida de grandes motores, cujo valor da corrente de acionamento pode chegar a oito vezes o seu valor nominal. Na prática, para se determinar a sobrecarga de curta duração de seccionador, pode-se aplicar a Eq. (8.3), ou seja: 40 —T (8.3) 7t (A) ATmx ( l - e - T/*)

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P rim ária s

245

ATm - elevação de temperatura máxima admissível para qualquer componente do seccionador, em °C; T - tempo de circulação da corrente para o qual se inicia o processo de estabilização térmica, em minu­ tos; r - constante de tempo térmica do equipamento. Para um valor crescente de 77r, a corrente de sobrecarga admissível da corrente de curta duração se aproxima do valor admissível da corrente de sobrecarga contínua. A constante de tempo admitida para seccionadores de 15 kV é de 40 minutos. A sobrecarga admissível de curta duração é inversamente proporcional à temperatura ambiente. Para tempos de sobrecarga pequenos, maiores são os valores admissíveis da sobrecarga de curta duração. EXEMPLO DE APLICAÇÃO 8.2 D eterm inaracorrentedesobrecargadecurtaduraçãoparaoExem plodeAplicação8.1, considerandoqueotem pode sobrecargaéde70m inutos, osuficienteparaserealizarum atransferênciadecargaentrealim entadoresafimdepossibilitar umreparonaredededistribuiçãosemdesligarosconsum idoresdaárea.

0 -2r =739,4 5 /„ = 600X 1 + -------4 — A 35x

(1- e ' 70/40)

-

]j

AT =35°C(Tabela8.7 - paraligasdecobrenoar). Istorepresentaum asobrecorrenteemrelaçãoànom inal de:

739,4 - 600 600

A /%=-----------X 100 =23,2% Seotem podetransferênciadecargaatingisse140 m inutos, acorrentedesobrecargadecurtaduraçãodim inuiriaem20%, emrelaçãoànom inal, istoé: /„=600x

]j

40-25 1+----7 --------r =720,4A 35x (l- e_'4 0 /4 °)

720,4-600 A /%=-----------X100=20,0% 600 Porém , seatem peraturaam biente, noprim eirocaso, fossede35°C, acorrentedesobrecargadecurtaduraçãoseriade apenas649,8A,ouseja: /„ =

600 X

4/° 35 , s =649, 8 A ■1' 1+----3 5 x ( l- e -70/40)

Nível de Isolamento

Caracteriza-se pela tensão suportável do dielétrico às solicitações de impulso atmosférico e de manobra. As isolações dos seccionadores são todas elas do tipo regenerativo, isto é, rompido o dielétrico pela aplicação de determinado impulso de tensão, suas condições retornam aos valores iniciais logo que cesse o fenômeno que provocou a disrupção. A Tabela 8.8 fornece os valores de nível de isolamento da NBR 6935.

Solicitações das Correntes de Curto-Circuito

Os seccionadores devem permitir a condução da corrente de curto-circuito por um tempo previamente deter­ minado até que a proteção de retaguarda atue eliminando a parte do sistema defeituoso. A corrente de curto-circuito é constituída por dois fatores, sendo um componente alternado simétrico e outro contínuo. O valor resultante em qualquer instante dos componentes contínuo e alternado simétrico fornece o valor do componente alternado assimétrico. Este estudo pode ser aprofundado no livro do autor Instalações Elétricas Industriais, 6.a ed., Rio de Janeiro, LTC, 2001. A Fig. 8.30 representa um oscilograma de um curto-circuito, destacando-se a evolução dos seus componentes ao longo do tempo.

246

C a p ít u l o O it o

Tabela 8.8 Nível de isolamento Tensão nominal kV eficaz

7,2 15 15 25,8 38 48,3 72,5

Tensão suportável nominal à freqüência industrial durante 1 minuto kV (eficaz)

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico kV (crista) Lista 2

Lista 1 À terra e entre pólos

Entre contatos abertos

À terra e entre pólos

Entre contatos abertos

40 95

46 110

60

70

-

-

125 150 250 325

140 165 275 375

-

À terra e Entre entre pólos contatos abertos

-

110 150 200 250 350

125 165 220 275 385

20 36 50 60 80 95 140

23 40 55 66 88 110 160

Corrente dinâmica de curto-circuito

O primeiro semiciclo da corrente de curto-circuito tem um valor muito elevado, declinando logo em seguida, segundo uma taxa que depende da relação entre a reatância e a resistência do circuito X/R desde a fonte até o ponto de defeito. Quando as lâminas dos seccionadores são atravessadas por uma corrente de curto-circuito, surgem forças dinâmicas capazes de provocar esforços extremamente elevados no conjunto, sobrecarregando mecanicamente a coluna dos isoladores, os suportes e as próprias lâminas condutoras que devem ser suficientemente robustas para suportar os efeitos resultantes. A Eq. (8.4) permite que se determine o valor dessa força, em função do valor da corrente de crista e das di­ mensões do seccionador. F = 2,04X——— X L (kgf) 100 X D

(8-4)

v '

Icim - distância de curto-circuito, tomada no seu valor de crista, em kA; D - distância entre as lâminas, cujos valores podem ser dados na Tabela 8.9, em cm; L - comprimento livre da lâmina, em cm.

Fig. 8.30 O s c ilo g r a m a d e u m a c o r r e n te

d e c u r to -c ir c u ito

C h a v e s S e c c io n a d o r a s P r im ária s

247

Tabela 8.9 Espaçamento para chaves Tensão nominal máxima

Distância mínima entre fases

kV

mm

8,25 15,5 25,8 38 48,3 72,5

178 305 381 457 533 787

Espaçamento entre fases eixo a eixo Chaves de Chaves de abertura abertura vertical lateral mm mm 457 610 762 914 1.220 1.530

762 762 914 1.220 1.520 1.830

Quando os seccionadores são instalados externamente e apresentam grandes dimensões, isto é, para tensões nominais elevadas, deve-se considerar o efeito do vento sobre a sua estrutura, compreendendo as colunas dos isoladores, as lâminas e os suportes metálicos. Esse esforço deve ser somado com a força F, devido ao efeito dinâmico da corrente de curto-circuito, resultando no valor do esforço final que o seccionador deve suportar. O esforço do vento em superfícies planas pode ser demonstrado pela Eq. (8.5), enquanto em superfícies cilín­ dricas pode ser expresso pela Eq. (8.6). FP ~ 0,007 X S X Vv2 (kgf) (g 5) Fc = 0,0042 X S X ^.2 (kgf) Fp - esforço do vento em superfícies planas, em kgf; Fc - esforço do vento em superfícies cilíndricas, em kgf; S - superfície sobre a qual atua o vento, em m2; Vv - velocidade do vento, em km/h.

O esforço total sobre os isoladores deve ser resultado dos esforços correspondentes à corrente de curto-circuito, ao vento sobre as lâminas condutoras e ao vento sobre o próprio corpo das colunasdos isoladores. Enquanto isso, o esforço total sobre as lâminas deve corresponder à força em razão do curto-circuito e à força do vento sobre a sua própria superfície.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 8.3 Calcular o esforço que atua sobre um seccionador de 600 A/72,5 kV, abertura lateral, instalado externamente e cujas di­ mensões são dadas na Fig. 8.12, quando atravessado por uma corrente de curto-circuito, com valor de crista, igual a 15 kA. A força eletrodinâmica vale: F„ = 2,04 X — -®-zr x Z. = 2,04 X— — — X106,7 = 2,6 kgf

100 x D

100X183

L = 1.067 mm = 106,7 cm (distância de C vista na Tabela 8.3) D = 1.830 mm = 183 cm (espaçamento entre fases, eixo a eixo de chaves de abertura lateral, conforme Tabela 8.9).

Quanto ao esforço do vento em relação às estruturas cilíndricas, tem-se: Fc = 0,0042 x S x V ‘ = 0,0042 x 0,43 x 902 =14,6 kgf Vv = 90 km/h (valor característico das mais variadas regiões brasileiras); S = 0,43 m2 (valor médio estimado, que corresponde à área plana dos isoladores sob ação dos ventos). Logo, a força resultante vale: Fr - F,+ Fc = 2,7 + 14,6 = 17,3 kgf (observar que não foram considerados os sentidos das forças atuantes).

248

C a p ít u l o O it o

Corrente térmica de curto-circuito

Assim como a corrente de curto-circuito, valor de crista, solicita mecanicamente um seccionador, a corrente térmica do mesmo defeito pode provocar aquecimentos exagerados nas partes condutoras, nos contatos e nas terminações. A corrente térmica de curto-circuito, em seu valor eficaz, gera, durante um tempo definido, a mesma quantidade de calor produzida pela corrente de curto-circuito simétrica que percorre o equipamento. Desta forma, a corrente térmica é uma função dos componentes contínuo e alternado que compõem a corrente de curto-circuito e do tempo em que o defeito persistiu no sistema. Na aplicação de um seccionador, deve-se calcular o valor da corrente térmica de curto-circuito do sistema no ponto de sua instalação e compará-lo com o valor da corrente térmica nominal para o tempo de curto-circuito admitido pelo fabricante. O valor da corrente térmica pode ser dado pela Eq. (8.7). l* ~ Li, x V m + n (A) (8.7) Icis - corrente eficaz inicial de curto-circuito, valor simétrico, em kA; m - fator de influência do componente de corrente contínua dado na Tabela 8.10; n - fator de influência do componente de corrente alternada dado na Tabela 8.11. Tabela 8.10 Fator de influência do componente contínuo m Fator de assimetria Tempo de duração 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9

0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,07 0,10 0,20 0,50 1,00

0,50 0,28 0,17 0,11 0,08 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00

0,64 0,35 0,23 0,17 0,12 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00

0,73 0,50 0,33 0,25 0,19 0,15 0,00 0,00 0,00 0,00

0,92 0,60 0,41 0,3 0,28 0,17 0,01 0,00 0,00 0,00

0,07 0,72 0,52 0,41 0,34 0,24 0,15 0,15 0,00 0,00

1,26 0,88 0,62 0,50 0.43 0,29 0,23 0,10 0,00 0,00

1,45 1,14 0,88 0,72 0,60 0,40 0,35 0,15 0,12 0,00

1,67 1,40 1,18 1,00 0,87 0,63 0,55 0,30 0,19 0,00

1,800 1,620 1,470 1,330 1,250 0,930 0,830 0,520 0,200 0,017

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 8.4 Verificar se o seccionador cuja corrente térmica é de 20 kA para um tempo de 1 s pode ser instalado numa subestação de 13,8 kV, onde a corrente de curto-circuito inicial simétrica é de 12 kA e a relação entre esta e a corrente de curto-circuito simétrica vale 2,0. O fator de assimetria calculado para este caso é de 1,7. /,„ = lc„ x yjm +n= 1 2 X 0, 0+ 0,70 = 1 0 kA

Tabela 8.11 Fator de influência do componente alternado n Relação entre a corrente inicial/corrente simétrica Tempo de Duração 6,0 5,0 4,0 3,0 2,5 2,0 1,5 1,25 1,00

0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,07 0,10 0,20 0,50 1,00 2,00 3,00

0,92 0,87 0,84 0,78 0,76 0,70 0,68 0,53 0,38 0,27 0,18 0,14

0,93 0,90 0,87 0,84 0,80 0,75 0,70 0,58 0,44 0,34 0,23 0,17

0,94 0,92 0,89 0,86 0,84 0,80 0,76 0,67 0,53 0,40 0,30 0,25

0,95 0,94 0,92 0,88 0,88 0,86 0,83 0,75 0,64 0,50 0,40 0,34

0,96 0,96 0,94 0,91 0,91 0,88 0,86 0,8 0,70 0,60 0,50 0,40

0,97 0,97 0,96 0,95 0,95 0,92 0,90 0,85 0,77 0,70 0,63 0,58

0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,96 0,95 0,92 0,87 0,84 0,78 0,73

1,00 1,00 0,00 0,99 0,99 0,97 0,96 0,95 0,94 0,91 0,87 0,86

1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

C h a t o s S ec c io n a d o r a s P rim ária s

249

m = 0,0 (Tabela 8.10)

n = 0,70 (Tabela 8.11) Como a corrente térmica no ponto de instalação da chave é inferior ao seu valor nominal, logo poderá ser empregada na subestação.

Coordenação dos Valores Nominais

A escolha do valor da corrente nominal de um seccionador depende de vários parâmetros elétricos da instalação, além da corrente de carga. A coordenação dos valores nominais é função da corrente suportável de curta duração, valor eficaz, e do valor de crista da corrente suportável. A Tabela 8.12 da NBR 6935 fornece os valores de corrente nominal que satisfa­ zem os parâmetros anteriormente mencionados. No entanto, a mesma norma não obriga a sua utilização, apenas a recomenda como um guia indicativo dos valores preferenciais. Dessa forma, torna-se evidente o conhecimento dos valores das correntes de curto-circuito em cada ponto do sistema onde esteja instalada a chave considerada.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 8.5

, .

Calcular a corrente nominal de uma chave seccionadora de uma subestação de 10 MVA, na tensão nominal de 69 kV, sa­ bendo-se que o valor de crista da corrente de curto-circuito é de 35 kA, enquanto o valor eficaz da corrente de curta duração, ou simplesmente corrente térmica, é de 15 kA, referida a 1 s. 10000 n/3 X69 Da Tabela 8.12, tem-se: /„ = 800 A (coluna 6) que satisfaz concomitantemente a condição de corrente de curta duração (15 kA) e de crista (35 kA).

Capacidade de Interrupção

Como foi afirmado inicialmente, os seccionadores são equipamentos incapazes de interromper correntes ele­ vadas, a não ser alguns tipos construídos para média tensão, que dispõem de câmaras de interrupção adequadas, em geral para correntes nunca superiores a sua nominal, os chamados seccionadores interruptores. Contudo, os seccionadores devem abrir e fechar circuitos indutivos e capacitivos onde podem ocorrer elevadas correntes de magnetização, tais como na energização de transformadores de potência ou de banco de capacitores. Para se determinar a capacidade de interrupção dos seccionadores, pode-se empregar a Eq. (8.8). I= — XK V,

(8-8)

/, - corrente de interrupção, valor eficaz, em A; V, - tensão de linha, isto é, entre fases, em kV; D - distância mínima entre as lâminas adjacentes, em mm; K - fator de correção, que vale: K = 0,4 - abertura para correntes de carga; K = 0,2 - abertura de transformadores em vazio; K = 0,6 - abertura de capacitores.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 8.6 Calcular a corrente de interrupção de um seccionador de 600 A/15 kV, instalado numa subestação, e destinado à operação de um transformador de potência de 1.500 kVA, em vazio.

250

C a p ít u l o O it o

Tabela 8.12 Coordenação de valores nominais de 7,2 kV a 72,5 kV Valor Tensão Corrente nominal suportável crista da kV de curta corrente (eficaz) duração suportável kA

(eficaz)

1 7,2

15

2 8

12,5 16 25 40 8

12,5 16

25,8

25 40 8

12,5 16

38

25 40 8

12,5 16

48,3 72,5

25 40 8

12,5 20 12,5 16,5 20 31,5

Corrente nominal A (eficaz)

kA

(crista) 3

20 32 40 63 100 20 32 40 63 100

20 32 40 63

100

20 32 40 63

100

20 32 50 32 40 50 80

4

5

400 400 630 - 630 - 630 -

-

-

-

-

-

400 630 - 630 - 630 400 630 - 630 - 630 630 630 630

-

-

-

-

-

6

-

800

7 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 1.250 -

1.250 1.250 1.250 -

1.250 1.250 800 1.250 800 1.250 1.250 1.250 -

8

9

-

-

-

-

-

-

-

-

10

11

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1.600 1.600 2.000 3.150 4.000 1.600 1.600 2.000

1.600 2.000 1.600 2.000 3.150 4.000 -

1.600 3.150 4.000 1.600 2.000

1.600 2.000 1.600 2.000 1.600 2.000

-

-

D = 300 mm (Tabela 8.1) A corrente nominal do transformador de 1.500 kVA vale: 1 5 0 0 _ = _ L 5 0 0 _ = 62 7A V3xl/„ V3X13.8 Como a corrente de magnetização de um transformador está compreendida entre 1 e 6% da corrente nominal, logo, consi­ derando-se um valor médio de 3,5%, tem-se: 3,5 X /„- = ——-----— 3,5X62,7 = 2,19 A /„,0 = —----100 100 Desta forma, la < /, (condição satisfeita).

8.4 ENSAIOS E RECEBIMENTO

As chaves seccionadoras devem ser submetidas aos ensaios especificados nas normas, realizados nas instalações do fabricante na presença do inspetor do comprador. Esses ensaios são examinados a seguir.

C h a v e s S ec c io n a d o r a s P rim ária s

251

Ensaios de Tipo

Os ensaios de tipo segundo a NBR 6935 são: • ensaios para verificar o nível de isolamento, inclusive ensaios de tensão aplicada à freqüência industrial nos equipamentos auxiliares; • ensaios para comprovar que a elevação de temperatura de qualquer parte não exceda os valores especificados pela referida norma; • ensaios para comprovar a capacidade de as chaves suportarem o valor de crista nominal da corrente supor­ tável e o valor da corrente suportável nominal de curta duração; • ensaios para comprovar a operação satisfatória e a resistência mecânica; • ensaios do nível de interferência de radiofreqüência.

Ensaios de Rotina

Os ensaios de rotina, segundo a mesma NBR 6935, são: • tensão suportável a freqüência industrial a seco, no circuito principal; • ensaio de tensão aplicada nos circuitos auxiliares de comando e de acionamento; • ensaio de resistência ôhmica do circuito principal; • ensaio de operação.

8.5 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

No pedido de compra de um seccionador, devem constar pelo menos as seguintes informações que caracterizam o equipamento apropriado para as necessidades da instalação em que irá operar: • tensão nominal; • corrente nominal; • freqüência nominal; • corrente nominal suportável de curta duração; • duração da corrente suportável de curto-circuito; • valor de crista nominal da corrente suportável; • tensão de operação dos circuitos auxiliares; • tensão nominal dos dispositivos de comando.

F usíveis L imitadores P rimários 9.1 INTRODUÇÃO

Os fusíveis limitadores primários são dispositivos extremamente eficazes na proteção de circuitos de média tensão devido às suas excelentes características de tempo e corrente. São utilizados na proteção de transformadores de força, acoplados, em geral, a um seccionador interruptor, ou, ainda, na substituição do disjuntor geral de uma subestação de consumidor de pequeno porte, quando associados a um seccionador interruptor automático. A principal característica desses dispositivos de proteção é a sua capacidade de limitar a corrente de curtocircuito devido aos tempos extremamente reduzidos em que atuam. Além disso, possuem uma elevada capacidade de ruptura, tornando-os adequados para aplicação em sistemas onde o nível de curto-circuito é de valor muito alto. Normalmente, os fusíveis limitadores podem ser utilizados tanto em ambientes internos como externos, depen­ dendo apenas das características de uso dos seccionadores aos quais estão associados.

9.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os fusíveis limitadores primários são constituídos de um corpo de porcelana vitrificada, ou simplesmente esmaltada, de grande resistência mecânica, dentro do qual estão os elementos ativos desse dispositivo. A Fig. 9.1 mostra um fusível limitador de largo uso em instalações industriais, enquanto a Fig. 9.2 apresenta o desenho construtivo dos fusíveis limitadores com suas principais dimensões, definidas na Tabela 9.1. São instalados em bases próprias individuais com dimensões definidas, em ordem de grandeza, na Fig. 9.3. Já a Fig. 9.4 mostra um fusível limitador de 32 A, classe 15 kV instalado na sua base. São também utilizados em bases incorporadas aos seccionadores sobre os quais vão atuar, conforme Fig. 9.5.

Fig. 9.1 Fusível limitador de corrente

F u s ív e is L im it a d o r e s P rim á rio s

Tabela 9.1 Dimensões das bases (ordem de grandeza) Dimensões em mm Tensão nominal (kV) A B C

7,2 12 17,5 24 36

246 374 374 568 605

275 275 290 330 410

292 292 292 443 537

B

Fig. 9.3 D e ta lh e s

c o n s tru tiv o s d e u m a b a s e p a r a f u s ív e l

254

C a p ít u l o N o v e

i-Fusível

Terminal de carga

tipo pedestal

Terminal de fonte -

oase

Placa de identificação

Fig. 9.4 Base e fusível

Câmara de extinção de arco __________

I

Chave seccionadora

_______ I

Fusível Base

Fig. 9.5 Chave seccionadora fusível Os fusíveis se compõem, geralmente, de vários elementos metálicos ligados em paralelo, apresentando, ao longo do seu comprimento, seções estreitas. Estão envolvidos, no interior de um corpo cilíndrico de porcelana, por uma homogênea camada de areia de quartzo de granulometria bastante reduzida, que constitui no meio extintor. Dessa forma, quando o elemento fusível queima, o arco decorrente dessa ação funde a areia de quartzo que envolve o local da ruptura, resultando num corpo sólido que ocupa o espaço aberto entre as extremidades rompidas que ficam do lado da fonte e da carga, garantindo a interrupção do circuito elétrico.

F u s ív e is L im it a d o r e s P rim á rio s

255

Certos tipos de fusível são dotados de um percussor na sua extremidade de carga que, após a fusão do elemento metálico, provoca disparo do seccionador interruptor ao qual está acoplado. A força resultante do percussor pode ser obtida a partir do diagrama da Fig. 9.6. Em vez do percussor, há fusíveis que trazem apenas um dispositivo de sinalização ótica, indicando a condição de disparo.

9.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Como poderá ser visto posteriormente, é importante que se observem as características elétricas dos fusíveis limitadores primários, principalmente no seu comportamento quanto às pequenas correntes de interrupção.

Corrente Nominal

É aquela em que o elemento fusível deve suportar continuamente sem que seja ultrapassado o limite de tem­ peratura estabelecido. As correntes nominais variam freqüentemente em função do fabricante, porém com diferenças relativamente pequenas. Da mesma forma, variam as dimensões dos fusíveis; conseqüentemente, as suas bases. A Tabela 9.2 fornece as correntes nominais dos fusíveis limitadores em função da tensão nominal. Quando a corrente do circuito for superior a 150 A, podem ser utilizados dois fusíveis limitadores em para­ lelo.

Tensão Nominal

É aquela para a qual o fusível foi dimensionado, respeitadas as condições de corrente e temperatura especifi­ cadas. Os fusíveis limitadores apresentam duas tensões nominais, sendo uma indicativa da tensão de serviço e outra, da sobretensão permanente do sistema. Em geral, esses fusíveis são fabricados para as seguintes tensões nominais: 3/3,6 - 6/7,2 - 10/12 - 15/17,5 - 20/24 - 30/36 kV.

Correntes de Interrupção

São aquelas capazes de sensibilizar a sua operação, como se verá a seguir. Podem ser reconhecidas em duas faixas distintas.

256

C a p ít u l o N o v e

Correntes de curto-circuito

São assim consideradas as correntes elevadas que provocam a atuação do fusível em tempos extremamente curtos. A interrupção dessas correntes pode ser feita no primeiro semiciclo da onda, conforme Fig. 9.7. As correntes de curto-circuito podem ser interrompidas antes que atinjam o seu valor de crista. Por essa pecu­ liaridade, esses fusíveis são denominados fusíveis limitadores de corrente. Essa característica é de extrema impor­ tância para os sistemas elétricos, já que os esforços resultantes das correntes de curto-circuito são extremamente reduzidos, podendo-se dimensionar os equipamentos com capacidade de corrente dinâmica inferior à corrente de crista do sistema em questão. As correntes de curto-circuito, cuja ordem de grandeza é de 15 vezes a corrente nominal dos fusíveis, podem ser limitadas num tempo inferior a 5 ms. Através dos gráficos da Fig. 9.8 podem-se determinar os valores da corrente de curto-circuito limitada pelos fusíveis, em função de sua corrente nominal, considerando a corrente de curto-circuito simétrica, valor eficaz, presente no sistema no ponto de sua instalação. Para uma corrente de curto-circuito simétrica, valor eficaz, de 10 kA, um fusível de 100 A de corrente nominal limitaria o valor de crista em 9,2 kA, sem o qual essa corrente atingiria no primeiro semiciclo um valor de 25 kA, conforme a Fig. 9.8, sobre-solicitando mecanicamente os equipamentos do sistema. De forma semelhante, o ábaco da Fig. 9.9 permite chegar-se ao mesmo resultado.

Correntes de sobrecarga

Os fusíveis limitadores de corrente primária não apresentam um bom desempenho quando solicitados a atuar em baixas correntes, em tomo de 2,5 vezes a sua corrente nominal. Dessa forma, a norma IEC define a corrente mínima de interrupção como sendo o menor valor da corrente presumida que um fusível limitador é capaz de interromper a uma dada tensão. Para correntes inferiores à mínima de interrupção, o tempo de fusão do elemento fusível toma-se extremamente elevado, podendo atingir frações de horas, liberando, desse modo, uma elevada quantidade de energia que poderia levar à ruptura o corpo de porcelana. Isso porque os diversos elementos do fusível, possuindo coeficien­ tes de dilatação diferentes e submetidos às mesmas condições térmicas, se dilatam de maneira desigual, resultando forças internas extremamente elevadas, que podem culminar com a explosão do invólucro de porcelana. Juntamente com esse fenômeno surgem outras dificuldades de natureza dielétrica. Deste modo, para correntes um pouco aci­ ma da corrente mínima de fusão, pelo fato de o elemento fusível não fundir uniformemente, verificam-se alguns pontos de reacendimento, dada a redução da rigidez dielétrica do meio isolante, em virtude da geração de energia decorrente do tempo excessivamente longo de duração da corrente. Assim, os fusíveis limitadores primários não apresentam uma resposta satisfatória para correntes baixas com características de sobrecarga, podendo, em muitos casos, atingir a ruptura do invólucro. Uma maneira de se evitar isso é dotar os circuitos elétricos de elementos de sobrecarga capazes de atuar nas correntes perigosas aos fusíveis limitadores, antes que estes atinjam as condições descritas.

Fig. 9.7 D e ta lh e s

d o p rim e ir o s e m ic ic lo d e u m a c o r r e n te d e c u r to -c ir c u ito

257

F u s ív e is L im it a d o r e s P rim ário s

Fig. 9.8 Gráfico de limitação de corrente dos fusíveis Tabela 9.2 Correntes nominais dos fusíveis para várias tensões

Correntes nominais dos fusíveis (A) 0,50 1,00 2,50 4,00 5,00 6,00 8,00 10,00 12,50 16,00 20,00 32,00 40,00 50,00 63,00 75,00 80,00 125,00 160,00 200,00 250,00 315,00 400,00 500,00

3/3,6 1

2

4

8

20/24 30/36 10 9 X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

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X

X

X

X

X

: os fusíveis apresentam os seguintes tamanhos: 1 - 192 X 225 mm 4 - 442 X 475 mm 2 - 192 X 225 mm 5 - 292 X 325 mm 3 - 292 X 325 mm 6 - 292 X 325 mm

N ota

6/7,2 3

Tensão nominal (kV) 10/12 15 /17,5 6 5 7

7- 442 X 475 mm 537 X 570 mm 442 X 475 mm

10 - 537 X 570 mm

X

X

X

X

258

C a p ít u l o N o v e

Corrente nominal

Corrente limitada

(kA)

(A )

x 100

58

-3 0

-2 0 - 1 0 _______

Corrente simétrica eficaz

(kA)

x 100

58

-f 30

20

_______ 10 5 4 3

42

8:5 0,3 0,2

0,2

0,1

88

0:04

0,03

0,02

Fig. 9.9

0,3

0,1 : !

10

8:5

0,01

0,05

0,03 0,02 -L 0,01

Gráfico para a determinação da capacidade de interrupção dos fusíveis

Como conseqüência dos reacendimentos devido às baixas correntes, surgem sobretensões elevadas no sistema, que podem comprometer o sistema de proteção. As características de tempo X corrente dos fusíveis limitadores primários são dadas através dos gráficos da Fig. 9.10. As linhas pontilhadas indicam o limite da corrente mínima de interrupção, abaixo da qual o fusível não apresenta condições normais de atuação. Assim, para um fusível de 25 A de corrente nominal, a corrente mínima de interrupção é de 63 A, ou seja, 2,5 vezes a corrente nominal para tempo de 12 s. Para correntes superiores a 63 A, ou seja, 2,5 vezes a corrente nominal para um tempo de 12 s. Para correntes superiores a 63 A, o fusível atua dentro de suas características nominais. É aconselhável que a determinação da corrente nominal do fusível seja feita para um valor igual a 150% da corrente de carga máxima prevista para o sistema. Desta forma, um circuito com carga de 16 A deve ser protegido por um fusível de 25 A. Pode-se perceber, através do gráfico da Fig. 9.8, que para essa corrente o fusível não vai atuar.

Efeitos das Correntes de Curto-Circuito

Como se sabe, as correntes de curto-circuito solicitam demasiadamente os sistemas elétricos através de dois parâmetros: a corrente térmica e a corrente dinâmica.

F u sív e is L im ita d o re s P r im á m o s

259

Fig. 9.10 Gráfico de tempo X corrente dos fusíveis

Corrente térmica de curto-circuito

Como os fusíveis limitadores atuam num tempo extremamente curto, os efeitos térmicos da corrente de curtocircuito são muito reduzidos, já que dependem do tempo que perdurou a corrente no circuito. O efeito térmico pode ser medido pela Eq. (9.1), que expressa a energia dissipada na operação. E = 106 X I) X At (A2 . s) (9.1) If - corrente de curto-circuito limitada pelo fusível, em kA; At - tempo de resposta do fusível, em s. Para se avaliar o desempenho desses dispositivos é só comparar os efeitos térmicos proporcionados por eles com os efeitos térmicos resultantes, no caso da utilização de disjuntores. O efeito térmico da corrente de curto-circuito pode ser avaliado no Cap. 8. E interessante comparar os efeitos térmicos das correntes de curto-circuito, quando se utilizam chaves e disjuntores, a fim de avaliar o desempenho desses dispositivos durante os transitórios de sobrecorrentes.

Corrente dinâmica de curto-circuito

Os efeitos dinâmicos das correntes de curto-circuito podem afetar mecanicamente as chaves, barramentos, isoladores suportes, etc., podendo estes equipamentos, inclusive, chegar à ruptura. Como os fusíveis limitadores não permitem que a corrente de curto-circuito atinja o seu valor de pico, como é mostrado na Fig. 9.8, logo o sistema fica aliviado de receber uma carga mecânica, às vezes extremamente elevada.

Capacidade de Ruptura

Os fusíveis limitadores apresentam uma elevada capacidade de ruptura, que normalmente supera os valores encontrados na maioria dos casos práticos. A corrente nominal de ruptura é geralmente fornecida pelo fabricante para um fator de potência de curto-circuito muito baixo, da ordem de 0,15. Este valor deve ser comparado com os valores obtidos nos circuitos, nos pontos onde serão instalados os fusíveis limitadores. A Tabela 9.3 fornece, como valor médio, a capacidade de ruptura dos fusíveis limitadores.

260

C a p ít u l o N o v e

Tabela 9.3 Capacidade de ruptura dos fusíveis limitadores Tensão nominal

Potência de ruptura

kV 3/3,6 7,2/12 15/17,5 20/24 30/36

MVA 700 1.000 1.000 1.000

1.500

9.4 PROTEÇÃO OFERECIDA PELOS FUSÍVEIS LIMITADORES

Além de servirem como proteção geral de uma subestação, por exemplo, os fusíveis limitadores podem ser utilizados para a proteção de vários equipamentos, tais como transformadores de força, de potencial e motores de alta tensão.

Proteção de Transformadores de Força

Na proteção geral de circuitos primários, a corrente nominal dos fusíveis limitadores deve ser dimensionada para um número de 150% da corrente prevista no circuito. Quando esse dispositivo está protegendo um transformador, o valor da sua corrente nominal poderá ser admitido como 150% da corrente nominal do transformador. Contudo, deve ser visto o efeito da corrente de magnetização do transformador no momento da ligação desse equipamento, já que o seu valor é muito elevado, mas o tempo correspondente, muito pequeno. Em termos médios, a corrente de magnetização de um transformador é de oito vezes a sua corrente nominal, para um tempo da ordem de grandeza de 3 ms. Pelos postulados de proteção, é necessário que se estabeleça uma seletividade de atuação entre os elementos de proteções primária e secundária, a fim de se manter um elevado desempenho do sistema. Para que haja seletividade entre as proteções secundárias e os fusíveis limitadores é necessário que as calorias desenvolvidas nos elementos de baixa tensão sejam maiores que as calorias desenvolvidas no fusível primário.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 9.1 Determinar o valor da corrente nominal do fusível limitador primário do diagrama da Fig. 9.11, bem como identificar se o mesmo é seletivo com o fusível NH de baixa tensão. A corrente nominal secundária do transformador vale: /„„ = f- 500— = 759,7 A X 0,38 A corrente primária vale: / = — §°°----= 20,9 A V3 x 13,8 A corrente nominal do fusível limitador vale: /„, = 1,5 X /„, = 1,5 X 20,9 = 31,3 A Logo, /„, = 32 A (Tabela 9.2) A corrente nominal do fusível NH de proteção do secundário é de 1.000 A. As calorias resultantes das correntes de curto-circuito nos fusíveis primários e secundários valem: Ep = /p X Tp = 4132 X 0,0106 = 1,8 X103 A2 . s

OOQ = 13.800 7 ^ ; x 15000 = 4 13 A

lp - corrente de curto-circuito secundária referida ao primário;

F u sív e is L im ita d o re s P r im á rio s

261

Fig. 9.11 Diagrama unifilar Tp = 0,0106 s (Fig. 9.10 - para uma corrente de 413 A).

Para se determinar aproximadamente as calorias desenvolvidas pelo fusível NH-1.000 A de proteção do secundário, basta se obter o tempo de atuação para a corrente de curto-circuito no lado de baixa tensão, que é de 15.000 A. Para o valor desta corrente, o fusível NH de 1.000 A não limita o seu valor de crista. Isto pode ser constatado no Cap. 10 do livro do autor Instala­ ções Elétricas Industriais, 6a ed., Rio de Janeiro, LTC, 2001. Observar, também, na Fig. 9.9 que o fusível primário não limita o valor de crista correspondente à corrente de curto-circuito de 413 A. Através do gráfico da Fig. 9.12, obtém-se T = 0,70 s para uma corrente de 15.000 A atravessando o fusível N H -1 .000 A, ou seja: Es s 15.0002 X 1,0 = 225.000 X 103 A2 . s Nesse caso, os fusíveis são seletivos, pois: Ep < Es.

Corrente em A (Valor efetivo)

Fig. 9.12 G rá f ic o d e te m p o

X c o r r e n te d o s fu s ív e is

262

C a p ít u l o N o v e

Proteção de Transformadores de Potencial

Neste caso, como as correntes dos transformadores de potencial são muito pequenas pode-se utilizar o fusível de menor corrente nominal, que é geralmente de 0,5 A, ou mesmo ainda o fusível de 1 A.

Proteção de Motores de Média Tensão

Muitas vezes pode-se utilizar esta proteção primária em motores de média tensão (2,3 a 13,8 kV), apesar de não ser uma prática consagrada. Porém, quando isso for necessário para limitar o valor de crista da corrente de curto-circuito, deve-se tomar as seguintes precauções: • o fusível não deve atuar para a corrente de partida do motor. Neste caso, deve-se conhecer o valor da cor­ rente de partida e verificar, através das curvas de tempo X corrente da Fig. 9.10, a característica de fusão do elemento fusível, admitindo-se, em média, se não houver um valor conhecido para o motor em questão, um tempo de partida de 3 s, considerando o acionamento a plena tensão; • é imprescindível dotar os circuitos de motores protegidos por fusíveis limitadores contra eventuais faltas de fase decorrentes da queima de um destes elementos, o que resulta no funcionamento bifásico do motor e possível queima dos seus enrolamentos, caso não sejam tomadas medidas de proteção adequadas.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 9.2 Determinar a corrente nominal de um fusível limitador para proteção de um motor de 1.500 cv/2.800 V, IV pólos. A corrente nominal do motor vale: 736 X Pm 736 X 1.500 L = ~r=--------------------------= ~t =--------------------------------------- = 267 A V 3 X Vn -q X COS i/j V 3 X 2.800 x 0,98 x 0,87 7} = 0,98 (valor estimado do rendimento); cos ip = 0,87 (valor estimado do fator de potência). A corrente de partida direta vale: /„ = 6 X lm = 6 X 267 = 1.602 A A corrente nominal do fusível vale: /„ = 1,5 X lm= 1,5 X 267 = 400 A Adotar o fusível de 400 A de corrente nominal. Através do gráfico da Fig. 9.10, pode-se conhecer a característica do fusível para a corrente de partida, ou seja, o fusível funde-se em 6 s para a corrente de partida considerada. Pode-se perceber, ainda no mesmo gráfico, que, se o fusível atuasse, o fazia em condições desfavoráveis, já que o ponto de interrupção se daria na parte cheia da curva, que corresponde a uma corrente abaixo da sua corrente mínima de atuação. A fim de que o motor não venha a operar em duas fases devido à queima de um dos fusíveis limitadores adotados ante­ riormente, é necessário utilizar uma chave seccionadora interruptora, já estudada anteriormente, acionada pelo percussor do fusível mencionado. Alternativamente, podem-se utilizar relés contra falta de fases, atuando sobre a bobina de um disjuntor de proteção.

9.5 S0BRETENSÕES POR ATUAÇÃO

Durante a atuação de um fusível limitador primário, podem surgir sobretensões, no sistema, decorrentes do curto intervalo de tempo que a corrente de curto-circuito é interrompida. Como a expressão da tensão de circuito indutivo é dada na Eq. (9.2), logo, para uma variação da corrente em relação ao tempo di/dt extremamente elevada, a tensão de auto-indução pode assumir um valor indesejável se não forem utilizados fusíveis de técnicas aprimoradas. L - indução própria do circuito.

V=L— dt

(9.2)

A norma IEC 282-1 recomenda que, durante os ensaios de comprovação de interrupção, as sobretensões de­ correntes não assumam valores superiores aos estabelecidos na Tabela 9.4. Os fusíveis de boa qualidade usam elementos de prata de seções diferentes ao logo do seu comprimento, o que implica a fusão inicial das seções mais reduzidas e, conseqüentemente, um tempo de arco menor, cujo valor

F u sív e is L im ita d o re s P r im á rio s

263

Tabela 9.4 Sobretensões máximas nos ensaios de interrupção Tensão nominal do fusível (kV) Sobretensão máxima admitida kV cr

3,6

7,2

12

15

24

36

12

23

38

47

75

112

vai-se elevando à medida que as seções maiores começam a atuar. Isso reduz sensivelmente as sobretensões de­ correntes.

ENSAIOS E RECEBIMENTO

A ABNT dispõe da norma NBR 8669, especificação, referente a fusíveis limitadores primários. Pode-se, no entanto, utilizar as normas IEC 282-1, ou ainda as normas alemãs DIN 43625, nas quais se baseiam os fabricantes nacionais para produzir os fusíveis limitadores primários.

ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para aquisição, em um fusível limitador primário devem constar no mínimo as seguintes informações: • corrente nominal; • tensão nominal superior e inferior; • corrente mínima de interrupção; • curvas características de tempo X corrente; • capacidade de ruptura na tensão inferior e na tensão superior; • informação sobre a aquisição do fusível com indicador de defeito ou com percussor.

R elés de P roteção 10.1 INTRODUÇÃO

Todo e qualquer sistema elétrico está sujeito a um defeito transitório ou permanente, apesar das precauções e dos cuidados tomados durante a elaboração do projeto e a execução das instalações, mesmo seguindo as normas mais severas e as recomendações existentes. Esses defeitos poderão ter conseqüências irrelevantes ou desastrosas, dependendo do sistema de proteção preparado para aquela instalação em particular. De modo geral, a proteção de um sistema de baixa ou alta tensão é projetada tomando-se como base os fusíveis e os relés. O nome relé representa uma gama numerosa de equipamentos e dispositivos, com as mais diferentes formas de construção e operação, para aplicações diversas, dependendo da importância, do porte e da segurança da ins­ talação considerada. Neste capítulo serão abordados vários tipos de relés eletromecânicos, eletrônicos e digitais de uso mais comum em projetos de subestação. Os dispositivos de proteção são identificados nos diagramas elétricos através de uma numeração normalizada pela American Standard Association - ASA, aceita internacionalmente, e reproduzida na Tabela 10.1. Os sistemas elétricos, de um modo geral, estão freqüentemente sujeitos a perturbações que podem ser resumi­ damente agrupadas em: • curtos-circuitos; • sobrecargas; • variações do nível de tensão; • variação do nível de freqüência.

10.2 NATUREZA DAS PERTURBAÇÕES

Os curtos-circuitos são as perturbações mais severas admitidas num sistema elétrico. São ocorrências resul­ tantes de uma falha na isolação de um ponto qualquer sob tensão da rede considerada, ou de um ação involuntária sobre o sistema. Como conseqüência direta, são obtidos valores de corrente extremamente elevados, capazes de implicar danos irreparáveis à instalação se não houver uma correta interferência do sistema de proteção. Os cur­ tos-circuitos podem dar-se entre as três fases, entre duas fases quaisquer, compreendendo ou não a terra e entre uma fase qualquer e a terra. As sobrecargas são caracterizadas pela elevação moderada da corrente, acima dos valores admitidos em projeto. Ao contrário dos curtos-circuitos, as sobrecargas não constituem uma falha de instalação, mas sim o resultado de um procedimento muitas vezes incorreto de sua operação, seja pela introdução de uma nova carga no circuito, seja pelo aumento da carga mecânica admitida no eixo dos motores, etc. Enquanto os curtos-circuitos são de curta duração, as sobrecargas, em geral, são prolongadas. Finalmente, as variações do nível de tensão constituem uma perturbação que afeta demasiadamente o desem­ penho de qualquer instalação e resultam freqüentemente em falha num ponto qualquer do sistema. A sua duração pode ser curta, da ordem de alguns ciclos, ou prolongada. Essas variações podem ser para cima ou para baixo do nível de tensão tomado como o de fornecimento pela concessionária. A ANEEL - Agência Nacional de Energia

Relés

Número Função 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49

de

P roteção

265

Tabela 10.1 Nomenclatura dos aparelhos de proteção e manobra Número Função

Elemento principal Relé de partida ou fechamento temporizado Relé de verificação Contactor principal Dispositivo de interrupção Disjuntor de partida Disjuntor de anodo Dispositivo de desconexão da energia de controle Dispositivo de reversão Chave de seqüência das unidades Reservada para futura aplicação Dispositivo de sobrevelocidade Dispositivo de rotação Dispositivo de subvelocidade Dispositivo de ajuste de velocidade ou freqüência Reservado para futura aplicação Chave de derivação ou de descarga Dispositivo de aceleração ou desaceleração Contactor de transição partida-marcha Válvula operada eletricamente Relé de distância Disjuntor equalizador Dispositivo de controle de temperatura Reservado para futura aplicação Dispositivo de sincronização/conferência de sincronismo Dispositivo térmico do equipamento Relé de subtensão Reservado para futura aplicação Contactor de isolamento Relé anunciador Dispositivo de excitação em separado Relé direcional de potência Chave de posicionamento Chave de seqüência operada por motor Dispositivo para operação das escovas Dispositivo de polaridade Relés de subcorrente ou subpotência Dispositivo de proteção de mancai Reservado para futura aplicação Relé de campo Disjuntor ou chave de campo Disjuntor ou chave de operação normal Dispositivo ou seletor de transferência manual Relé de seqüência de partida das unidades Reservado para futuras aplicações Relés de reversão ou balanceamento de corrente de fase Relé de seqüência de fase de tensão Relé de seqüência incompleta Relé térmico para máquina ou transformador

50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98

Relé de sobrecorrente intantâneo Relé de sobrecorrente-tempo Disjuntor e corrente alternada Relé para excitatriz ou grador em corrente contínua Disjuntor de corrente contínua, alta velocidade Relé de fator de potência Relé de aplicação de campo Dispositivo para aterramento ou curto-circuito Relé de falha de retificação Relé de sobretensão Relé de balanço de tensão Relé de balanço de corrente Relé de interrupção ou abertura temporizada Relé de pressão de nível ou de fluxo de líquido ou gás Relé de proteção de terra Regulador Dispositivo de intercalação ou escapamento de operação Relé direcional de sobrecorrente em corrente alternada Relé de bloqueio Dispositivo de controle permissivo Reostato eletricamente operado Reservado para futura aplicação Disjuntor de corrente contínua Contactor de resistência de carga Relé de alarme Mecanismo de mudança de posição Relé de sobrecorrente de corrente contínua Transmissor de impulsos Relé de medição ângulo fase/proteção falta de sincron. Relé de religamento em corrente alternada Reservado para futura aplicação Relé de freqüência Relé de religamento em corrente contínua Relé de seleção de controle/transferência automática Mecanismo de operação Relé receptor de onda portadora ou fio piloto Relé de bloqueio de segurança Relé de proteção diferencial Motor auxiliar ou motor gerador Chave separadora Dispositivo de regulação Relé direcional de tensão Relé direcional de tensão e potência Contactor de variação de campo Relé de desligamento ou de livre atuação Empregado em aplicações não definidas Empregado em aplicações não definidas Empregado em aplicações não definidas Empregado em aplicações não definidas

Elétrica, órgão regulador dos sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica em todo o território nacional, estabelece as condições mínimas do nível de tensão, que correspondem a —5% como valor mínimo e a +5% como valor máximo, resultando uma variação total de 10%. O estudo da regulação de tensão nos sistemas atingidos por flutuações de tensão ou submetidos a quedas de tensão elevadas será feito no Cap. 16. Ainda sobre a variação do nível de tensão, pode-se acrescentar o caso particular das sobretensões oriundas de manobras e descargas atmosféricas, também denominadas, respectivamente, surtos de manobra e surtos atmos­ féricos, já estudadas no Cap. 1.

266

C a p ít u l o D e z

10.3 CARACTERÍSTICAS DOS RELÉS

Os relés de proteção apresentam diversas características que particularizam a sua aplicação num determinado sistema, de acordo com os requisitos exigidos. Essas características podem ser agrupadas como mostrado a seguir.

Quanto à Forma Construtiva

Os relés podem ser fabricados de diversas formas, cada uma delas utilizando princípios básicos peculiares. Construtivamente, podem ser classificados como: • relés fluidodinâmicos; • relés eletromagnéticos; • relés eletrodinâmicos; • relés de indução; • relés térmicos; • relés eletrônicos; • relés digitais. A seguir, será feita uma breve exposição dos princípios básicos enumerados anteriormente, sendo que os detalhes construtivos serão abordados com maior profundidade, nos itens pertinentes a cada unidade.

Relés fluidodinâmicos

Estes relés utilizam os líquidos, normalmente o óleo de vaselina, como elemento temporizador. Normalmente, são construídos para ligação direta com a rede e montados nos pólos de alimentação do disjuntor de proteção. Possuem um êmbolo móvel que se desloca no interior de um recipiente, no qual é colocada certa quantidade de óleo, que provoca a sua temporização quando o êmbolo é deslocado para fora do recipiente pela ação do campo magnético formado pela bobina ligada diretamente ao circuito a ser protegido. Esse tipo de relé pode ser conhe­ cido através da Fig. 10.12. Os detalhes adicionais construtivos serão abordados na seção Relés de Sobrecorrente Fluidodinâmicos. São, indiscutivelmente, os relés mais utilizados em pequenas e até em médias instalações industriais. Em geral, são empregados na proteção de subestações de até 1.000 kVA, sendo que muitas concessionárias limitam sua aplicação a valores inferiores. Normalmente, os relés fluidodinâmicos não são utilizados pelas concessionárias de energia elétrica na proteção de suas subestações de potência, em virtude da sua estreita possibilidade de coordenação com os elos fusíveis de proteção de rede. Uma outra limitação do seu uso, nesses casos, é quanto à inaplicabilidade de sua instalação ao tempo, fato característico das subestações das companhias de serviço público de energia elétrica.

Relés eletromagnéticos

O relé eletromagnético é constituído basicamente de uma bobina envolvendo um núcleo magnético, cujo entreferro é formado por uma peça móvel na qual é fixado um contato elétrico que atua sobre um contato fixo, permitindo a continuidade do circuito elétrico de acionamento do disjuntor. A referida peça móvel se desloca no sentido de permitir o menor valor de relutância no circuito magnético, conforme pode ser observado na Fig. 10.1. No entanto, há outras formas de construção de relés eletromagnéticos. Existem aqueles providos de um êmbolo móvel que é deslocado pela força eletromagnética desenvolvida por uma bobina. Antes do advento e domínio do mercado dos relés fluidodinâmicos para proteção de pequenas subestações, eles eram largamente utilizados. Sua bobina é diretamente ligada ao circuito primário, estando em série com este, conforme pode ser visto na Fig10.2. Nos modelos destinados à operação de disjuntores acionados por destrave mecânico direto, o êmbolo age por impacto mecânico sobre o dispositivo da trava.

Relés eletrodinâmicos

Os relés eletrodinâmicos funcionam dentro do princípio básico de atuação de duas bobinas, sendo uma móvel, interagindo dentro de um campo formado por outra bobina fixa, tal como se constroem os instrumentos de medida de tensão e corrente, conhecidos como os de bobina móvel. Na realidade, eles não têm notável aplicação como elementos de proteção de circuitos primários, apesar de sua grande sensibilidade. Por outro lado, apresentam um custo normalmente superior aos demais anteriormente citados.

Re l é s

de

P roteção

267

Fig. 10.2 Relé eletromagnético Seu princípio de funcionamento está baseado na passagem de uma corrente contínua, ou de uma corrente alter­ nada retificada, através do circuito da bobina móvel, que está imersa em um campo magnético criado pela bobina fixa, podendo, no entanto, ser substituída por um ímã permanente. O movimento da bobina móvel é obtido pela interação entre os dois campos magnéticos que devem ter polaridades iguais, a fim de permitir a rotação desejada, de acordo com o princípio de que pólos iguais se repelem. Isso pode ser visto na Fig. 10.3.

Relés de indução

Os relés de indução também são conhecidos como relés secundários, sendo largamente empregados em subes­ tações industriais de potência e de concessionárias de serviço público, na proteção de equipamentos de grande valor econômico.

268

C a pítu l o D e z

Seu princípio de funcionamento é baseado na construção de dois magnetos, um superior e outro inferior, con­ forme mostrado na Fig. 10.4, entre os quais está fixado, em torno do seu eixo, um disco de indução. Esses núcleos magnéticos permitem a formação de quatro entreferros, cada um sendo responsável pelo torque de acionamento do disco. O núcleo superior é dotado de dois enrolamentos. O primeiro é diretamente ligado ao circuito de alimentação, no caso um transformador de corrente, enquanto o outro é responsável pela alimentação do núcleo inferior. O disco de indução possui um contato, denominado contato móvel, que, com o movimento de rotação, atua sobre um contato fixo, fechando o circuito de controle. Uma mola de restrição força o retomo do disco de indução à sua posição original, responsável pela frenagem eletromagnética, e seu ajuste é feito na instalação através de parafusos de ajuste.

Relés térmicos

Em geral, as máquinas, tais como transformadores, motores, geradores, etc., sofrem drasticamente com o au­ mento da temperatura dos seus enrolamentos, o que implica a redução de sua vida útil e, conseqüentemente, falha do equipamento. Para se determinar o valor verdadeiro da temperatura no ponto mais quente de uma máquina, é necessário introduzir sondas térmicas no interior dos bobinados. Essas sondas, porém, apesar de sua eficiência, passam a fazer parte, mecanicamente, do equipamento, acarretando indesejáveis conseqüências de manutenção. No entanto, existem relés dotados de elementos térmicos ajustáveis, chamados de réplicas térmicas. Eles são atravessados pela corrente de fase do sistema, diretamente ou por meio de transformadores de corrente, e, através dos

Fig. 10.4 R e lé d e

in d u ç ã o

Relés

de

P roteção

269

elementos térmicos com características semelhantes às características térmicas do equipamento que se quer proteger, atuam sobre o circuito de alimentação da bobina do disjuntor, desenergizando o sistema antes que a temperatura atinja valores acima do máximo permitido para aquela máquina em particular. Esses relés são chamados também de imagem térmica, por apresentarem a mesma curva de aquecimento do equipamento a ser protegido.

Relés eletrônicos

Os relés eletrônicos são fruto do desenvolvimento tecnológico da eletrônica dos sistemas de potência. São fabri­ cados para atender todas as necessidades de proteção dos sistemas elétricos, competindo em preço e desempenho com os modelos eletromecânicos, exceto em pequenos sistemas, quando se podem utilizar os relés convencionais de ação direta, dispensando-se os transformadores de medida e as fontes auxiliares de alimentação. A tecnologia estática apresenta como vantagens adicionais sobre os relés convencionais a compacticidade, a precisão nos valores ajustados e a facilidade de modificação de curvas de operação em uma mesma unidade.

Relés digitais

Uma proteção baseada em técnicas de microprocessadores mantém o mesmo princípio e guarda os mesmos requisitos básicos aplicados aos relés eletromecânicos ou de indução e aos relés estáticos ou eletrônicos. No entanto, os relés digitais oferecem, além das funções dos seus antecessores, novas funções aos seus usuários adicionando maior velocidade, melhor sensibilidade, interfaceamento amigável, acesso remoto, armazenamento de informações, etc. Enquanto os relés eletromecânicos utilizam as grandezas analógicas da tensão e da corrente e contatos externos, bloqueios, etc., denominados eventos, os relés digitais utilizam técnicas de microprocessamento. No entanto, as grandezas de entrada continuam sendo analógicas e são convertidas internamente para sinais digitais através de conversores analógicos/digitais (A/D). Os relés digitais chegaram ao mercado brasileiro em meados da década de 1980, porém nos anos 1990 a sua aplicação tomou um forte e definitivo impulso, à medida que a tecnologia de digitalização dos sistemas elétricos foi sendo cada vez mais aperfeiçoada e universalizada. Ao contrário dos relés eletromecânicos de indução e dos relés eletrônicos, os relés digitais, por operarem se­ gundo uma programação inteligente e poderosa, têm a capacidade de processar digitalmente os valores medidos do sistema, tais como tensão, corrente, freqüência, etc., e de realizarem operações lógicas e aritméticas. Além de exercer as funções dos seus antecessores tecnológicos, apresentam as seguintes vantagens: • pequeno consumo de energia reduzindo a capacidade dos transformadores de corrente; • elevada confiabilidade devido à função de auto-supervisão; • diagnóstico de falha por meio de armazenamento de dados de falha; • possibilidade de comunicação com um sistema supervisório, através de uma interface serial; • possibilidade de serem ajustados à distância; • durante os procedimentos de alteração nos ajustes mantém a proteção do sistema elétrico ao nível dos ajustes existentes; • elevada precisão devido à tecnologia digital; • amplas faixas de ajuste com vários degraus e ajuste dos parâmetros guiados por uma interface amigável; • indicação dos valores de medição e dos dados de falha por meio de display alfanumérico; • segurança operacional com a possibilidade de estabelecer uma senha do responsável pelo seu ajuste. A tecnologia analógica dos relés digitais pode ser resumida no fato de que os sinais analógicos de entrada são isolados eletricamente pelos transformadores de entrada dos relés, depois são filtrados analogicamente e proces­ sados pelos conversores analógicos/digitais. Os relés digitais são dotados dos seguintes elementos de indicação e operação:

a) Display (mostrador) alfanumérico

É utilizado para mostrar os valores de medição e de ajuste, os dados armazenados na memória de massa e as mensagens que o relé quer transmitir.

b) Teclas

São utilizadas para ativar os parâmetros de medida a serem indicados e alterar o armazenamento desses parâ­ metros. Os relés digitais são caracterizados por três tipos de funções:

C a p ít u l o D e z

a) Funções de proteção

São aquelas que monitoram as faltas e atuam em tempo muito rápido. São dotadas de larga faixa de medição, atuando em valores que podem atingir 20 vezes a grandeza nominal. A proteção de sobrecorrente pode ser tomada como exemplo de uma função de proteção.

b) Funções de medição

São aquelas que exercem a supervisão do sistema elétrico. Algumas medições são registradas diretamente pelo relé, tais como tensão e corrente, enquanto outras são obtidas através de cálculos numéricos, tais como potência e fator de potência. A medição de corrente de um alimentador pode ser tomada como exemplo de função de me­ dição.

c) Funções preditivas

São aquelas que realizam as medições cumulativas de determinadas grandezas, tais como a duração do tempo de apuração, o número de operações de um disjuntor, etc. Para melhor entendimento do relé digital é importante descrever as diferentes etapas de processamento das in­ formações recebidas por ele através dos seus terminais de entrada, bem como os sinais enviados aos equipamentos de manobra e sinalização. Assim, o resultado desse processamento é comparado com valores pré-ajustados.

a) Interface com o processo

Há duas formas de o relé digital interfacear com o processo elétrico: • Condicionamento dos sinais Significa realizar a interface entre o processo elétrico e o ambiente eletrônico, isolando galvanicamente os referidos ambientes, a fim de evitar que as grandezas do sistema elétrico normalmente de valor elevado, tais como tensão e corrente, causem danos aos circuitos muito sensíveis do relé digital que operam com valores típicos de ±5 a ±15 V. O relé digital é dotado de um conjunto de filtros analógicos cuja finalidade é reduzir os efeitos dos ruídos con­ tidos nos sinais de entrada. Para determinadas funções, como por exemplo a proteção de sobrecorrente, o conjunto de filtros deixa passar apenas os sinais da freqüência fundamental. O isolamento galvânico, anteriormente referido, é exercido nos relés digitais pelos transformadores de corrente e de potencial, cuja propriedade adicional é aterrar os sinais de entrada aos níveis de suportabilidade operacional dos circuitos eletrônicos. • Conversão dos sinais analógicos para digitais Realizado o acondicionamento do sinal, este deve ser convertido da forma analógica para a forma digital. Os relés contêm vários canais de entradas, CE, que alimentam no final o conversor analógico/digital, A/D. Sendo o conversor um componente de custo elevado utiliza-se apenas uma unidade que tem a capacidade de converter um canal de cada vez. Assim, cada canal de entrada CE coleta uma amostra do sinal e o armazena analogicamente, utilizando, por exemplo, um capacitor, até que o conversor A/D possa obter uma representação numérica do mesmo. No circuito de conversão existe um elemento denominado multiplexador que tem a função de selecionar e ordenar o sinal que deve ser processado pelo conversor A/D. E interessante observar que os diferentes canais de entrada podem conter diferentes tipos de grandezas elétricas, como por exemplo, correntes nas fases 1, 2, 3 e neutro ou tensões nas fases A-B, B-C, C-A, neutro e fase e mais uma tensão residual. Por sua vez, o conversor A/D realiza a conversão analógica da grandeza elétrica numa seqüência numérica que é enviada aos microprocessadores.

b) Microprocessadores

São elementos do relé que recebem os sinais digitais do conversor, além dos sinais digitais gerados naturalmente pelos contatos secos de chaves, contactores, etc. e executam as funções de medição, proteção, controle, etc. O resultado dessas operações é mostrado no display de cristal líquido do relé e/ou enviado para os canais de saída, representados por microcontatos secos. Os microprocessadores também exercem a função de auto-supervisão e comunicação serial. São operados através de programas dedicados denominados algoritmos responsáveis pela elaboração dos cálculos.

Rel és

de

P roteção

271

c) Memória

Os relés podem ser dotados de um ou mais tipos de memória: • Memória RAM (Random Access Memory) E aquela que armazena os dados variáveis de natureza temporária, tais como alarmes, correntes de atuação, etc. Os dados armazenados podem ser eliminados da memória RAM quando da ausência da tensão auxiliar de alimentação do relé, sem que isto comprometa o desempenho da unidade. • Memória ROM (Read Only Memory) É aquela na qual é armazenado um conjunto de informações proprietárias do fabricante do relé. Esse tipo de memória somente pode ser acessada para a operação de leitura. • Memória PROM É uma memória ROM que pode ser programada eletricamente. • Memória EPROM É uma memória ROM que pode ser programada eletricamente várias vezes. Antes de qualquer regravação, o seu conteúdo anterior é eliminado por meio de raios ultravioleta. • Memória EEPROM E uma memória PROM cujos dados armazenados podem ser eliminados eletricamente. Nesse tipo de memó­ ria são armazenadas as informações de caráter variável que não podem ser eliminadas com a ausência da tensão auxiliar, tais como energia acumulada, ajuste das proteções, contagem de eventos, etc. • Memória FLASH Tem características semelhantes às da memória EEPROM, no entanto, as informações podem ser eliminadas eletricamente, aplicando-se um determinado tipo de tecnologia.

d) Entradas e saídas seriais

É o componente do relé capaz de receber e enviar informações digitais, tais como mensagens operacionais, estado de operação do disjuntor, etc. As entradas/saídas digitais normalmente empregadas nos relés são a RS 232 e a RS 485.

e) Fonte de alimentação

Os relés digitais necessitam de uma fonte de tensão operando em baixas voltagens com a finalidade de fazer operar o mecanismo de abertura do disjuntor. A fonte de alimentação auxiliar normalmente utilizada é um banco de baterias provido de um retificador. Em geral, as tensões auxiliares mais empregadas são: 24 - 48 - 125 - 220 Vcc. A tolerância de variação da tensão auxiliar está compreendida entre 10 e 20%.

f) Auto-supervisão

A fim de garantir a compatibilidade do sistema elétrico e do próprio dispositivo, os relés digitais são monito­ rados constantemente por um software dedicado que informa o estado dos diversos componentes que integram a unidade, tais como fonte de alimentação, processador, memórias, etc. No caso da ocorrência de uma condi­ ção não favorável ao desempenho do relé, um alarme sonoro e/ou luminoso será emitido indicando a sua ori­ gem. Serão abordados adiante vários relés destinados à proteção de circuitos para diferentes perturbações, dentro dos princípios básicos de operação descritos anteriormente.

g) Interface homem-máquina

Normalmente, o relé é acompanhado de software que permite ao usuário, a partir de um microcompu­ tador, comunicar-se facilmente com o dispositivo de proteção. A comunicação tem por objetivo introduzir e alterar os ajustes dos relés, acessar informações armazenadas e carregar tais informações para posterior análise. A fim de facilitar a solução para os usuários, normalmente os softwares oferecidos são executados em ambiente Windows.

272

C a p ít u l o D e z

h) Relatório de falhas

Os relés numéricos, em geral, são dotados de memória para armazenamento de eventos relacionados a eles próprios, além de informações sobre os últimos defeitos ocorridos no sistema elétrico que protegem. Normalmen­ te, são armazenados os últimos 50 eventos relacionados aos relés, sendo que o último evento após completada a memória de armazenamento anula o primeiro evento e assim sucessivamente.

Quanto ao Desempenho

Todo e qualquer elemento de proteção deve merecer garantia de eficiência no desempenho de suas funções. Os relés de proteção devem apresentar os seguintes requisitos básicos quanto ao seu desempenho: • sensibilidade; • rapidez; • confiabilidade. Os relés devem ser tão sensíveis quanto possível dentro de sua faixa de ajuste para a operação, pois, do con­ trário, a grandeza requerida para disparo da unidade poderá não fazer operar o mecanismo de atuação nos tempos desejados, provocando operações fora dos limites permitidos pelos equipamentos a proteger. Os relés também devem responder com extrema rapidez às grandezas elétricas para as quais estão ajustados, garantindo, desse modo, um tempo muito pequeno de duração do defeito. Não se deve confundir temporização voluntária de um relé com lentidão de seus mecanismos de operação. A primeira diz respeito à técnica de projeto de proteção que prevê, entre outras, a seletividade entre unidades do sistema. Já a segunda é própria das caracte­ rísticas construtivas. Todo sistema elétrico deve apresentar um elevado grau de confiabilidade. E, neste particular, os relés são dispositivos que, por sua própria natureza e responsabilidade, devem ser extremamente confiáveis para todas as condições de perturbação do sistema para as quais foram dimensionados e ajustados.

Quanto às Grandezas Elétricas

Basicamente, um relé é sensibilizado pelas grandezas da freqüência, da tensão e da corrente a que está sub­ metido. Porém, tomando-se como referência esses valores básicos, podem-se construir relés que sejam ajustados para outros parâmetros elétricos da rede, tais como impedância, potência, relação entre as grandezas anteriores, etc. De modo geral, os relés podem ser assim classificados: • relés de tensão; • relés de corrente; • relés de freqüência; • relés direcionais de potência e corrente; • relés de impedância. Em geral, os relés de tensão utilizam a própria tensão do sistema e comparam seu valor com aquele previamente ajustado para operação. O valor medido pode estar acima ou abaixo daquele tomado como referência, originando, daí, os relés de sobre e subtensão. Os relés de corrente são, na realidade, os mais empregados em qualquer sistema elétrico, tornando-se obrigatório o seu uso, em conseqüência da grande variação com que a corrente elétrica pode circular numa instalação, indo desde o estado em vazio (corrente basicamente nula), passando pela carga nominal, atingindo a sobrecarga e, finalmente, alcançando o seu valor supremo, nos processos de curto-circuito franco. Nestes dois últimos casos, os danos à instalação são muito grandes, acarretando, inclusive, prejuízos ao patrimônio, com incêndios e destruição. Ao contrário da corrente, a tensão, de um modo geral, é estável, atingindo somente valores elevados quando ocorrem fenômenos normalmente externos à instalação, tais como descargas atmos­ féricas, perturbação na geração, etc. São exceções a estes casos as sobretensões advindas dos curtos-circuitos monopolares em sistemas isolados ou aterrados sob alta impedância, bem como as sobretensões resultantes de manobras de disjuntores. Os relés de freqüência utilizam essa grandeza do sistema, comparando-a com o valor previamente ajustado para operação. Se há diferença, além dos valores prescritos no ajuste, o relé aciona o mecanismo de desligamento do disjuntor. Já os relés direcionais são acionados pelo fluxo de potência ou corrente que circula em seus bobinados. Ora, como grandezas naturais, somente a tensão, a corrente e a freqüência são parâmetros elétricos básicos. Para um

Relés

de

P roteção

273

relé direcional de potência, é necessário um par de bornes, sendo um de tensão e outro de corrente, para que se obtenha o fluxo de demanda a cada instante. Os relés direcionais são de pouca utilização nas instalações indus­ triais de pequeno e médio portes, chegando a ter aplicação obrigatória em instalações de grande porte supridas por duas ou mais fontes. Os relés atuam quando detectam o fluxo reverso de corrente ou de potência no ponto de sua instalação. O mesmo uso é feito largamente pelas companhias concessionárias de serviço público em suas subestações de potência. Os relés de impedância utilizam como parâmetros elétricos a tensão e a corrente no ponto de sua instalação. Sabendo-se que a impedância, num determinado ponto, é a relação entre a tensão e a corrente, o relé de impe­ dância nada mais afere do que o resultado desse quociente, para fazer atuar o seu mecanismo de acionamento. É largamente aplicado nos sistemas de potência das concessionárias de energia elétrica para a proteção de linhas de transmissão.

Quanto à Temporização

Apesar de se esperar a maior rapidez possível na atuação de um relé, normalmente, por questões de seletividade entre os vários elementos de proteção, é necessário permitir aos relés uma certa temporização antes que ordene a abertura do disjuntor. Logo, tomando-se como base estas considerações, os relés podem ser classificados quanto ao tempo de atuação em: • relés instantâneos; • relés temporizados com retardo dependente; • relés temporizados com retardo independente. Os relés instantâneos, como o próprio nome diz, não apresentam nenhum retardo intencional no tempo de atuação. O retardo existente é função de suas características construtivas implicando certa inércia natural do mecanismo, temporizando assim a sua atuação. Eles não se prestam à utilização em esquemas seletivos, onde os valores das correntes de curto-circuito nos diferentes pontos são praticamente os mesmos. Os relés temporizados com retardo dependente são os mais utilizados em sistemas elétricos em geral. São caracterizados por uma curva de temporização normalmente inversa, cujo retardo é função do valor da grandeza que os sensibiliza. Esses relés apresentam uma família de curvas com as mais diversas declividades em razão das variadas aplicações requeridas na prática dos projetos de proteção. A Fig. 10.5 mostra uma curva típica de um relé temporizado de retardo dependente, neste caso particular, evidenciando as correntes circulantes no ponto de sua instalação. Pode-se observar que, quanto maior a corrente, menor o tempo de atuação, justificando a denominação de temporização inversa. O relé temporizado com retardo independente, ao contrário do anterior, é caracterizado por um tempo de atuação constante, independentemente da magnitude da grandeza que o sensibiliza. A Fig. 10.6 apresenta as curvas de um relé particular para operação por corrente. Podem ser ajustados, em geral, para vários tempos de atuação, dependendo das necessidades de um particular projeto de proteção. Como se pode observar pela figura, para o ajuste num determinado valor, por exemplo a curva (A), o tempo de disparo independe do módulo da corrente do sistema, acima do valor ajustado.

Fig. 10.5 C u rv a d e te m p o r iz a ç ã o

c o m r e ta r d o d e p e n d e n te

274

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.6 Curva de tem porização com retardo independente

Quanto à Forma de Acionamento

Os relés podem acionar os equipamentos de interrupção de dois diferentes modos, pelos quais são comumente conhecidos: • relés de ação direta; • relés de ação indireta. Os relés de ação direta são largamente empregados na proteção de pequenas e até de médias instalações indus­ triais. Apresentam a grande vantagem de, geralmente, dispensar transformadores redutores, pois estão diretamente ligados ao circuito que protegem, além de não necessitarem de fonte auxiliar para promoverem o disparo do disjuntor. São de fácil instalação e alguns modelos requerem uma certa manutenção preventiva, como no caso dos relés fluidodinâmicos, nos quais é importante manter o fluido temporizador isento de poeira e umidade excessiva, pois, do contrário, as suas características tornam-se sensivelmente alteradas. Alguns modelos pouco difundidos são alimentados através de transformadores redutores, conservando, no entanto, a sua característica básica, que é o acionamento direto do disjuntor através de um mecanismo próprio e particular para cada tipo ou fabricante. A Fig. 10.7 mostra o esquema básico de ligação de um relé de ação direta, para proteção de sobrecorrente, ligado

Transformador

Fig. 10.7 E s q u e m a b á s ic o d o r e lé de a ç ã o d ire ta

Re l é s

de

P roteção

275

diretamente ao circuito que protege, enquanto a Fig. 10.8 apresenta o esquema básico de um relé para proteção de sobrecorrente, alimentado através de transformador de corrente. Este último tem sua aplicação justificada quando as correntes de cargas ou de curto-circuito são muito elevadas ou a tensão da rede requer uma isolação que pode comprometer a construção do relé. Os relés de ação indireta, conhecidos também como relés secundários, têm largo emprego nas instalações de médio e grande portes. Apresentam custos sensivelmente mais elevados e necessitam de transformadores redutores como fonte de alimentação, bem como requerem em geral uma fonte auxiliar de corrente contínua (mais utilizada) ou de corrente alternada. O investimento dessas unidades auxiliares torna o custo da proteção muito elevado, justi­ ficando somente o seu emprego quando se tratar de instalações providas de transformadores com potência igual ou superior a 2.000 kVA em tensão de 13,80kV ou 5.000 kVA, em tensão de 69 kV. São empregados ainda na proteção de motores com potência superior a 500 cv. Em geral, os relés secundários apresentam maior confiabilidade que os demais, além de possuírem ajustes bem mais precisos e curvas de temporização bem mais definidas. Como o próprio nome o sugere, este tipo de relé não atua diretamente sobre o mecanismo de acionamento do disjuntor. Apenas, quando opera, propicia o fechamento dos contatos do circuito da bobina do disjuntor os quais estão liga­ dos a uma fonte auxiliar, geralmente de corrente contínua. Esta fonte normalmente é constituída de um conjunto de baterias permanentemente ligadas a um retificador de alimentação. A Fig. 10.9 mostra esquematicamente uma proteção com relés secundários, detalhando todas as unidades necessárias ao conjunto. Os relés de ação indireta apresentados na Fig. 10.9 têm características de atuação instantânea. No entanto, existem outros modelos, como será visto oportunamente, onde as bobinas são substituídas por um disco de indução que permite a temporização do disparo, ajustando o comprimento do arco percorrido pelo contato móvel, fixado no referido disco.

10.4 RELÉS DE SOBRECORRENTE (50 - 51)

A proteção mínima que deve ser garantida em qualquer sistema elétrico é a de sobrecorrente. É grande a diversidade de relés que desempenham esta função de proteção. Nesta seção serão analisados os seus aspectos construtivos, as suas principais aplicações e os ajustes necessários para se obter uma proteção adequada.

Relés de Sobrecorrente de Ação Direta

Existem basicamente dois tipos de relés de sobrecorrente de uso rotineiro. São os relés fluidodinâmicos e os relés eletromagnéticos, ambos já analisados sucintamente nas seções Relés Fluidodinâmicos e Relés Eletromag-

276

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.9 Esquem a básico de relé de ação indireta

néticos. Na realidade, o princípio de atuação destes relés refere-se à ação eletromagnética de um campo formado por uma bobina de corrente. Diferem, porém, quanto ao princípio de retardo ou temporização.

Relés de sobrecorrente fluidodinâmicos

São constituídos de uma bobina de grossas espiras ligadas em série com o circuito a ser protegido. No interior da bobina pode-se deslocar um êmbolo metálico em cuja extremidade inferior é fixado um sistema de duas arruelas providas de furos de diâmetros adequados. A descentralização ou não destes furos, obtida através da rotação de uma das arruelas em torno do seu eixo, permite o disparo do relé através de duas curvas, cada uma definida por uma faixa de atuação, conforme se observa na Fig. 10.10, referente ao tipo RM2F de fabricação Sace.

Múltiplo da corrente ajustada

Fig. 10.10 C u rv a d e te m p o r iz a ç ã o

d e u m r e lé f lu id o d in â m ic o

Rel és

de

P roteção

277

Quando os orifícios das arruelas estão ajustados de modo coincidente, diz-se que o relé está com o diafragma de regulação aberto. Caso contrário, isto é, quando os furos são ajustados de forma não coincidente, diz-se que o relé está com o diafragma de regulação fechado. Na primeira condição, a curva de temporização é mais rápida devido à facilidade de escoamento do óleo, por entre os furos, durante o movimento de ascensão do êmbolo. No segundo caso, como o escoamento do óleo somente se dá ao redor das arruelas, a temporização é mais lenta. O êmbolo está contido no interior de um copo metálico, dentro do qual se coloca certa quantidade estabelecida de óleo de vaselina, cuja função principal é impedir o deslocamento do êmbolo mencionado em transitórios de curtíssima duração, como é o caso do fechamento do disjuntor, que propicia uma elevada corrente de magnetização do transformador correspondente. A Fig. 10.11 mostra o conjunto copo-êmbolo com as respectivas arruelas. A temporização desses relés é obtida introduzindo-se mais ou menos o copo ou recipiente no interior da bobina de corrente. Quanto mais inserido estiver o copo e, conseqüentemente, o êmbolo, menor será o tempo de atuação do relé para uma mesma corrente no circuito, considerando ainda o efeito temporizador do óleo. O disparo do relé se dá quando a extremidade superior do êmbolo, atraído fortemente para o interior da bo­ bina, em razão de uma elevação do módulo da corrente acima do valor ajustado, se choca com o dispositivo de travamento do mecanismo de disparo do relé, que aciona o sistema de hastes, provocando a abertura do disjuntor. Uma escala graduada impressa em uma chapinha indica o múltiplo da corrente ajustada em relação à nominal. A calibração é feita fazendo-se coincidir a marca fendada do corpo do recipiente com o valor impresso na chapinha, que deve ser igual à corrente que se quer ajustar para a atuação do disjuntor. O mecanismo de disparo do relé é preso às hastes de destrave do mecanismo do disjuntor através de articulações apropriadas. A Fig. 10.12 mostra o perfil de um relé fluidodinâmico, tipo RM2F da fabricação Sace, destacando as suas principais partes componentes. A Tabela 10.2 apresenta as capacidades nominais dos relés RM2F e as faixas de ajuste disponíveis, indo desde a corrente nominal de 0,85 A até o valor de corrente de 500 A, compreendendo, respectivamente, as faixas de intervenção de 0,5 A a 1,0 A e 300 A a 600 A. Os relés fluidodinâmicos apresentam as seguintes vantagens: • facilidade de instalação; • custo reduzido; • facilidade de regulação. Em contrapartida apresentam as seguintes desvantagens: • inadequação para sistemas seletivos pelo fato de sua operação se dar dentro de uma larga faixa de atua­ ção; • manutenção periódica do óleo de vaselina a fim de mantê-lo dentro de suas características iniciais, pois a construção do relé permite a penetração de poeira dentro do copo;

Fig. 10.11 S is te m a o p e r a c io n a l d o re lé

278

C a p ít u l o D e z

Mola Mecanismo de operação

Mecanismo de trava

Bobina de abertura

Terminal de fonte

T erminai

Placa de — identificação dos ajustes de corrente

de carga

Fig. 10.12 Relé de ação direta, tipo fluido dinâmico Tabela 10.2 Correntes de ajuste (A) dos relés RM2F Corrente Faixa de ajuste Corrente Faixa de ajuste 25,0 - 50,0 42,00 0,85 0,5 - 1,0 70,00 40,0 - 80,0 1,70 1,0-2,0 100,00 60,0 - 120,0 2,50 1,5-3,0 100,0-200,0 167,00 4,20 2,5 - 5,0 150,0-300,0 7,00 250,00 4,0 - 8,0 250,0 - 500,0 10,00 420,00 6,0 - 12,0 300,0 - 600,0 17,00 10,0-20,0 500,00 25,00 15,0-30,0

• durante a sua manutenção é obrigatória a desenergização do sistema, já que o relé está em série com o cir­ cuito principal; • inadequação para instalações industriais, onde a presença de máquinas de solda é preponderante, pois as fortes correntes de solda provocam pequenos deslocamentos no êmbolo, que não retorna à sua posição original devido à freqüência das operações de trabalho, favorecendo um desligamento intempestivo do disjuntor. Um dos cuidados que devem ser tomados na utilização dos relés fluidodinâmicos é a colocação do óleo de vaselina no recipiente que acompanha cada unidade correspondente. E que a corrente de magnetização do trans­ formador, que chega ao valor médio de oito vezes a corrente nominal, provoca a atuação dos relés, justamente por falta do elemento de retardo.

Relés de sobrecorrente eletromagnéticos

Existem alguns modelos de relés eletromagnéticos de largo uso nas instalações elétricas industriais e comerciais de média tensão. Seu uso nas subestações de potência das concessionárias de energia elétrica é praticamente nulo, devido à sua dificuldade de coordenação com os elos fusíveis de distribuição e com os demais relés de aplicação rotineira dessas instalações. Para citar exemplos de relés eletromagnéticos, pede-se apresentar o modelo visto

Re l é s

de

P roteção

279

Terminal de fonte

Bobina de operação Mecanismo de ajuste de corrente

Ponto de fixação da haste de acionam ento do disjuntor

Placa de identificação

Ponto de fixação no disjuntor

Fig. 10.13 Relé de ação direta tipo eletromagnético

na Fig. 10.13. Possuem uma bobina de grossas espiras, cujo valor das correntes nominais depende do tipo de fabricação.

Relés de sobrecorrente estáticos

São dispositivos fabricados de componentes estáticos montados em caixa metálica blindada para evitar a inter­ ferência do campo eletromagnético dos condutores de alta tensão e instalados nos bornes dos disjuntores. Esses relés dispensam alimentação auxiliar, o que torna a sua aplicação bem mais conveniente nas subestações industriais e comerciais de pequeno e médio portes, em tensão inferior a 38 kV. Os relés RPC-1, de fabricação Sprecher Energie, é um exemplo desse tipo de relé, cujas características técnicas são exibidas na Tabela 10.3. O ajuste de suas funções é efetuado através de seletores localizados no seu painel frontal, cada um deles contendo uma escala adequada. Para melhor entendimento, observar a Fig. 10.14, que mostra o relé em perfil. Tabela 10.3 Características técnicas dos relés RPC-1 Características Unidade Valores nominais A Corrente nominal 5 10 20 40 80 Corrente térmica (1 s) A 2,0 3,5 7,5 15,0 15,0 Corrente dinâmica (cr) kA 34,0 68,0 9,0 16,0 79,0 kV Tensão máxima 38,0 Hz Freqüência 40,0 a 65,0 Temperatura de operação °C -5 ,0 a 60,0 VA 2,0 Consumo Nm 0,2 Energia para desarme mm 15,0 Curso de disparo 3,0 Sobrecurso de carregamento mm

160 15,0 79,0

320 15,0 79,0

C a p ít u l o D e z

a) Características construtivas

Esses relés são constituídos basicamente de três módulos, tal como se apresenta o relé RPC-1, Sprecher Ener• Transformador de corrente Cada unidade possui um transformador de corrente que determina a corrente nominal do relé, a qual deve ser compatível com a corrente máxima do circuito a ser protegido. • Circuito eletrônico É composto de um conjunto de placas de elementos estáticos, onde se processa toda a lógica de atuação do • Dispositivo de saída É formado por um sistema mecânico que atua mediante um sinal elétrico enviado pelo processador lógico do relé. Esses relés são montados em cada pólo do disjuntor, de preferência um conjunto de três unidades, podendo, no entanto, ser instaladas um mínimo de duas unidades. A característica de atuação dos relés RPC-1 não é afetada por umidade, poeira e temperatura do meio ambiente no mesmo nível em que é afetado o relé fluidodinâmico, em virtude da semi-exposição do líquido de temporização que sofre aquela unidade.

b) Características elétricas

Relés de sobrecorrente de ação direta são dotados de unidades de atuação instantânea (50) e temporizada (51). A grande vantagem de sua utilização é a dispensa de qualquer fonte de alimentação auxiliar, tal como o conjunto retificador-banco de baterias, muitas vezes indispensável aos relés de ação indireta. Aliado a essa vantagem, junta-se o bom grau de precisão de que são dotados no desempenho de suas funções. O relé RPC-1 possui duas características básicas de proteção. • Proteção contra curto-circuito dependente do tempo Se a corrente supera o valor ajustado no relé, é acionado um contador que define um tempo de retardo para o desligamento do sistema. Se a corrente de defeito cessa antes do tempo ajustado, o relé retorna ao seu estado de repouso e fica preparado para um novo evento. Logo, o relé atua no tempo definido e ajustado. • Proteção contra curto-circuito dependente da corrente É definida por uma curva de característica inversa, em que o tempo de disparo do relé depende do valor da corrente que circula no sistema. Com base no ajuste dessas funções, torna-se fácil executar um projeto de coordenação de um sistema utilizando vários relés em série. Isto é muito útil em instalações industriais de médio e grande portes, onde são construídas várias subestações de alta tensão, uma em cada centro de carga de importância, todas alimentadas por um único ponto de carga, no caso, a cabine de medição e proteção geral. Para se ajustar o relé RPC-1, deve-se seguir os passos citados. • Corrente nominal do relé Com base na corrente máxima admitida para o sistema, adota-se o relé com corrente nominal de acordo com as seguintes faixas: - no intervalo de 6 a 10 A: /„ = 5 A; - no intervalo de 11 a 20 A: /„ = 10 A; - no intervalo de 22 a 40 A: /„ = 20 A; - no intervalo de 43 a 80 A: /„ = 40 A; - no intervalo de 88 a 160 A: /„ = 80 A; - no intervalo de 176 a 320 A: /„ = 160 A. • Ajuste da unidade temporizada (característica dependente do tempo) É o valor ajustado no potenciômetro do relé. O tempo para o disparo da unidade temporizada independem do valor do módulo da corrente, desde que supere o nível de ajuste realizado. Além do mais, para que se efetue o disparo, a corrente deve perdurar por um tempo igual ou superior ao valor ajustado no relé. Quando se utiliza a unidade temporizada, normalmente se bloqueia a unidade instantânea ou se ajusta o seu valor a um nível de corrente acima daquele previsto no sistema. O ajuste da unidade temporizada é dado pela Eq. (10.1).

Relés

de

P roteção

Illr X K

Kr

281 (101)

/„ - corrente de acionamento da unidade temporizada;

Kr - constante de multiplicação ajustada no potenciômetro do relé, variando de 1 a 2; em incrementos de

02 ,

;

K - fator de sobrecarga permanente do relé: 1 a 1,2 (adota-se o valor de K normalmente igual a 1); lnr - corrente nominal do relé.

• Ajuste da unidade instantânea Esta unidade efetua a sua atuação sem nenhum retardo de tempo intencional, a não ser o da própria inércia peculiar a qualquer dispositivo de proteção. O seu valor de ajuste é dado pela Eq. (10.2). K, = (10.2 ) Kr X Inr X K O conjunto da Eq. (10.3) fornece os valores-limites de ajuste da corrente instantânea, ou seja: Iima < /„ (valor máximo) (10.3) = 4 X Ia (valor mínimo) (10.4) - ajuste mínimo da corrente da unidade instantânea; hma - ajuste máximo da corrente da unidade instantânea; /„ - corrente de curto-circuito. A corrente de acionamento da unidade instantânea é dada em múltiplo da corrente ajustada para a unidade temporizada. • Ajuste da temporização O ajuste do tempo de disparo é função do estudo de coordenação que se deseja com os demais dispositivos de proteção, localizados a jusante ou a montante. Conforme se observa na Fig. 10.14, há dois diais para se ajustar o tempo, sendo um para ajustes inteiros e o outro para as frações.

Dial para ajuste de tempo

Dial para ajuste de tempo fino Dial para ajusteda unidade instantânea Dial de ajusteda unidade temporizada

m

-Terminal de fonte

1

* J H «1

ét W

i

- Dispositivo de resert

K, I

1 n1 - Dispositivo de fixação da haste de acionamento do disjuntor

Fig. 10.14 R e lé d e a ç ã o

d ire ta tip o e le trô n ic o

C a p ít u l o D e z

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.1 Dimensionar e ajustar os relés RPC-1 instalados nas subestações industriais de uma área rural mostrada no esquema elétrico simplificado da Fig. 10.15, cujos dados são: • tensão primária: 13,8 kV; • tensão secundária: 380 V; • potência de curto-circuito no ponto de entrega de energia: 31 MVA; • considerar desprezível a variação de impedância entre os pontos do sistema onde estão instalados os relés dos disjuntores D1 e D2. Os relés têm características de tempo definido e estão montados nos pólos dos disjuntores D1 e D2 em número de três por equipamento de proteção. a) Correntes de carga Considerar que a corrente máxima seja a de carga nominal do transformador. ■

150 =6,27 A 2 j3x-\3,80

1.500— = 627A V3 X 13,80 /, = 4 + /3 = 6,27 + 62,7 = 68,97 A b) Disjuntor D2 • Corrente nominal do relé - para a corrente de carga /3 = 62,70 A —> /„, = 40 A - para a corrente de curto-circuito 3 ! 0 0 0 _ =1296A V3 X 13,80 __

• Ajuste da unidade temporizada K, = 62,7° - =1,5 -» K, =1,6

' 40X1,0

/„ = 1,0 X 62,7 = 62,7 A K = 1,0 Como o ajuste do tempo não depende da corrente, o seu valor é função dos tempos de coordenação do sistema não expres­ sos neste exemplo. Para isso é necessário fazer K, = °°.

Fig. 10.15 D ia g r a m a u n if ila r s im p lific a d o

Re l é s

de

P roteção

283

• Ajuste da unidade instantânea Se não for considerada a hipótese anterior, tem-se: 1 296 K ,. = ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------1------- = 20 -> /C, =18 (valor 1,6 x 40 x 1,0 curto-circuito presumido) ljmj = 4 X 62,7 = 250,0 A llma = 18 X 62,7 = 1.128,6 A l/ma < 4S (condição satisfeita) - verificação da capacidade de curto-circuito do relé Para se verificar se o relé suporta térmica e dinamicamente a corrente de curto-circuito tem-se: l,s = 1,29 kA (para 1 s) lts - corrente térmica fornecida pelo sistema /„= 15 kA (Tabela 10.3) ltr - corrente térmica suportada pelo relé Logo: /„> /* (condição satisfeita) lds = -J2 X F ,X ICS lds - corrente dinâmica do sistema Fa = 1,3 (fator de assimetria admitido)

/«,=•/2x1,3X 1,29 = 2,3 A ldr = 68 kA ldr - corrente dinâmica do relé

Logo:

ldr ^ lds

Deixa-se para o leitor o ajuste dos outros relés do exemplo em questão.

Relés de Sobrecorrente de Ação Indireta

Os relés de sobrecorrente de ação indireta, também conhecidos como relés secundários, são fabricados em unidades monofásicas e alimentados por transformadores de corrente ligados ao circuito que se quer proteger. São utilizados na proteção de subestações industriais de médio e grande portes, na proteção de motores e geradores de potência elevada, banco de capacitores e, principalmente, na proteção de subestações de sistemas de potência das concessionárias de energia elétrica. Em decorrência da utilização de transformadores de corrente e da necessidade, em geral, de fonte de alimentação auxiliar, a aplicação de relés de sobrecorrente secundários apresenta custos bem superiores comparativamente à utilização dos relés de ação direta. Os relés de sobrecorrente normalmente oferecem ao transformador uma solução econômica, simples e confiável para defeitos externos a esse equipamento. Quando se trata de faltas internas ao transformador, esses relés não respondem com o desempenho necessário, em virtude de não ser possível ajustálos adequadamente para atuar nessas condições. Isso pode comprometer a integridade do transformador, sendo, portanto, aplicados como proteção principal apenas em instalações com potência de até 10 MVA. Em unidades transformadoras superiores, são adotados para proteção relés diferenciais, estudados adiante, ficando os relés de sobrecorrente responsabilizados pela proteção dos demais componentes da instalação ou de backup do relé diferencial. No caso de defeitos francos internos ao transformador, pode-se obter uma razoável proteção com os relés de sobrecorrente, através da sua unidade instantânea. Neste caso, o relé deveria ser instalado no lado primário do transformador de potência. Os relés de sobrecorrente de ação indireta podem ser classificados quanto à construção como: • relés de sobrecorrente de indução; • relés de sobrecorrente estáticos; • relés digitais microprocessados.

284

C a p ít u l o D e z

Relés de sobrecorrente de indução

Os relés de indução são instrumentos de proteção que operam com razoável precisão. São bastante sensíveis, não necessitam de manutenção freqüente e não utilizam elementos que podem degradar com as condições ambientais, como é o caso dos relés fluidodinâmicos. Uma das grandes vantagens dos relés de indução é a facilidade de se poder realizar a sua manutenção sem desligar o disjuntor do circuito que ele protege. Com o advento da tecnologia digital, os relés de indução perderam o mercado para os relés microprocessados, devido à grande vantagem operacional que esses relés proporcionam. Existe uma grande preocupação na comunidade técnica quanto ao tempo de depreciação tecnológica das unidades digitais. Observa-se que a tecnologia dos equipamentos elétricos, tais como motores, geradores, transformadores, etc., evolui de uma forma muito lenta quando comparada com o sistema de tecnologia da informação. Assim, os relés de indução permaneciam operando numa subestação durante décadas. O mesmo não se pode dizer dos relés digitais. Essa tecnologia está em constante mutação. Três anos de uso já são considerados uma idade avançada para equipamentos digitais. A forma como as empresas irão lidar com essa questão ainda não está bem definida. O certo é que por trás de uma mudança de tecnologia há sempre custos envolvidos, o que as empresas procuram evitar dentro de um mercado altamente competitivo. Apesar da tecnologia obsoleta julgamos ser útil continuar com o texto referente ao estudo dos relés de indução, não somente dos relés de sobrecorrente, mas de todos aqueles de diferentes funções de proteção, ou seja, diferencial, admitância, etc., considerando que existem muitas milhares de unidades instaladas nos sistemas elétricos brasilei­ ros, sejam eles de concessionárias de serviço público ou de plantas industriais. Além do mais, didaticamente, os princípios de proteção de sistemas elétricos são mais facilmente explicados a partir de dispositivos eletromecâ­ nicos. Como será observado posteriormente, o cálculo dos ajustes dos relés digitais, que é o foco principal deste capítulo, tem como base os cálculos realizados para os relés eletromecânicos.

Características construtivas

Construtivamente o relé de indução é composto por um disco de alumínio que pode girar com um mínimo de atrito sobre o seu próprio eixo, quando a sua bobina de indução é percorrida por uma corrente de magnitude compatível com o valor do ajuste realizado. Uma mola de tensão mecânica adequada se contrapõe ao movimento do disco, formando um par antagônico de forças, cuja resultante é função da intensidade da corrente. Os relés de indução conforme mostrado na Fig. 10.16 são compostos de unidades que serão estudadas a se­ guir.

Fig. 10.16 V is ta e x te r n a d o r e lé d e s o b r e c o r r e n te

d e in d u ç ã o

Relés

de

P roteção

Unidade de indução

285

Também conhecida como unidade de sobrecorrente, é constituída de uma bobina provida de várias derivações, montada sobre a coluna central de um núcleo de ferro laminado, responsável pelo fluxo magnético principal. Um segundo fluxo defasado do fluxo principal é produzido por um anel divisor, cujo resultado é o aparecimento de um conjugado mecânico que impulsiona o disco numa direção preestabelecida. A Fig. 10.17 mostra as principais partes componentes da unidade de indução. Em particular, a unidade de indução temporizada está esquematicamente mostrada na Fig. 10.18. Há outras construções semelhantes, porém de acordo com o princípio básico descrito anteriormente.

Dial de ajuste da curva temporizada Parafuso para ajuste do tape Bloco de tape Unidade

Unidade temporizada

Tape da unidade instantânea

Ajuste de tempo Contato

móvel

Indicador de atuação de unidade instantânea

Indicador de atuação de unidade temporizada

Fig. 10.17 Vista interna do relé de sobrecorrente de indução

Fig. 10.18 U n id a d e

d e in d u ç ã o te m p o r iz a d a

C a p ít u l o D e z

Na estrutura do disco de indução há um contato que é o responsável pelo fechamento do circuito de abertura da bobina do disjuntor. A posição inicial do disco é ajustada a partir de um dial provido de uma escala circular, contendo, em geral, dez divisões, cada uma delas correspondendo a uma curva da família das curvas considera­ das. Essas curvas de temporização são obtidas projetando-se adequadamente a quantidade de ferro e o número de espiras da bobina da unidade de indução. Dessa forma, cada relé é fabricado para uma família de curvas, cujas características básicas de atuação são adequadas a cada projeto específico de proteção. As derivações da unidade de indução, ou simplesmente tapes, são destinadas a adequar o relé a uma larga faixa de corrente de carga do circuito que se quer proteger. Cada tape corresponde a uma corrente mínima de atuação. As derivações não modificam as curvas de atuação dos relés. A Fig. 10.19 mostra esquematicamente uma unidade de indução com a respectiva bobina, destacando-se a posição dos tapes. A unidade de indução é também conhecida como unidade de sobrecorrente temporizada. Seu funcionamento se baseia nos mesmos princípios do motor de indução. A Fig. 10.20 mostra, como exemplo, uma unidade de indução do tipo wattimétrica. O disco de indução da unidade de sobrecorrente temporizada contém, além do seu eixo, uma saliência perifé­ rica de fim de curso. O disco leva consigo um contato móvel e sua rotação é frenada por uma mola. O ajuste de tempo é obtido variando-se a abertura do ângulo entre o contato fixo do relé e o contato móvel, fixado ao disco. Quanto maior esse ângulo, maior será a distância angular entre esses dois contatos, conseqüentemente, maior será o tempo de atuação. Cada posição ajustada do ângulo corresponde a uma curva de temporização registrada num

Fig. 10.20 V is ta tr a s e ira

d o re lé d e in d u ç ã o s e c u n d á rio

Re l é s

de

P roteção

287

Tabela 10.4 Tapes da unidade de indução Faixa (A) Tapes disponíveis (A) 0,5 - 4,0 0,5 - 0,6 - 0,7 - 0,8 -1,0 - 1,2 -1,5 - 2,0 - 2,5 - 3,0 - 4,0 1,5 -12,0 1 ,5 -2 ,0 -2 ,5 -3 ,0 -4 ,0 -5 ,0 -6 ,0 -7 ,0 - 8,0 -9 ,0 - 10,0- 11,0-12,0 2,0-16,0 2,0 - 2,5 - 3,0 - 4,0 - 5,0 - 6,0 - 7,0 - 8,0 - 9,0 - 10,0 - 11,0 - 12,0 - 13,0 - 14,0 - 15,0 - 16,0

pequeno dial com a numeração correspondente. O ajuste é obtido girando-se o dial de um ângulo que corresponda à curva de temporização desejada. A bobina de unidade de indução geralmente está em série com a bobina da unidade instantânea. É comercializada com faixas de operação compreendidas normalmente entre 0,5 e 16 A, encontrando-se em alguns casos unidades com até 0,10 A como limite de corrente de tape. A Tabela 10.4 fornece os tapes disponíveis da unidade temporizada, caracterizando três diferentes faixas de ajuste.

Unidade de bandeirola e selagem

Também conhecida como unidade de chaveamento, é constituída por uma estrutura em forma de charneira, um núcleo e uma armadura móvel que contém um contato duplo, operando normalmente aberto por ação de uma mola. Essa unidade tem a sua bobina em série, e seus contatos, em paralelo com os contatos da unidade de sobrecor­ rente temporizada, conforme pode ser observado pelo esquema da Fig. 10.21. A atuação desta unidade provoca o acionamento da bandeirola indicadora, que só pode ser rearmada manualmente. A unidade de bandeirola e selagem possui um contato em paralelo com um contato da unidade temporizada, cuja função é curto-circuitar esse contato, impedindo, para uma pequena corrente de acionamento, a formação de um arco entre os contatos fixo e móvel, em virtude da pequena pressão que possa existir entre eles. A corrente máxima admitida pelo relé fica limitada pelo valor do tape ajustado da bobina de selo, cujas carac­ terísticas básicas para o relé de fabricação Westinghouse estão mostradas na Tabela 10.5. Essa unidade, como se pode observar através do esquema da Fig. 10.21, é alimentada em corrente contínua de uma fonte, que pode compreender um banco de baterias ligado a uma unidade retificadora ou a um grupo gerador de corrente contínua. O mais comum, no entanto, é a utilização da primeira alternativa. As tensões contínuas, em geral, adotadas são: 24 - 48 - 125 e 220 V. E importante lembrar que a escolha do tape da bobina de selo pode resultar numa queda de tensão elevada e, conseqüentemente, numa tensão abaixo da mínima admitida nos terminais da bobina do disjuntor. Este fato pode ser constatado observando-se a impedância à corrente contínua resultante dos tapes 0,2 e 2 A, cujos valores são mostrados na Tabela 10.5.

Unidade instantânea

Também conhecida como unidade de chaveamento instantâneo, é constituída por uma estrutura em forma de charneira, um núcleo e uma armadura móvel que contém um contato duplo geralmente operando aberto por ação de uma mola. Essa unidade tem seus contatos, normalmente, ligados em paralelo com os contatos da unidade temporizada e sua bobina está em série com a mesma. Tabela 10.5 Características da unidade de selagem

Descrição Corrente mínima de operação Corrente em regime contínuo Tempo máximo para 30 A/250 V Tempo máximo para 10 A Resistência à corrente contínua Corrente mínima de desarme

Características Tape 0,2 A Tape 2 A 0,02 A 0,03 A 0,03 s 0,25 s 6,50 W 0,05 A

2,00 A 3,00 A 4,00 s 30,00 s 0,15 W 0,50 A

288

C a p ít u l o D e z

A bobina da unidade instantânea é alimentada em corrente alternada, pois está em série com a unidade de in­ dução. Ao contrário desta, a unidade instantânea é sensível ao componente contínuo da corrente de curto-circuito de valor assimétrico que deve ser considerada na determinação do seu ajuste. A Tabela 10.6 fornece a faixa de ajuste das unidades instantâneas do relé de fabricação Westinghouse, bem como os tapes disponíveis e algumas outras características.

Prescrições para o ajuste das unidades de indução

Os relés de sobrecorrente de indução podem ser utilizados para a proteção de diferentes elementos do circuito, e os ajustes necessários devem satisfazer as características peculiares do elemento a ser protegido. O esquema de ligação dos relés está mostrado na Fig. 10.22. Nessa configuração, os relés são utilizados na proteção de fase e de neutro do sistema. Pode ser dispensada uma unidade de fase, por exemplo, a da fase B, sem que sejam alteradas as condições de disparo da proteção, exceto se houver falha de um relé. Grande parte das instalações utiliza três relés de fase, ficando uma unidade para contingência.

Unidade temporizada

Os ajustes desta unidade devem satisfazer as condições descritas a seguir. • O relé não deve operar para a condição de carga máxima admitida. Nestas condições, o carregamento máximo permissível é de 150%. Na proteção de transformadores, todos os ajustes devem permitir uma certa sobrecarga deste equipamento, cujo valor define a corrente de tape. A partir da condição requerida, escolhe-se a corrente de tape de acordo com a Eq. (10.5). K , X lc lm ~ RTC (10.5) Tabela 10.6 Características da unidade instantânea Corrente Corrente de Tapes Faixa das disponíveis nominal (A) curta duração (A) bobinas

2,0 - 48,0 6,0 - 144,0

2,0 - 7,0 7,0 - 14,0 14,0-18,0 6,0 - 20,0 20,0 - 40,0 40,0 - 144,0

2,1 7,0 10,0 7,0 16,0 25,0

70,0 140,0 185,0 88,0 280,0 460,0

Relés

de

289

P roteção

corrente de tape da unidade temporizada, em A; valor da sobrecarga admissível; corrente nominal do equipamento ou corrente do circuito a ser protegido, em A; relação de transformação do transformador de corrente. Se o relé está destinado à proteção de neutro, conforme sua posição na Fig. 10.22, o valor de Kf deve ficar compreendido entre 0,1 e 0,3, que representa a taxa de desequilíbrio máximo admitida nos condutores fase. E bom entender que, se não forem levados em conta os diferentes pontos do nível de saturação dos transfor­ madores de corrente, não haverá corrente de circulação pelo relé de neutro em condições normais de operação, independentemente do nível de desequilíbrio das correntes de fase.A prática, porém,consagrou admitir uma corrente compreendida entre 10 e 30% da corrente nominal do circuito,a fim de se conseguir oajuste ideal do relé de neutro. Valores inferiores a 10% são indesejáveis, pois há grandes possibilidades de saídas intempestivas do circuito que está protegido pelo relé. Valores superiores a 30% da corrente nominal do circuito não oferecem uma sensibilidade adequada à proteção de defeitos fase e terra de alta e média impedâncias em circuitos de média tensão. Essa taxa de desequilíbrio adotada para o ajuste do relé é função, portanto, da corrente que porventura venha a fluir pelo relé de neutro decorrente dos diferentes pontos do nível de saturação dos TCs. • O relé deve operar de acordo com a curva de temporização para o múltiplo da corrente ajustada. A determinação do tempo de ajuste do relé é função do plano de coordenação previsto. No entanto, deve-se manter uma diferença mínima de 0,4 s entre os tempos de operação de dois relés funcionando em cascata. Este tempo é resultado das seguintes premissas: • tempo próprio de operação do disjuntor: = 0,13 s; • tolerância do fabricante do disjuntor: = 0,10 s; • tempo de segurança do projeto: = 0,17 s. A escolha da curva de atuação do relé é feita com base no múltiplo da corrente de acionamento de acordo com a Eq. (10.6) e no tempo requerido para o disparo do disjuntor. ItfKf Ic RTC -

M = ----RTC X I ,

(10.6)

M - múltiplo da corrente de acionamento; lm - corrente máxima admitida no circuito que pode ser uma corrente de sobrecarga ou de curto-circuito.

• A corrente de acionamento deve ser, no máximo, igual à corrente térmica do transformador de corrente. Dessa forma, fica resguardada a integridade deste equipamento, quanto aos efeitos térmicos.

Fig. 10.22 E s q u e m a b á s ic o

d e lig a ç ã o d o s r e lé s d e in d u ç ã o s e c u n d á rio s

C a p ít u l o D e z

• O relé deve operar para a menor corrente de curto-circuito do trecho protegido pelo disjuntor. No caso dos relés de proteção de fase, a menor corrente de defeito que não envolve a terra é a corrente bifásica de curto-circuito. No caso dos relés destinados à proteção de neutro, a menor corrente de curto-circuito é aquela resultante de um defeito monopolar à terra com elevada impedância. Neste particular, para transformadores em ligação triângulo no primário e estrela no secundário, com o ponto neutro aterrado, as correntes de defeito à terra podem assumir valores tão pequenos, da ordem de miliampères, que jamais sensibilizarão os relés de neutro, ajustados convenientemente para correntes da ordem de uma dezena de ampères, longe, portanto, do valor mínimo da corrente de defeito. Este fato é muito comum nas redes aéreas de distribuição, quando o condutor vai ao solo que possui elevada resistência superficial, como é o caso de ruas pavimentadas, e até mesmo quando o condutor fica preso aos galhos de alguma árvore que se desenvolve debaixo da rede aérea.

Unidade instantânea

Os ajustes desta unidade devem satisfazer as condições descritas a seguir. • A corrente mínima de acionamento deve ser inferior à menor corrente simétrica de curto-circuito no trecho protegido pelo disjuntor. É bom lembrar que a unidade instantânea pode ser dispensada de um projeto de proteção quando não há con­ dições de coordenação com os disjuntores a montante e a jusante, como ocorre com muita freqüência nos projetos de instalações industriais. • A corrente mínima de acionamento deve ser superior à corrente de magnetização do transformador. A corrente de magnetização dos transformadores pode, em média, ser considerada igual a oito vezes a corrente nominal do equipamento. Vale ressaltar que, no ajuste da unidade instantânea, deve-se levar em consideração o componente contínuo da corrente de curto-circuito. E necessário que o projetista assuma muitas outras condições em função da particularidade de cada planta de proteção, tanto no trato das unidades temporizadas como no caso das unidades instantâneas. O ajuste da unidade instantânea é feito através de um parafuso de rosca fina, posicionado na parte superior desta unidade, modificando as condições do fluxo magnético quando é introduzida ou retirada parte do seu corpo do interior da bobina de operação. O valor da corrente de ajuste é obtido através de um aparelho denominado Multi-Amp após algumas tentativas no ajuste fino.

Características elétricas

Os relés de indução, como elementos de proteção, são dotados de características definidas a fim de se ajusta­ rem às várias condições impostas pelo sistema de proteção. Uma destas características mais importantes são as curvas de temporização. A partir da declividade e do tempo de operação em função da grandeza da corrente de atuação, pode-se especi­ ficar o relé adequadamente para o esquema de proteção desejado. São várias as curvas e os tempos estabelecidos para cada unidade de relé, sendo as suas características definidas na Fig. 10.23.

Fig. 10.23 Tipos de curvas caracte­ rísticas de operação

Relés

Curvas de operação

de

P roteção

291

• Relés de temporização inversa curta Estes relés se caracterizam por apresentar uma família de curvas que permite um baixo tempo de operação da unidade temporizada, eliminando possíveis danos nos equipamentos e circuitos que protegem. O relé tipo CO-2 HILO, de fabricação Westinghouse, apresenta curvas de temporização inversa curta cuja família é mostrada na Fig. 10.24. • Relés de temporização inversa longa Estes relés se caracterizam por apresentar uma família de curvas que permite uma longa temporização, elimi­ nando a atuação do disjuntor em sobrecargas elevadas, como na partida de motores de indução, para os quais são apropriadamente utilizados como elementos de proteção. O relé tipo CO-5 HILO, de fabricação Westinghouse, apresenta curvas de temporização inversa longa, cuja família é mostrada na Fig. 10.25. • Relés de temporização moderadamente inversa Estes relés se caracterizam por apresentar uma família de curvas apropriadas a sistemas com elevados valores de sobrecorrentes. Através da mudança do tape do relé, pode-se deslocar a curva para que a sua atuação se proceda a qualquer valor de tempo desejado. Neste ponto deve-se dizer que os relés de indução, quando dotados de unidade instantânea, operam segundo um tempo definido, desde que a corrente mínima de atuação ajustada seja definida. A Fig. 10.26 mostra as curvas características de atuação da unidade instantânea dos relés de indução. • Relés de temporização muito inversa Estes relés se caracterizam por apresentar uma família de curvas com temporização baixa para elevados níveis de corrente de curto-circuito, conforme se observa na Fig. 10.27, que mostra a família de curvas dos relés CO-9 HILO, de fabricação Westinghouse, caracterizada por muito inversa. • Relés de temporização extremamente inversa Estes relés apresentam uma família de curvas extremamente rápidas para elevadas correntes de curto-circuito, como é o caso do relé CO-11 HILO, de fabricação Westinghouse, cujas curvas são mostradas na Fig. 10.28.

Fig. 10.24 Curvas de temporização inversa curta

C a pít u l o D e z

• Relé de tempo definido Neste tipo de relé, para qualquer valor da corrente acima da corrente de acionamento, o tempo de operação é sempre o mesmo, já que a sua atuação é feita segundo uma reta paralela ao eixo dos tempos, conforme mostra a Fig. 10.23.

Aplicações típicas

A aplicação de cada relé com sua curva característica depende da carga que se quer proteger. Algumas indicações serão dadas a seguir, porém cada projeto deve merecer uma análise profunda tendo como base as características

Relés

de

P roteção

293

Fig. 10.27 Curvas de temporização muito inversa 1

Fig. 10.28 C u rv a s d e te m p o r iz a ç ã o e x tr e m a m e n te

in v e rs a

2

3 4 S 678910

20 30 40

C a p ít u l o D e z

das curvas de operação do restante dos seus elementos de proteção. A aplicação de cada tipo de curva de tempo­ rização tanto é válida para relés de indução, como estáticos ou relés digitais. • Relés com temporização muito inversa São mais aplicados em sistemas em que a corrente de curto-circuito vista no ponto de instalação do relé depende essencialmente da localização do defeito. Têm aplicação indicada nos sistemas de suprimento das concessionárias de energia elétrica. • Relés com temporização inversa São aplicados mais especificamente em sistemas onde a corrente de curto-circuito é função predominantemente da capacidade de geração existente no instante do defeito. São indicados para instalações produtoras de energia elétrica. São exemplos os relés IAC-53 e IAC-52, da GE, e o relé CO-8, da Westinghouse. • Relés com temporização extremamente inversa São aplicados mais especificamente em redes primárias de distribuição urbana e rural das concessionárias de energia elétrica, porque a conformação de suas curvas se adapta mais facilmente à curva característica dos elos fusíveis e religadores do sistema elétrico permitindo melhor coordenação, além de favorecer a reenergização das redes submetidas a elevadas correntes de magnetização. São exemplos os relés IAC-77 e IAC-78, da GE, e o relé CO-11, da Westinghouse. • Relés com temporização inversa longa São aplicados mais especificamente na proteção de circuitos de motores elétricos ou em outra carga que se caracterize pela necessidade de uma grande temporização no início de sua energização. Como se sabe, os motores elétricos durante a partida solicitam elevadas correntes iniciais, que podem atingir até oito vezes a sua corrente nominal. A General Electric apresenta o relé tipo IAC-66 com três modelos. O primeiro, o IAC-66A, apresenta somente uma unidade temporizada. Já o modelo IAC-66B, além da unidade de sobrecorrente temporizada, pos­ sui uma unidade instantânea padrão, igual à dos modelos já mencionados. Finalmente, o modelo IAC-66K, que, além das unidades anteriores, teve incorporada uma unidade instantânea de desarme elevado, cuja finalidade é supervisionar a unidade de sobrecorrente temporizada, permitindo, desse modo, a atuação para a condição de sobrecarga ou de rotor travado. A Fig. 10.29 esclarece estas condições de operação através do esquema de co­ mando. Já a Fig. 10.30 mostra o esquema básico de ligação de um motor utilizando como elementos de proteção duas unidades IAC-66K. É interessante notar através dos esquemas das Figs. 10.29 e 10.30 que, durante a partida do motor, fechada as unidades de elevado desligamento BI-E e B3-E (Fig. 10.30) através dos seus contatos auxiliares CB1-E e CB3-E, o relé não opera, pois os contatos CB1-T e CB3-T da unidade temporizada estão abertos. Caso o tempo de partida seja superior ao valor previamente ajustado, os contatos da unidade temporizada se fecham através do relé de tempo (R) no valor ajustado, fazendo atuar nas bobinas de selo correspondentes BS-1 e BS-3, cujos contatos auxiliares CBS-1 e CBS-3 se fecham permitindo a operação da bobina de abertura do disjuntor. No caso de curto-circuito, as unidades instantâneas convencionais BI-N e B3-N (Fig. 10.30) atuarão independentemente das condições das

Fig. 1 0 .2 9 E s q u e m a

e lé tr ic o b á s ic o d o re lé d e s o b r e c o r r e n te IA C -6 6 K

R elés

de

P roteção

295

Fig. 10.30 Ligação das unidades dos relés secundários de indução demais, energizando a bobina do disjuntor através dos contatos auxiliares CB1-N e CB3-N, vistos na Fig. 10.29. Adicionalmente, é ligado um alarme (BAL) quando a unidade de sobrecorrente temporizada atua. Uma aplicação também muito utilizada de relés de sobrecorrente é aquela que se refere aos transformadores de potência quanto às faltas para a terra. São considerados os seguintes casos: - defeitos em enrolamentos de transformadores ligados em triângulo; - proteção de carcaça; - proteção de neutro. Dentre estas proteções, a que mais se destaca é a proteção de carcaça, somente possível em sistemas com o neutro aterrado. A Fig. 10.31 mostra a posição do transformador de corrente e do relé correspondente. Alguns inconvenientes podem ser percebidos nesta proteção, ocasionando desligamentos intempestivos do disjuntor, ou seja: - curtos-circuitos nos ventiladores; - curtos-circuitos nas caixas de terminais; - descargas dos pára-raios; - centelhamento na bucha motivado pela poluição.

Parâmetros elétricos

Os relés de indução apresentam parâmetros característicos de acordo com o modelo ou fabricante. • Unidade de indução Considerando os modelos CO de fabricação Westinghouse, a Tabela 10.7 fornece inicialmente a faixa de variação dos tapes da unidade de indução temporizada, bem como os valores definidos das correntes de derivação. Para que sejam definidas as características do transformador de corrente de proteção, é necessário serem co­ nhecidos os consumos dos relés utilizados, que variam segundo o valor do tape estabelecido em projeto. A Tabela 10.8 fornece esses dados referentes à unidade temporizada para o relé CO-11, de fabricação Westinghouse. Já a

Fig. 1 0 .3 1

E s q u e m a u n if ila r b á s ic o

296

C a p ít u l o D e z

Tabela 10.7 Derivações dos relés tipo CO

Faixa (A)

Tapes disponíveis (A)

0,5 - 2,5 1,0-12,0

0 ,5 -0 ,6 -0 ,8 - 1,0- 1 ,5 -2 ,0 -2 ,5 1,0- 1,2- 1,5 -2 ,0 -2 ,5 -3 ,0 -3 ,5 -4 ,0 -5 ,0 -6 ,0 -7 ,0 -8 ,0 -9 ,0 - 10,0- 12,0

Tabela 10.8 Consumo do relé CO-11 Tipo CO

Derivação (A)

0,5/2,5

0,5 0,6 0,8 1

1/12

1,5 2 2,5 1 1,2 1,5 2 2,5 3 3,5 4 5 6 7 8 10 12

Limite térmico curta duração

Ângulo fator de potência

1,7 1,9 2,2 2,5 3 3,5 3,8 3,5 4 5,5 8,5 10 12,5 14 15 17 18,5 20 21,5 25 28

36 34 30 27 22 17 16 30 29 26 25 24 33 31 29 25 22 20 29 24 10

No valor de I de derivação

Volt-ampéres No valor de 3 X I de derivação

No valor de 20 X I de derivação

0,72 0,75 0,81 0,89 1,13 1,3 1,48 0,82 0,9 0,97 1 1,1 0,87 0,88 0,94 1,1 1,25 1,4 1,5 1,9 2,4

6,54 6,8 7,46 8,3 10,04 11,93 13,95 7,4 8 8,6 8,9 9 8 8,2 8,7 10 11,5 12,3 14 18,3 23,8

250 267 298 330 411 502 610 300 324 350 380 377 340 340 366 335 478 560 648 900 1.200

Tabela 1 0.9 fomece as impedâncias da unidade instantânea, e m função do tape ajustado. Para os demais m odelos é necessário conhecer as tabelas específicas. Os valores da potência em VA, definidos na Tabela 10.8, são referidos à corrente no tape mínimo. Para se obter a potência em VA em qualquer outro tape, devem ser aplicadas as Eq. (10.7) e (10.8). Z, X cbo = il

(1 0 .7 )

x z2

(10.B )

R elés

de

P roteção

297

/, - corrente do tape mínimo, em A; I2 - corrente do tape ajustado, em A; Z, - impedância da bobina no tape mínimo, em íl; Z2 - impedância da bobina no tape ajustado, em íl; Cbo - consumo da bobina do relé, em VA; Itc - corrente nominal do secundário do TC, em A.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.2 Considerar o esquema elétrico, visto na Fig. 10.32, representativo de uma subestação de potência que supre quatro alimentadores de uma concessionária de energia elétrica. Calcular o ajuste dos relés referentes aos disjuntores D1 - D2 - D3, sabendo-se que os parâmetros elétricos do sistema são: • tensão do lado primário: 69 kV; • tensão do lado secundário: 13,80 kV; • potência nominal do transformador: 20/26,6MVA; • impedância nominal do transformador: 9,34%- 72,6 kV (Tabela 12.11 do Cap. 12); • demandas máximas coincidentes dos alimentadores: - AL1:180 A; - AL2:160 A; - AL3: 230 A; - AL4:140 A. • potência de curto-circuito trifásica no barramento de 69 kV: 800 MVA; • fator de assimetria: 1,30; • corrente simétrica de curto-circuito fase e terra no barramento de 69 kV: 830 A (valor mínimo); • corrente simétrica de curto-circuito fase e terra no barramento de 13,80 kV: 210 A (valor mínimo); • relé a ser empregado: CO-11 HILO. Obs.: O desenvolvimento teórico do cálculo que se segue está contido no livro do autor Instalações Elétricas Industriais, 6.a ed., Rio de Janeiro, LTC, 2001. a) Demanda máxima da subestação D,c = X 13,80 X (180 + 160 + 230 + 140) = 16.970,6 kVA b) Curto-circuito na barra de 13,80 kV • Valor de base Pb = 20.000 kVA V6 = 13,80 kV

Fig. 10.32 E s q u e m a e lé tr ic o b á s ic o d a s u b e s ta ç ã o

298

C a p ít u l o D e z

• Impedância equivalente até a barra de 69 kV Rs = 0 pu P„r~ = -■ 20.000 „ pu Z =X =— ■ ■ = 0,025 Pcc 800.000 • Impedância do transformador 118.915 10 XP„, 10X26.600 = 0,447% = 0,00447 pu X, = ^0,09342 -0.004472 = 0,0934 pu Z, = 0,00447 + /),0934 pu (nas bases de 72,6 kV e 26,6 MVA) Pcu= 118.915 W (Tabela 12.11 do Cap. 12) Mudando para as bases adotadas, tem-se: 72,60 Y R, = 0,00447 X 20,00° X 13,80 =0,0037 pu 69 26.600 . 13,80 72,60 X, = 0,0934 X — - °-00. x 13,80 - 0,0777 pu 69 26.600 13,80

Z, = 0,0037 + y’0,0777 pu (nas bases de 13,80 kV e 20 MVA) • Impedância até a barra de 13,80 kV Z , = Z s + ~Z,r = y'0,025 + 0,0037 + y'0,0777 pu Z, =0,0037 + y0,1027 pu Z, = 0,102 pu • Corrente de curto-circuito na barra de 13,80 kV 1 = 9,8 pu Ics Z,1 0,102 = 836,7 A /» = ^ 20.000 X 13,80 /K = 9,8 X 836,7 = 8.199.6A c) Disjuntor D1 • RTC 26.600 = 222,5A /„ =-p=-----V3 X69 16^9706 =U2A V3 X69 Será adotada a capacidade máxima do transformador, ou seja: /„= /„= 222,5A Valor inicial: RTC: 250-5: 50 Fs = 20 (fator de sobrecorrente) 800.000/\[3 X 69 6.693,9 334,69 A L —

20

20

llc - corrente primária do transformador de corrente. Logo: RTC: 400-5: 80 • Proteção de fase - unidade temporizada A corrente da carga vale: 26.600 ■222,5A 43X69

Relés

de

P roteção

299

A corrente de tape do relé vale: _ K, X / ._ 1,50 X 222,5 " f?rc 8o K, = 1,50 (sobrecarga adotada) l„ = 4 (Tabela 10.7) l„ - corrente de tape da unidade temporizada de fase. Faixa de ajuste: 1,0 A a 12 A, de acordo com a Tabela 10.7. A corrente de acionamento vale: I. = l„ X RTC = 4 X 80 = 320 A O múltiplo da corrente de acionamento relativa à corrente de curto-circuito vale: 800000 •/3 x 69 M =_ ^ _ = 6:69M = RTC X /„ 80 X 4

/W- múltiplo da corrente de acionamento; /<* - corrente de curto-circuito simétrico, valor eficaz. Considerando que o tempo de atuação do relé não pode ser superior a 0,20 s (valor admitido neste exemplo) para possibilitar a coordenação com os elementos de proteção de retaguarda, a curva de operação da Fig. 10.28 é a de número 5. • Proteção de fase - unidade instantânea A corrente do curto-circuito assimétrica, valor eficaz, vale: L = Fa X lcs = 1,30 X 6.693,9 = 8.702,0 A; las - corrente de curto-circuito assimétrica, valor eficaz; Fa = 1,30 (fator de assimetria); / 8 702 0 F < ~Ia- < '320' <27,2 F = 25 (valor adotado, em geral, inferior entre 5 a 15% do valor encontrado). A corrente do tape da unidade instantânea vale; /„ = F x /„= 25 x 4 = 100 A Será escolhida a faixa de 40 A a 144 Apara oajuste de100 A, de acordo com a Tabela 10.9. A corrente de acionamento da unidadeinstantânea vale, então: I. = K X RTC = 100 X 80 = 8.000 A /„ - corrente de tape da unidade instantânea. Ig < las (condição satisfeita) Para que haja coordenação com os relés de retaguarda, não definidos neste exemplo, talvez seja necessário bloquear esta unidade. • Proteção de neutro - unidade temporizada K. X / 0,20X222,5 ~ RTC ~ 80 ’5

Tabela 10.9 Unidade de chaveamento instantâneo

Tipo 2,0 - 48 6,0 - 144

Derivação 2,0 - 7,0 7,0 - 14,0 14,0 - 48,0 6,0 - 20,0 20,0 - 40,0 40,0 - 144,0

Valor mínimo de atuação 2,0 7,0 14,0 6,0 20,0 40,0

Impedância nominal No valor de atuação Ohms 3X R XI Z 0,680 0,042 0,800 0,720 0,076 0,048 0,090 0,086 0,032 0,012 0,035 0,035 0,127 0,125 0,108 0,067 0,018 0,008 0,081 0,016 0,007 0,007 0,007 0,002

20 X 0,67 0,07 0,04 0,10 0,18 0,01

Corrente nominal 2,5 7,0 10,0 7,0 16,0 25,0

C a p ít u l o D e z

K„ = 0,20 (valor que pode ser escolhido entre 0,10 e 0,30) /,„ = 0,60 A (Tabela 10.7) Faixa de 0,5 A a 2,5 A, de acordo com a Tabela 10.7. I. = l,n x RTC = 0,60 X 80 = 48 A O múltiplo da corrente de acionamento vale: M

830 = 17,2 = ------/»------ = -------------RTC X /,„ 80 x 0,60

/,„ - corrente de tape da unidade temporizada de neutro; ta - corrente de acionamento; /„ - corrente de curto-circuito fase-terra simétrica, valor eficaz. Para um tempo de 0,10 s, valor máximo admitido na condição deste Exercício, a fim de permitir a coordenação com os ele­ mentos de retaguarda, tem-se pela Fig. 10.28: curva 2: • Proteção de neutro - unidade instantânea 1,30 X/„ 1,30 X 830 1.079 F<— ------- = —----------- = — < 22,4 /. 48 48 Adotando-se: F = 20, tem-se: /„= /,„X F = 0,60 X 20 = 12 A /„ - corrente de tape da unidade instantânea de 7 A a 14 A, de acordo com a Tabela 10.9. A corrente de acionamento vale; la = RTC x l„ = 80 x 12 = 960 A < 830 X 1,30 A (condição satisfeita) d) Disjuntor D2 • RTC = «26.600 .o u u = 1 . 1 1 2 8 A V3 x 13,80 /c = (180 + 160 + 230 + 140) = 710 A Será adotada a capacidade máxima do transformador, ou seja: /c = 1.112,8 A Valor inicial: 1.200 - 5: 240 / „ = ^ P = 409,9A Logo: RTC: 1.200 - 5: 240 • Proteção de fase - unidade temporizada , 1,5X1.112,8

'• — ã õ --------6'9A

/„= 7 A (Tabela 10.7) Faixa de ajuste: 1,0 A a 12 A, (Tabela 10.7) 8 199 6 Md2 = 24Q^ 7 = 4,8 (múltiplo da corrente de defeito do secundário) Para que haja coordenação entre os dois disjuntores é necessária uma diferença nos tempos de acionamento dos relés dos disjuntores D1 e D2, de 0,4 s para um defeito na barra de 13,8 kV, ou seja: 8.199,6 XÍ13,8/69) , ,, M,, = ------------- ----------- - = 5,1 (múltiplo da corrente de defeito do secundário refletida no primário) 1,1 80X4 Pelas curvas da Fig. 10.28, tem-se: Mm (5,1) curva 5 -» T# = 1,3 s M^ (4,8) -» T& - 1,3 s - 0,4 s = 0,9 s —>curva 3 (curva do relé de proteção de fase do disjuntor D2) • Proteção de fase - unidade instantânea 1,30X8.199,6 10.659,40 <6, 3 -> F = 5 (valor , , adotado) ., ., F < —-------—— 1.680 1.680 la = 240 X 7 = 1.680 A /„ = /„ X F = 7 X 5 = 35 A la = l« x RTC = 35 X 240 = 8.400< 8.199,6 X 1,30 A (condiçãosatisfeita) Faixa de ajuste: 14 A a 48 A, da Tabela 10.9.

Re l é s

de

P roteção

301

A corrente de curto-circuito trifásica simétrica do lado secundário reflete-se no lado primário com o valor de: 13 800 lsp = 8.199,6 x gg~QQQ = 1 639 A (condição satisfatória)

A corrente de acionamento do relé instantâneo do lado de 69 kV (caso seja utilizado) é de 8.000 A; logo, há coordenação, isto é, o disjuntor D1 não irá operar para defeitos trifásicos na barra de 13,80 kV, através da unidade instantânea do relé de fase, isto é: la = 8.000 A > 1.639 A • Proteção de neutro - unidade temporizada 0,20X1.112,8 = 0,92 A = —--------------— 240 /,„ = 1,0 (Tabela 10.7) Faixa de ajuste: 0,5 A a 2,5 A (Tabela 10.7) O múltiplo da corrente de acionamento vale: Ma2 = — ^ — = 0,87

240x1,0 A corrente de 210 A vista no lado de 69 kV vale: 210 X (13,8/69) lc = -------- V=-------1 = 24,2 A 24■ = ----’ —2 = 0,07 (neste caso o relé de proteção de neutro do lado de 69 kV não será sensibilizado) ‘” 8 0 x 4 A corrente de acionamento vale: /„ = /,„ X RTC = 240 X 1,0 = 240 A O tempo de atuação do relé do disjuntor D2 deve ser escolhido de forma a coordenar com o disjuntor D3 e os equipamentos de proteção instalados a jusante, tais como religadores e chaves fusíveis. Para o presente caso, como o múltiplo da corrente de acionamento vale 0,87 para corrente de defeito fase e terra, cujo valor é de 210 A, o relé não será sensibilizado, de conformidade com a Fig. 10.28. É necessário pois reduzir o valor do tape da unidade temporizada de neutro de 1,0 para 0,6, cujo múltiplo da corrente de acionamento seria de 1,4, ou seja:

_ 210 _ . .

240 x 0,6 ’ Nesta condição, poderia ser selecionada a curva 1/2 que sensibilizaria o relé para defeitos monopolares, com tempo de operação de 2,5 s. Deve-se ressaltar, no entanto, que o sistema poderá operar intempestivamente devido aos erros dos TCs. A corrente de acionamento agora vale: /„ = 240 X 0,6 = 144 A • Proteção de neutro - unidade instantânea 1,3X210 „ „ ^ c F < ------------ <1,8 —* F = 1,5 144 /„ = /,„ X F = 0,6 X 1,5 = 0,90 A l„ = 2 A (menor valor de tape desta unidade conforme Tabela 10.9) Faixa de atuação: 2 A a 7 A, da Tabela 10.9. /„ = RTC X /, = 240 x 2 = 480 A > 273 A (ou 1,3 X 210) O relé não será sensibilizado nesta condição. Neste exemplo, não se considerou até agora o valor do consumo das bobinas das unidades componentes dos relés de so­ brecorrente, cuja aplicação será feita para concretizar o uso das Eq. (10.7) e (10.8). Este resultado influirá na determinação das características nominais dos transformadores de corrente. O consumo de todas as unidades dos relés de sobrecorrente de fase e de neutro na realidade é a soma dos seus consumos próprios acrescidos das perdas nos condutores do circuito que liga os relés aos TCs da proteção. Para o esquema simplificado mostrado na Fig. 10.33, será calculado o valor do consumo do circuito de proteção (bobinas e fios) para o caso do disjuntor D1. C
302

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.33 Esquema de ligação dos relés secundários de indução Considerando as unidades instantâneas de fase e de neutro do disjuntor D1 e aplicando-se a Eq. (10.7), tem-se: 2 - R, + /X, -

0,007 *

,0,002 X( i 2 j

Os valores das resistência e reatância das unidades instantâneas estão explícitos na Tabela 10.9. 2?ít - impedância da bobina da unidade instantânea de fase; Z, = 0,0012 + y'0,0003 fí; £ =

+ jXln = 0,076 x

+ y'0,048 x í - ^ j ;

= 0,0258 + /0,0163 fí;

Z,„ - impedância da bobina da unidade instantânea de neutro. A distância entre o relé e o TC (comprimento do circuito) vale 25 m. Logo, a resistência do fio vale: R = 0,0088 íí/m (fio de cobre em PVC de 2,5 mm2 (Tabela do Cap. 4); Rc = R X L = 0,0088 X 50 = 0,440 fí; L = 2 x 25 = 50 m (comprimento total dos fios: ida e retorno). O consumo total do circuito, de acordo com a Eq. (10.8), vale: C, = Z, x I* = (0,0012 + y'0,0003) X 5 2 = 0,00126 x 25; C„ = 0,030 VA; C,„ = Z,„ X /,| = (0,0258 + j0,0163) X 5 2 = 0,0305 x 25; C,„ = 0,762 VA; Cri0 = R„0 x P = 0,440 X 5 2 = 11 W = 11,0 VA; C,b = C„ + C,„ + C„ + C,„ + C„0; C„ = 0,94 VA (valor da Tabela 10.8, de acordo com o valor do tape, que é de 4 A); C,„ = 0,75 VA (Tabela 10.8, de acordo com o mesmo procedimento para C„); C,„ = 0,94 + 0,75 + 0,030 + 0,762 + 11,0 = 13,4 VA. Logo, o TC deve ser de 25 VA (potência padronizada). A especificação completa deve ser: 10A100 (veja Cap. 5). É necessário verificar se o TC do disjuntor D1 irá saturar. Para isso deve-se aplicar as seguintes equações, vistas no Cap. 5. VM = 0,5 x Ks. x RTC x Zc\ Ks = 2tt x F x C, X i- e - ( T/c'> +1; Para F = 1,3 —> X/R = 3 (livro de Instalações Elétricas Industriais)

Relés

Inversa (I)

Múltiplos da corrente ajustada

(a)

Muito Inversa (NI)

Múltiplos da corrente ajustada

(b)

de

P roteção

303

Extremamente

Inversa (Ml)

Múltiplos da corrente ajustada

(C)

Fig. 10.34 Curvas de temporização dos relés estáticos M = — = 1,30 x ?•-— 3,9 = 1,08; la

8.000

T = 0,038 s (valor máximo da Fig. 10.26); K. = 2-ir X 60 X 0,0079 X [1 - e-
De uma maneira simplificada, tem-se: z

= Ç tt = 1 M

= 0 ,5 3 6 fí;

C 52 1,30X6.693,9 Vsa, = 0,5 X 3,95 X —------ -------— x 0,536 = 115 V; 80 V, 100 V (o TC C25 irá saturar para defeitos trifásicos e acionamento da unidade instantânea). Logo é necessário adotar o TC 10AC50 cuja tensão secundária é de 400 V. e) Disjuntor D3 A metodologia de cálculo é idêntica ao que se acabou de apresentar. Deixa-se para o leitor continuar o exemplo de aplica-

Relés de sobrecorrente estáticos

O desenvolvimento da tecnologia de componentes estáticos de alta confiabilidade permite a fabricação dos relés de sobrecorrente eletrônicos, cuja simplicidade das partes mecânicas e elétricas confere ao relé grande fa­ cilidade de instalação, nenhum cuidado maior para a sua manutenção e possibilidade de testes, mesmo quando em funcionamento. Os relés de sobrecorrente estáticos apresentam algumas vantagens sobre os relés de indução, anteriormente estudados, ou seja: • baixo consumo; • faixas de ajustes contínuos; • compacticidade; • circuito de alimentação auxiliar não polarizado; • precisão nas grandezas aferidas;

304

C a p ít u l o D e z

• corrente de atuação independente da forma de onda, peculiar aos casos em que ocorre saturação do trans­ formador de corrente. Contêm, numa só unidade, todas as funções 50/51 e 50/5 IN relativas às fases e ao neutro, de acordo obviamente com o modelo utilizado. São constituídos dos seguintes circuitos básicos: • circuito 1: contém os conversores, os potenciômetros correspondentes de ajuste da corrente temporizada de fase e de neutro, a sinalização e o botão de rearme da sinalização; • circuito 2: contém os potenciômetros de ajuste da corrente instantânea, os comparadores de tensão e a si­ nalização correspondentes; • circuito 3: contém os geradores de função independentes para a fase e para o neutro, o que permite definir as curvas V X / de temporização inversa, muito inversa e extremamente inversa, conforme mostra a Fig. 10.34(a), (b) e (c), características do relé RSAS de fabricação Schumberger. A Fig. 10.35 mostra o esque­ ma de blocos correspondente ao mesmo relé. Já a Fig. 10.36 mostra o frontal de um relé de sobrecorrente estático. Observar no diagrama da Fig. 10.35 que existe um resistor no ponto de alimentação do relé cujo objetivo é possibilitar a sua energização em diferentes fontes de corrente contínua. Em geral, na parte frontal dos relés estáticos estão localizados todos os potenciômetros de ajuste de corrente e de tempo das curvas características. Os principais dados desses relés estão resumidos na Tabela 10.10. Os relés eletrônicos tinham como proposta substituir os relés eletromecânicos de indução. Porém, com o surgi­ mento dos relés digitais, dotados de muitos recursos e altamente competitivos, os relés eletrônicos foram perdendo mercado e praticamente não são utilizados em novos projetos de subestação. É interessante observar que os relés eletrônicos não revolucionaram as técnicas de proteção na época de sua entrada comercial no mercado. Suas funções são idênticas às dos relés eletromecânicos de indução. Resguarda­ das as facilidades de ajustes permitidas pela tecnologia eletrônica, os relés eletrônicos são cópias avançadas dos relés eletromecânicos de indução, diferentemente do que ocorre com os relés digitais, que além de incorporar as tradicionais funções dos relés eletromecânicos de indução e as facilidades de ajuste no painel do próprio relé, oferecem muitas outras vantagens próprias da tecnologia da informação.

Relés digitais

Normalmente, os relés de sobrecorrente digitais são comercializados em unidades trifásicas, e, da mesma forma que os relés de indução, são dotados das funções de sobrecorrente instantânea (50) e temporizada (51). Como as funções são trifásicas, o relé atua quando pelo menos uma das correntes de fase atinge o valor ajustado. Para a função temporizada são normalmente definidas cinco famílias de curvas de atuação, cuja análise de comportamento já foi realizada anteriormente. Essas curvas são: • curva de tempo definido; • curva de tempo normalmente inverso;

Fig. 10.35 E s q u e m a b á s ic o

d e u m r e lé e s tá tic o

Re l é s

de

P roteção

305

Tabela 10.10 Características técnicas básicas do relé de sobrecorrente RSAS Descrição Valores 0,1 -0,4 A 0,5 - 2,0 A Faixa de ajuste do elemento temporizado (/s) 1,0-4,0 A 2,5- 10,0 A 4,0- 16,0 A Corrente de atuação do elemento temporizado 1,05 - 1,20 X I s 1,02 - 6,0 X I s Faixa de ajuste do elemento instantâneo 2,0-10,0 X I s 4,0 - 20,0 X Is Consumo em repouso 6W Consumo em operação 13 W Corrente de alimentação Contínua 0,1 - 1,0 s 0,2 - 2,0 s Faixa de ajuste de temporização 0,3 - 3,0 s 0,4 - 5,0 s 1,0-10,Os 180-560-1.800-1.800 Resistência externa (íl) 2.200-4.700-5.600 30-48-72-110 Alimentação auxiliar (V) 125-220-250

Fig. 10.36 Frontal de um relé de sobrecorrente estático

C a p ít u l o D e z

• curva de tempo muito inverso; • curva de tempo extremamente inverso; • curva de tempo ultra-inverso.

Características construtivas

Os relés digitais de sobrecorrente são fabricados em unidades compactas e podem ser fornecidos nas versões para montagem de embutir ou para montagem de sobrepor. São fabricados no mínimo com as seguintes partes componentes: • aquisição e avaliação; • painel frontal onde podem ser realizadas as diversas operações de ajuste; • saídas de eventos, alarmes e comando; • interfaces seriais; • conversor de alimentação. Os relés podem ser ajustados no local da sua instalação ou remotamente, por exemplo, no Centro de Operação do Sistema. Possuem, em geral, duas interfaces seriais. A primeira é destinada à conexão com um PC onde está residente um software de supervisão e controle que pode transferir e avaliar informações das últimas três faltas, analisar a forma de onda das correntes armazenadas durante a última falta e realizar o comissionamento do próprio relé. Já a segunda interface é destinada à ligação ao sistema de controle da subestação, podendo receber diretamente a conexão através de condutores metálicos ou através de cabo de fibra óptica. A Fig. 10.37 mostra a parte frontal de um relé de sobrecorrente de fase de fabricação ABB.

Características funcionais

Os relés digitais de sobrecorrente dispõem normalmente das seguintes funções: • proteção de sobrecorrente em tempo definido ou tempo inverso; • intertravamento reverso utilizado na proteção de barra; • proteção de falha do disjuntor; • indicação dos valores de corrente de carga; • oscilografia de falhas; • disparo com rearme elétrico; • sinalização por fase e neutro; • entradas e saídas programáveis; • funções programáveis;

Fig. 10.37 F r o n ta l d e u m

re lé d e s o b r e c o r r e n te d ig ita l

Relés

de

P roteção

307

• indicação de corrente; • registro de eventos e diagnóstico; • auto-supervisão; • comunicação serial. Um relé digital típico é formado por uma unidade de sobrecorrente de tempo e uma unidade instantânea com temporização ajustável. Relativamente aos ajustes dessas unidades, pode-se ter: • ajuste da unidade temporizada de fase; • ajuste da unidade temporizada de neutro; • ajuste da unidade instantânea de fase; • ajuste da unidade instantânea de neutro. A Fig. 10.38 mostra o diagrama funcional de bloco de uma unidade típica de um relé de sobrecorrente de fase digital.

Unidades de sobrecorrente

As unidades operacionais dos relés digitais de sobrecorrente, tais como os relés de sobrecorrente de indução, podem assim ser caracterizadas:

a) Unidade temporizada

A unidade de sobrecorrente opera de acordo com o valor eficaz da corrente que chega aos seus terminais de entrada, ocorrendo a partida ou arranque quando o valor da corrente medida supera a 1,05 vezes o valor da cor­ rente ajustado e voltando ao estado normal a 1 vez o seu valor. Esta característica é, particularmente, válida para os relés digitais da série 71VD de fabricação ZiV. Sendo ativada a partida do relé, ocorre a habilitação da função de temporização, através de um contador de tempo, que realiza a integração dos valores medidos determinando o tempo de atuação da proteção.

Fig. 10.38 D ia g r a m a d e b lo c o

d e u m r e lé d e s o b r e c o r r e n te d ig ita l

308

C a p ít u l o D e z

Se durante o período da contagem da temporização integrada o valor eficaz da corrente se reduz a um valor inferior ao valor definido no ajuste da partida, o relé retorna à sua posição inicial. Como exemplo, a temporização da unidade de sobrecorrente pode ser obtida através das curvas características tempo X corrente das Figs. 10.39 a 10.43 correspondentes ao relé ZiV. A temporização pode ser obtida também através das Eq. 10.9 a 10.13, ou seja: Característica de tempo inversa 0,14 X T (10.9) - 1 Ima - sobrecorrente máxima admitida; Is - corrente de ajuste no relé; Tms - multiplicador de tempo;

• Característica de tempo muito inversa; T=

13,5

r '- ' Característica de tempo extremamente inversa T = • 80 V -1

xT

(

xT

( 10. 11)

Tempo em segundos

Vezes o valor de ajuste

Fig. 10.39 C u rv a in v e rsa

10. 10)

Fig. 10.40 C u rv a m u ito in v e rs a

Relés

de

P roteção

309

Tempo em segmdos

Vezes o valor de ajusle

Fig. 10.41 Curva extremamente inversa

Fig. 10.42 Curva inversa longa

Característica de tempo inversa longa

120

• Característica de tempo inversa curta

0,05

T=

b) Unidade instantânea

XT„„

I.

X

1

T.

( 10. 12)

(10.13)

Em geral, a unidade instantânea opera a partir de dois diferentes critérios: • Valor da corrente eficaz O relé atua quando o valor eficaz da corrente é superior a 5% do valor da corrente ajustada. • Valor da corrente de pico O relé atua quando a diferença entre os valores medidos é superior a 2,1 vezes o valor de pico correspondente ao valor eficaz ajustado. Nos relés digitais a unidade instantânea, geralmente, admite um temporizador ajustável. Nos relés de sobrecorrentes classificados como de multifunção, além das funções 50/51 e 50/51-N são incor­ poradas várias outras funções, tais como a função de proteção diferencial de corrente, proteção direcional, etc. As faixas de ajuste dos relés digitais são características de cada modelo e fabricante. No caso dos relés digitais ZiV, a título de referência, tem-se:

a) Unidade temporizada de fase • habilitação da permissão: sim/não;

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.43 Curva inversa curta • • • • •

partida da unidade: (0,2 —2,4) X In, em passos de 0,01 A; curva de tempo: tempo fixo, inversa, muito inversa, extremamente inversa, etc. índice de tempo de curvas inversas: 0,05 - 1, em passos de 0,01; temporização da curva em tempo fixo: 0,05 - 100 s, em passos de 0,01 s; controle de partida (habilitação do bloqueio de partida): sim/não.

b) Unidade temporizada de neutro • • • • • •

habilitação da permissão: sim/não; partida da unidade: (0,04 —0,48) X /„, em passos de 0,01 A; curva de tempo: tempo fixo, inversa, muito inversa, extremamente inversa, etc. índice de tempo de curvas inversas: 0,05 - 1, em passos de 0,01; temporização da curva em tempo fixo: 0,05 - 100 s, em passos de 0,01 s; controle de partida (habilitação do bloqueio de partida): sim/não.

c) Unidade instantânea de fase • • • •

habilitação da permissão: sim/não; partida da unidade: (0,1 — 30) X /„, em passos de 0,01 A; temporização: 0 - 100 s, em passos de 0,01 s; controle de partida (habilitação do bloqueio de partida): sim/não.

d) Unidade instantânea de neutro

• habilitação da permissão: sim/não; • partida da unidade: (0,1 — 12) X /„, em passos de 0,01 A; • temporização: 0 - 100 s, em passos de 0,01 s; • controle de partida (habilitação do bloqueio de partida): sim/não. Normalmente, os relés digitais são instalados em Quadros de Comando, conforme se mostra na Fig. Também podem ser instalados no corpo da máquina que protege, no interior do Centro de Controle.

Re l é s

de

P ro t e ç ã o

311

Diagrama de comando

Chave de comando manual

Tela de ventilação

Fig. 10.44 Quadro de Comando

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.3 Determinar os ajustes do relé de sobrecorrente instalado de conformidade com o diagrama elétrico da Fig. 10.45. O trans­ formador não dispõe de ventilação forçada. Será utilizado um relé digital de sobrecorrente 7IVD de fabricação ZiV, cuja corrente nominal é de 5 A. A corrente de curto-circuito fase e terra, valor mínimo, no lado de 69 kV é de 400 A. Na média tensão, a corrente de curto-circuito, valor mínimo, é de 212 A. a) Disjuntor D1 • RTC 2000^ = 167i3A V3 X69 Valor inicial: RTC: 200-5: 40 602^00 = \Í3 X 69 Fs = 20 (fator de sobrecorrente); / = -k = ^2 31 = 252 A; Fs 20 /,„ - corrente primária do transformador de corrente. Logo: RTC: 300-5: 60 • Proteção de fase - unidade temporizada A proteção da carga vale:

Ic = l = 2OW0_ V3 X69

312

C a p ít u l o D e z

K, X lc 1 ,50 X 167 ,3 RTC 60

L

= 4,2 A;

Ki = 1,50 (sobrecarga adotada) A corrente de ajuste em múltiplo da corrente nominal do relé vale:

M„, = ^/,

4 2

" 5 =5 —

= 0,84;

Logo a corrente ajustada vale:

lm = 0,84 x /„; lam- corrente ajustada em múltiplo da corrente nominal do relé da unidade temporizada de fase. A faixa de atuação do relé é de (0,2 - 2,4) A corrente de acionamento vale: 4 =

L

X

RTC = 0,84 X 5 X

x

/„, em passos de 0,01 A.

60 = 252 A

O múltiplo da corrente de acionamento para a corrente de curto-circuito vale:

M-- RTCLX lam

5.037

60

X 0,84 X 5

=19,9;

M - múltiplo da corrente de acionamento; lcs - corrente de curto-circuito simétrico, valor eficaz. Será utilizada a curva de tempo inversa, mostrada na Fig. 10.39. A seleção do tipo da curva de temporização deve ser função do projeto de coordenação que se esteja implementando. Admite-se, neste exemplo, que o tempo máximo permitido para o rei é de 0,5 s. Dessa forma, para = 19,9 e 7 = 0,5 s (máximo) seleciona-se a curva de índice = 0,2 da Fig. 10.39. Aplicando-se a Eq. (10.9), relativamente à curva de tempo inverso, tem-se:

M

0,14

■x T_.

" (tf 0,14

19,9002 —1 X 0 ,2 = 0 ,4 5 4 s;

T = -

Tm

Relés

de

P roteção

313

la a -= M = ----------------------------- = 19 9 . Is 60 X 0,84 X 5

• Proteção de fase - unidade instantânea L = Fa X lcs = 1,30 X 5.037 = 6.548 A; las - corrente de curto-circuito assimétrica, valor eficaz; Fa = 1,30 (fator de assimetria admitido); F < Ll < < 26 -» F = 20. /. 252 A corrente de ajuste da unidade instantânea vale: /* = F X lam = 20 X 0,84 X 5 = 84 A Ou ainda: Mm = — = 17

5 4m = 17 X /„ A faixa de atuação do relé é de (0,1 - 30) x /„, em passos de 0,01 A. A corrente de acionamento da unidade instantânea vale, então: 4/ = 4/ x RTC — 84 X 60 = 5.040 A < 6.548 A (condição satisfeita); la, - corrente de ajuste da unidade instantânea. Iai < las (condição satisfeita). Nesta condição, deve-se ajustar o tempo da unidade instantânea no valor de 0,90 s (0,50 + 0,4). Assim esta unidade será utilizada como proteção de 2.a contingência ou backup da unidade temporizada. • Proteção de neutro - unidade temporizada X /„ 0,2 0 X 1 6 7 ,3 4,' = —KnRTC — - = —----------- — = 0,55 A; 60 Kn = 0,20 (valor que pode ser escolhido entre 0,10 e 0,30). A corrente de ajuste em múltiplo da corrente nominal do relé vale: 4^055 5 5 lam = 0,11 X /„ A faixa de atuação do relé é de (0,04 - 0,48) x /„, em passos de 0,01 A. Logo a corrente de acionamento vale: la = la) X RTC = 0,55 X 60 = 33 A O múltiplo da corrente de acionamento para a corrente de curto-circuito fase-terra vale:

M=

I.

RTC X /sí

=_ 4 0 0 _ = 12 60 x 0,55

lai - corrente de ajuste da unidade temporizada; l„ - corrente de curto-circuito fase-terra simétrica, valor eficaz.

A seleção do tipo de curva de temporização inversa deve ser função do projeto de coordenação. Nesta condição, deve-se ajustar o relé, no tempo de 0,30 s, considerando, neste exemplo, que o tempo ajustado no relé de retaguarda foi de 0,70 s (0,30 + 0,40) s. Assim, a curva selecionada na Fig. 10.39 tem índice 0,1. • Proteção de neutro - unidade instantânea 1,30 X /, ; 1 ,3 0 X 4 0 0 ; 520 /„ 33 33

Adotando-se: F - 10, tem-se: 4/= 4yX F = 0,55 X 10 = 5,5 A m =Ll = M = 1 1 5 5 l«n= 1.1 X /„ A faixa de atuação do relé é de (0,1 - 12) x /„, em passos de 0,01 A. A corrente de acionamento vale: 4 = RTC X lam = 60 X 5,5 = 330 A < 520 A

314

C a p ít u l o D e z

Deve-se ajustar o tempo da unidade instantânea com um valor inferior ao tempo da unidade instantânea de retaguarda, não identificada neste Exemplo de Aplicação. b) Disjuntor D2 O leitor deve seguir o mesmo método adotado anteriormente.

10.5 RELÉ DIFERENCIAL DE CORRENTE (87)

Quando se deseja proteger um transformador, gerador ou barramento contra curto-circuito interno por falhas entre espiras ou defeito entre parte ativa e terra, pode-se aplicar um esquema de proteção diferencial em que o relé nele inserido faz atuar o disjuntor designado para operar o circuito do transformador. Os relés diferenciais são a mais importante forma de proteção de transformadores de potência, e podem estar submetidos a diferentes fatores que propiciam uma operação indesejada do disjuntor, ou seja: • correntes de magnetização transitória do transformador; • defasamentos angulares; • diferenças de corrente em função dos erros introduzidos pelos transformadores de corrente; • diferenças de correntes no circuito de conexão do relé em função dos tapes do transformador de potência. A proteção diferencial de um transformador de potência deve estar associada a uma proteção de sobrecorrente alimentada, de preferência, por transformadores de corrente independentes. Os relés de sobrecorrente são destinados à proteção do transformador para faltas externas à zona de proteção. Adicionalmente têm a função de proteção de retaguarda para falhas do relé diferencial. A proteção diferencial não é sensibilizada pelas correntes de defeito resultantes de falhas ocorridas fora da zona protegida, porém é sensível à corrente de energização do transformador. O ajuste do relé deve evitar saídas intempestivas do disjuntor para esta condição. Além disso, o relé diferencial pode atuar devido aos erros inerentes aos transformadores de corrente instalados nos lados primários e secundários que comparam as correntes que entram e saem dos seus terminais. Caso haja uma diferença entre estas correntes superior a um determinado valor ajustado, o relé é sensibilizado, enviando ao disjuntor o sinal de disparo. Denomina-se zona protegida aquela compreendida entre os transformadores de corrente instalados nos lados primário e secundário do transformador a ser protegido. Neste caso, toda e qualquer falha ao longo desse trecho de circuito deve ser eliminada pelo relé diferencial. O que se denominou zona protegida pode compreender somente o transformador de potência, ou, ainda, essa proteção pode ser estendida além dos limites do equipamento, como, por exemplo, englobando-se parte dos cir­ cuitos primários e secundários do transformador. A proteção diferencial pode ser empregada em transformadores de dois ou três enrolamentos, em autotransformadores, em barramentos de subestação, etc. Um esquema simplificado de proteção diferencial é mostrado na Fig. 10.46.

Fig. 10.46 R e lé d ife r e n c ia l n a c o n d iç ã o

d e n ã o -o p e ra ç ã o

Re l é s

não

ilhas ue o estar

ncia. rrente nados :ão de Dra da saídas rentes es que >valor 5lados

trecho

la, essa los cirrmado. 10.46.

Relés Diferenciais de Indução

de

P roteção

315

São aparelhos eletromecânicos que contêm duas bobinas, sendo uma de operação e outra de restrição. A bobina de operação é responsável pela atuação do relé, quando percorrido efetivamente por uma corrente diferencial, isto é, uma corrente resultante das correntes que circulam nos secundários dos TCs localizados nos lados primário e secundário do transformador de potência. Já a bobina de restrição é formada por duas meias bobinas e tem por finalidade inibir a atuação do relé quando percorrida por correntes de mesmo sentido. O princípio de funcionamento do relé diferencial em operação normal do transformador é mostrado na Fig. 10.46, em que se observa a ausência de corrente fluindo pela bobina de operação. Para uma falta no ponto F da Fig. 10.46, resulta uma corrente de defeito elevada, de valor Icc. Em correspon­ dência, surgem nos secundários dos TCs as correntes de valores Is e Ip, que percorrem o circuito diferencial, conforme indicado na figura. Como as correntes nos secundários dos TCs são praticamente iguais e de mesmo sentido e percorrem as duas metades da bobina de restrição (BR), não há nenhuma corrente circulando na bobina de operação (BO), o que resulta na não-operação do relé diferencial, como é desejado, ou seja: A/ = 0, já que ls = Ip. Neste caso, a bobina de restrição age fortemente no sentido de manter o relé inoperante, em virtude do conjugado proporcionado pelas correntes Is e Ip atuando no mesmo sentido de restrição. Já na Fig. 10.47, o defeito se verifica no interior da zona protegida. Neste caso, a corrente Icc alimenta a falta no ponto F e percorre o transformador de corrente primário TCP, resultando no seu secundário uma corrente Ip. Assim, a bobina de restrição é percorrida pela corrente Ip, e a bobina de operação pela mesma corrente, isto é, A/ = Is + / sendo Is = 0, fazendo atuar os disjuntores do transformador. Vale observar que, no primário do trans­ formador de corrente TCS, não circula praticamente nenhuma corrente, a não ser aquela que corresponde à da carga. Neste caso, uma metade da bobina de restrição é atravessada pela corrente Ip, enfraquecendo o conjugado de restrição. Como a corrente que percorre a bobina de operação é elevada e cujo valor é igual a Ip, o conjugado desta unidade é grande, fazendo operar o relé. É importante notar que as correntes de uma mesma fase que circulam no relé diferencial não devem possuir diferenças angulares. Os transformadores de corrente não devem apresentar erro superior a 20% até uma corrente correspondente a oito vezes a corrente do tape a que o relé está ligado, a fim de evitar uma atuação intempestiva do disjuntor. A ligação do transformador de corrente deve ser executada de forma que, para o regime de operação normal, não circule nenhuma corrente na bobina de operação. A proteção diferencial é o tipo de proteção mais utilizado em transformadores com potência superior a 10 MVA, em tensão igual ou superior a 69 kV. Estas condições justificam economicamente a sua aplicação. Num projeto de proteção diferencial podem ser utilizados os relés que serão estudados a seguir. Como será detalhado no Cap. 12, quando um transformador é energizado, flui uma corrente de magnetização de efeito transitório, também denominada corrente de excitação, cujo valor é significativamente elevado, visto pela proteção diferencial como um defeito interno ao equipamento. O valor de pico dessa corrente pode atingir

Fig. 10.47 R e lé d ife r e n c ia l n a c o n d iç ã o d e o p e ra ç ã o

316

C a p ít u l o D e z

valores compreendidos entre 8 e 10 vezes a corrente do transformador a plena carga. Alguns fatores atenuam a magnitude dessa corrente, ou seja: • impedância equivalente do sistema de alimentação do transformador; • potência do transformador; • fluxo residual; • maneira pela qual é energizado o transformador. Se o transformador for energizado quando a tensão está passando pelo zero natural, obtém-se a máxima corrente de magnetização, o que, por probabilidade, é uma situação difícil de ocorrer.

Relés aplicados na proteção diferencial Relés de sobrecorrente

Os relés de sobrecorrente constam normalmente de uma unidade de sobrecorrente instantânea, além da unidade temporizada que o caracteriza. A unidade instantânea é normalmente ajustada para um elevado valor de corrente. São de aplicação limitada por favorecer operações intempestivas do sistema, de acordo com as seguintes causas: • corrente de magnetização do transformador durante a sua energização; • saturação dos transformadores de corrente em diferentes níveis, provocando correntes circulantes no circuito diferencial.

Relés diferenciais com restrição percentual

A fim de evitar interrupções intempestivas do transformador, deve-se empregar certa restrição aos relés quan­ to às faltas externas, permitindo um ajuste mais sensível e maior rapidez na operação para as faltas internas ao esquema diferencial. Esse tipo de relé é dotado de uma bobina de restrição cuja função é restringir a operação do relé, além da bobina diferencial, conforme Fig. 10.47. A corrente da bobina de restrição é proporcional a {Ip + 7J/2, já que a bobina de operação é conectada no centro da bobina de restrição. Assim, a relação da corrente diferencial Ip - Is para a corrente média de restrição (Ip + /s)/2 mantém um valor fixo, sem contar, é claro, com o pequeno efeito da mola de controle, no caso dos relés eletromecânicos. Para dessensibilizar o relé por um curto período de tempo, durante o efeito da corrente de magnetização do transformador de potência usa-se desviar parte da corrente transitória através do paralelismo de resistências variáveis, ou são utilizados filtros especiais que reconhecem as harmônicas predominantes da corrente de mag­ netização temporária. O valor da restrição imposta aos relés é estabelecido como uma percentagem da corrente solicitada pela bobina de operação BO para vencer o conjugado resistente ou de restrição, o que é denominado normalmente inclinação característica cujo valor pode variar entre 15 e 50%. A inclinação percentual aumenta quando o relé se aproxima do limite de operação devido ao efeito cumulativo de restrição da mola e da restrição elétrica.

Relés diferenciais com restrição percentual e por harmônica

Estes relés são os mais empregados nos esquemas de proteção diferencial, independentemente da grandeza do sistema ou de sua responsabilidade. Utilizam, além da restrição percentual, as harmônicas presentes na corrente de magnetização dos transformadores durante a sua energização, a fim de bloquear a sua operação ou elevar o valor da corrente de acionamento, tornando-se viável o ajuste de corrente de baixo valor e tempos de retardo reduzidos, sem o inconveniente de se ter uma operação indesejada. Quando um transformador de potência é energizado, a fonte geradora fornece uma corrente ao primário do referido transformador, estabelecendo um fluxo necessário no núcleo. Esta corrente é denominada corrente de magnetização, conforme será estudado no Cap. 12, e circula somente nos transformadores de corrente instalados no primário do trans­ formador de potência, ocasionando uma falsa operação do relé diferencial, devido ao desequilíbrio de corrente na bobina de restrição e, conseqüentemente, a circulação de uma corrente na bobina de operação, conforme já estudado. As correntes de magnetização dos transformadores são normalmente elevadas variando de 8 a 25 vezes a corrente nominal do transformador, provocando saturação do seu núcleo. Essas correntes têm uma forma de onda muito distorcida, sabendo-se, no entanto, que correntes senoidais deformadas podem ser decompostas em uma onda senoidal pura, denominada onda fundamental, e várias ondas de diferentes freqüências múltiplas da freqüência fundamental, denominadas componentes harmônicas de ordem 2, 3, 4, 5, etc.

Relés

de

P roteção

317

As elevadas percentagens de correntes harmônicas contidas na corrente de magnetização são meios eficientes de identificá-las como não sendo correntes resultantes de defeitos. Assim, nos relés diferenciais com restrição percentual por correntes harmônicas existem filtros elétricos capazes de separar os componentes harmônicos da onda fundamental. Nestas condições, a operação do relé ocorre quando a relação entre as correntes harmônicas para a fundamental é inferior a um determinado valor para o qual o relé foi ajustado. Essa relação pode exceder o valor predeterminado indicando uma onda de corrente de magnetização para qual valor o relé não deverá operar. Dessa forma, se a corrente diferencial aplicada ao relé for de forma de onda senoidal e freqüência do sistema, esta passará através do circuito da bobina de operação, ocorrendo a atuação do relé. No entanto, se a corrente diferen­ cial contiver mais que uma certa percentagem de harmônicos, o relé será impedido de funcionar pelas correntes harmônicas passando pelas bobinas de restrição. Os relés diferenciais são também dotados de um determinado número de derivações para se ajustar o balan­ ceamento da corrente. Além disso, há outro número de derivações para o ajuste da inclinação característica entre 15 e 50%. O emprego desses relés é justificado pelas seguintes razões: • elimina a possibilidade de operação do disjuntor durante a energização do transformador ou mesmo durante o seu período de funcionamento normal; • apresenta um tempo de operação cerca de cinco vezes maior do que os relés sem restrição; • apresenta uma corrente de operação cerca de 2,5 vezes menor do que os relés sem restrição. A bobina de restrição, BR, do relé apresenta, em geral, os seguintes valores de percentagem de harmônicos que consegue restringir, ou seja: • 2.a harmônica: 24%; • 3.a harmônica: 23%; • 5.a harmônica: 22%; • 7.a harmônica: 21%. A restrição da 2.a harmônica inibe a atuação do disjuntor durante a energização do transformador. Já a restrição da 3.a e 5.a harmônicas é empregada para inibir o disparo do disjuntor durante um processo de sobreexcitação do transformador, como, por exemplo, quando ele está submetido a uma carga de elevado efeito capacitivo. A utilização de relés diferenciais requer a aplicação de transformadores de corrente instalados em ambos os lados de tensão do transformador ou da zona que se quer proteger. Como regra básica, os transformadores de corrente devem ser ligados na configuração estrela quando o lado do transformador em que estão instalados é de configuração triângulo. Logicamente, deve-se arranjar os TCs na configuração triângulo para o lado do transfor­ mador conectado em estrela, conforme se observa na Fig. 10.48.

Fig. 10.48 Esquema trifilar de conexão de uma proteção diferencial

C a p ít u l o D e z

Quando houver uma diferença de 10 a 15% entre as correntes dos secundários dos transformadores de correntes instalados em ambos os lados do transformador de força, em condições normais de operação, deve-se empregar transformadores de corrente auxiliares. Para exemplificar o emprego deste esquema, veja a Fig. 10.49. Os trans­ formadores de corrente auxiliares devem possuir uma carga muito baixa para limitar o erro dos transformadores de corrente principais. Normalmente, os relés diferenciais hoje fabricados já incorporam um transformador de corrente auxiliar com vários tapes. É aconselhável aterrar os secundários comuns dos transformadores de corrente em um só ponto para evitar falsa operação do relé diferencial. Os transformadores de corrente principais devem ser dimensionados com as relações de transformação de corrente (RTC) escolhidas de maneira criteriosa para se obter melhor desempenho na proteção. A corrente de acionamento do relé diferencial é diretamente proporcional ao tape escolhido. Quando o circuito de restrição estiver desenergizado, a corrente de acionamento ocorre, em média, a 40% do valor da corrente do tape utilizado, observando que, em geral, a unidade instantânea quando existe não oferece nenhuma restrição à sua operação. Enquanto a Fig. 10.48 mostra o esquema de ligação trifilar de um relé diferencial na proteção de um trans­ formador de potência, a Fig. 10.50 apresenta o diagrama de comando da proteção diferencial correspondente ao mesmo esquema trifilar. O diagrama de comando da Fig. 10.50 tem o seguinte funcionamento: quando a unidade de restrição de harmônica ligar o seu contato (87.1), energiza-se a bobina de operação do relé diferencial (B.87), que, por sua vez, fecha o contato (87.2/AUX), energizando a bobina de bloqueio (B. ), que faz atuar a bobina de abertura dos disjuntores (52-H e 52-L), respectivamente instalados nos lados de maior tensão (H) e menor tensão (L) do transformador de potência, através dos contatos auxiliares 86.2 e 86.3. Os relés diferenciais eletromecânicos são fabricados em unidades monofásicas, enquanto os mesmos relés na versão eletrônica são normalmente comercializados em unidades contendo a proteção das três fases. A Fig. 10.51 representa as características de operação dos relés diferenciais. A região situada acima das retas consideradas no ajuste do relé corresponde à situação de operação, enquanto a região abaixo das retas corresponde à região de retenção do relé (não-operação). A essas retas dá-se o nome de inclinação característica ou ajuste da declividade percentual do relé, que pode variar, no caso da proteção de transformadores, entre 15 e 50%. A seleção da inclinação percentual da corrente de restrição é feita através de um plug de tapes situados na parte frontal do relé. Em geral, são disponíveis três tapes de inclinação percentual da corrente de restrição, ou seja: 20, 30 e 40%, conforme se observa na Fig. 10.51. Tanto a corrente de restrição como a corrente diferencial nesse gráfico são dadas em função do múltiplo da corrente do circuito. 8 6

F ig . 1 0 .4 9 E s q u e m a tr if ila r d e u m a lig a ç ã o d ife r e n c ia l c o m T C a u x ilia r

Re l é s

de

P roteção

319

Fig. 10.50 Diagrama de ligação de um relé diferencial

Para se determinar a percentagem da corrente de restrição de acordo com o gráfico da Fig. 10.51, deve-se proceder da seguinte forma: • Determinar o valor médio da corrente que circula pela bobina de restrição, ou seja: 2 (10.14) Ip- corrente que entra no relé pelo terminal ligado ao TC instalado no lado de alta tensão; Is- corrente que entra no relé pelo terminal ligado ao TC instalado no lado de baixa tensão. •Determinar o valor da corrente diferencial, isto é, a corrente que circula na bobina de operação do relé: M d = ! / ,- / ,! (10.15) • Determinar o ajuste da declividade percentual do relé: Ad =

m

X 100

(10.16)

A carga e a corrente de acionamento não dependem da reta de declividade percentual do relé. Para o caso do relé 12BDD15B/15D, de fabricação General Electric, a Tabela 10.11 fomece as suas principais características operacionais. A carga dos relés, independentemente do tape de ligação, pode ser considerada como tendo fator de potência unitário. No caso da proteção de transformadores de três enrolamentos, os relés diferenciais são bastante utilizados, apresentando o esquema unifilar típico dado pela Fig. 10.52.

F ig . 1 0 .5 1 C u rv a d e o p e r a ç ã o d e u m r e lé d ife r e n c ia l

320

C a p ít u l o D e z

Tabela 10.11 Cargas dos relés diferenciais - GE Tapes Acionamento Circuito de operação mínimo sem Cargas Impedância restrição a VA 2,9 3,2 3,5 3,8 4,2 4,6 5,0 8,7

0,87 0,96 1,05 1,14 1,26 1,38 1,50 2,61

0,128 0,108 0,096 0,080 0,076 0,064 0,060

3,2

2,7

2,4 2 ,0

1.9 1,6

1,5

1,3 1 ,2 1,1 1,0

0,9 0,8

0,7

0,028

0,7

Carga

Circuito de restrição Cargas Impedância VA O

0,5

0,052 0,048 0,044 0,040 0,036 0,032 0,028 0 ,0 20

Carga

Fig. 10.52 Esquema simplificado de proteção diferencial em transformadores com três enrolamentos

Para facilitar a escolha das derivações do relé diferencial pode-se calcular a matriz da Tabela 10.12, que cor­ responde à relação entre os valores nominais das correntes dos tapes disponíveis. Tabela 10.12 Matriz de relação das derivações Tapes lado de AT 2,9 3,2 3,5 3,8 4,2 4,6 5,0 8,7

2,9 1,0 0 0

Tapes disponíveis no relé - lado de BT 4,2 4,6 5,0 3,5 3,8 3,2

8,7

1,103

1,207

1,310

1,448

1,586

1,724

3,000

1,0 0 0

1,094

1,188

1,313

1,438

1,563

2,719

1,0 0 0

1,086

1,2 0 0

1,314

1,429

2,486

1,0 0 0

1,105

1,2 11

1,316

2,289

1,0 0 0

1,095

1,190

2,071

1,0 0 0

1,087

1,891

1,0 0 0

1,740 1,0 0 0

Relés

de

P roteção

321

Fig. 10.53 Esquema diferencial: conexão triângulo-estrela

As Figs. 10.53, 10.54 e 10.55 demonstram os esquemas trifilares de proteção diferencial para diferentes tipos de conexão de transformadores de potência.

Proteção de barramentos

O barramento principal de uma subestação concentra uma grande quantidade de potência e, portanto, pode provocar sérias perturbações no sistema elétrico quando está submetido a uma falta.

F ig . 1 0 .5 4 E s q u e m a d ife re n c ia l: c o n e x ã o e s tr e la a t e r r a d a - tr iâ n g u lo - e s tr e la a te r r a d a

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.55 Esquema diferencial: conexão estrela aterrada-triângulo com transformador de aterramento

A proteção de barramento deverá garantir para cada barra protegida uma rápida intervenção da proteção, porém de forma seletiva. No caso de barramentos de baixa impedância indica-se o emprego da proteção diferencial, que deve ser capaz de detectar defeitos entre fases e defeitos monopolares para qualquer condição operacional do sistema elétrico. A proteção de barramento pode ser realizada utilizando os seguintes métodos: • proteção diferencial; • proteção de distância, utilizando a segunda zona de proteção. No presente caso serão apresentados os principais esquemas básicos de configuração de barramento da subes­ tação que pode merecer o emprego da proteção diferencial. Um barramento de uma subestação pode ser projetado com diferentes configurações, ou seja:

a) Arranjo em barra simples

Neste caso, tanto a alimentação quanto as cargas são conectadas através de disjuntores dedicados a uma única barra, conforme é mostrado na Fig. 10.56. Pode-se observar pelo diagrama, na eventualidade de uma falta no barramento, que todas as linhas de entrada e saída serão desconectadas.

b) Arranjo em barra seccionada

Esta configuração se caracteriza pela instalação de dois barramentos conectados através de um disjuntor, conforme Fig. 10.57. Dependendo do tipo de proteção projetada, um defeito em quaisquer uma das barras (I ou II) provocará a desconexão de todas as linhas de alimentação e carga ligadas à seção do barramento defei­ tuoso.

c) Arranjo em barra dupla com disjuntor e meio

Este é o tipo mais eficiente de arranjo de barramento no que diz respeito à continuidade de fornecimento de energia. Dessa forma, um defeito no barramento I resultará na abertura de todos os disjuntores diretamente co­ nectados à barra, sem perda de nenhuma linha ou transformador, desde que haja uma proteção adequada a ela. Semelhantemente, ocorre com uma falta no barramento II, cujos disjuntores diretamente conectados à barra serão operados, sem prejuízo dos demais. A Fig. 10.58 mostra o arranjo anteriormente descrito. A proteção de barramento tem como fundamento a aplicação da Lei de Kirchhoff que estabelece que a soma vetorial das correntes que chegam e que saem de um determinado ponto de um circuito é nula. No entanto, se há

Relés

Fig. 10.56 Barramento em arranjo com barra simples

F ig . 1 0 .5 7 B a r r a m e n to e m a rr a n jo c o m b a r r a s e c c io n a d a

de

P roteção

323

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.58 Barramento em arranjo com barra dupla e

disjuntor e meio

um defeito neste ponto do circuito não é possível fazer tal afirmação. Como se percebe, a proteção diferencial é o mais adequado método de proteção de barramento. Podem-se classificar as proteções de barramento em três arranjos fundamentais.

a) Esquema de corrente diferencial por simples balanço de corrente

É um esquema pouco utilizado. Neste caso, os secundários dos TCs são conectados em paralelo e um relé de sobrecorrente é conectado, de acordo com a Fig. 10.59. Como a soma vetorial das correntes nos alimentadores é nula, logo não há corrente fluindo no relé de sobrecorrente diferencial unidade 87. No entanto, existem na prática diferenças de características técnicas dos TCs que podem propiciar um fluxo de corrente através do relé de sobrecorrente, mesmo que a soma vetorial das correntes no primário seja zero. Essa corrente poderá ocasionar uma operação intempestiva do relé. Da mesma forma, se houver saturação dos TCs poderá fluir uma corrente no relé de sobrecorrente que realizará uma operação indesejada.

b) Esquema de corrente diferencial por balanço de corrente com circuito de estabili­ zação

Foi agregado ao esquema anterior um circuito de estabilização que permite melhorar o desempenho deste tipo de esquema, mesmo nos casos de eventuais erros dos TCs ou nos processos de saturação dos mesmos.

c) Esquemas diferenciais percentuais

São esquemas muito semelhantes aos esquemas de proteção diferencial de transformadores de potência. A Fig. 10.60 mostra este tipo de esquema, sendo 87R e 870P respectivamente as bobinas de restrição e de operação.

Rel és

P roteção

de

325

Se houver um defeito externo à zona de proteção, fluirá uma corrente na bobina de restrição do relé diferencial. A corrente na bobina de operação, em virtude da saturação do TC, será pequena. Neste caso, deve-se ajustar o relé para que o mesmo não atue para uma determinada relação percentual de corrente entre a corrente de restrição e a de operação. Devem ser observados alguns requisitos básicos: a) Dimensionar os TCs de forma a impedir a sua saturação. Caso contrário poderá ocorrer uma saída intem­ pestiva dos disjuntores, comandados pelo relé diferencial. b) Dimensionar os TCs com a mesma RTC. c) Utilizar condutores de interligação entre os TCs e o relé de seção elevada, não inferior a mm2. d) Evitar a utilização de relés instantâneos. e) Temporizar o relé diferencial em 0,2 ou 0,3 s se for suportável pelos equipamentos. 6

326

C a p ít u l o D e z

Proteção diferencial de geradores síncronos

A proteção diferencial pode ser aplicada também na proteção do estator de geradores. Como o gerador é a parte mais importante de uma central de geração de energia elétrica, a sua proteção deve merecer os maiores cuidados no projeto de proteção para reduzir o número de falhas. As principais condições anormais de operação de um gerador são: • curto-circuito nos enrolamentos; • operação em sobrecarga; • sobreaquecimento dos enrolamentos e mancais; • perda de sincronismo. • sobrevelocidade; • operação com correntes desequilibradas; • perda de excitação; • motorização do gerador. Dentre as proteções mais importantes aplicadas aos geradores destacam-se as proteções de sobrecorrente e a diferencial. A Fig. 10.61 mostra um esquema simplificado de proteção diferencial para proteção do estator de um gerador. A proteção diferencial é aplicada entre os enrolamentos do estator do gerador e tem a mesma concepção utili­ zada nos transformadores de potência. Os relés diferenciais protegem os geradores elétricos contra as seguintes anormalidades no sistema: • defeitos internos nos geradores, com exceção para defeitos entre espiras; • defeitos nos condutores primários, dentro da zona de proteção; • defeitos monopolares em praticamente qualquer ponto do enrolamento do estator. Neste caso, a impedância de aterramento do neutro do gerador deve ter um valor definido de sorte a permitir uma corrente de defeito monopolar que sensibilize o relé. Os relés diferenciais não garantem a proteção do gerador para as seguintes anormalidades do sistema: • defeitos entre as espiras dos enrolamentos; • rompimento dos enrolamentos do estator originando circuitos abertos; • defeitos externos à zona de proteção; • defeitos monopolares entre os enrolamentos e a carcaça, no caso de o sistema não ser aterrado. O relé diferencial deve efetuar o disparo do disjuntor principal e do disjuntor de campo do gerador. Adicio­ nalmente, o relé diferencial pode atuar sobre o regulador de velocidade da turbina e ainda efetuar a operação de alarme sonoro ou visual.

Disjuntor / Chaves diferencial

F ig . 1 0 .6 1 E s q u e m a b á s ic o d e u m a p ro te ç ã o d ife r e n c ia l d e u m g e r a d o r

R elés

de

P roteção

327

A aplicação de relés diferenciais é mais eficiente no caso de geradores com neutro solidamente aterrado, pois fica garantida a abertura do disjuntor principal para defeitos monopolares. Se o gerador opera isolado, o relé diferencial somente será eficiente para defeitos tripolares ou bipolares com terra. Recomenda-se a aplicação de proteção diferencial em geradores com os seguintes requisitos: • geradores com capacidade nominal igual ou superior a 1.000 kVA, independente da tensão nominal; • geradores com tensão igual ou superior a 5.000 V, independente da capacidade nominal; • geradores com tensão igual ou superior a 2.200 V e capacidade nominal superior a 500 kVA.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.4 D eterm inarosparâm etrosprincipaisdostransform adoresdecorrenteeosajustesnecessáriosdorelédecorrentediferen­ cial paraaproteçãodeumtransform adordepotênciade20/26M V A , natensãode69/13,8kV , ligadoemtriângulonoprim ário eestrelanosecundário. AsFigs. 10.46e10.47ilustramodiagram adeligaçãoeascondiçõesemqueocorremosdefeitos. A correntedecurto-circuitom onopolarpróxim aàsbuchassecundáriaséde2.100A . a) Correntenom inal prim áriadotransform adoremcondiçãodeventilaçãom áxim a /„P= - ^ =217,5A V3x69 b ) Correntenom inal secundáriadotransform adoremcondiçãodeventilaçãom áxim a 26.000 =1087,7A V3X13,8 c) Relaçõesnom inaisdosTCs(RTC) • TCdoladoprim ário(ligaçãoY)

lKP =lnP = 217,5A RTC =250- 5A=50 • TCdoladosecundário(ligaçãoA )

lKS =^3X/„=Í 3

X1.087,7=1.883,9A

RTC: 2.000- 5=400 d) Correntenosterm inaissecundáriosdosTCs • TCdoladoprim ário /„=-hes— =21A5_ 4 " RTC 50

5

a

• TCdoladosecundário 83,9 L = llcs =-1-.8 ---— =4,70A 5 RTC 400 e) Erropercentual narelação

I -I

4,70-4,35 X 100 = 4,35

M = - ----- >- X 100 = —----------—

/„

8,0%

f) RelaçãoIJIP

^ =^

= 1,080

/„ 4,35

Parasecalcularotapedorelém aisadequado,bastaentrarnam atrizdaTabela10.12, escolhendo-searelaçãom aispróxim a dovaloranteriorm entecalculado. Dessaform a, ovalordatabelaé1,086, quecorrespondeàligaçãodoterm inal Bdoreléna derivação3,8, edoterm inal Anaderivação3,5. g ) Erropercentual daligação • =1,085 /„ 3,5 1,085-1,080 A/ = —-------- 1 ---- X 1 00=0,46% 1,080

C a p ít u l o D e z h) Ajustedadeclividadepercentual Ovalorm édiodacorrentequecirculapelabobinaderetençãovale: , „ = ± ^ =4,52 Ovalordacorrentediferencial é: Ald = 4,70- 4,35=0,35A(correntequecirculanabobinadeoperação, BO ) Oajustedadeclividadepercentual dorelédeveserde: 4, =

L

x100= x100=7,7% 4,52

Oajustenom inal deveserfeitoem20%nocasodeutilizaçãodeumrelécujacaracterísticaédadanaFig.10.51.Tratando-se deumdefeitofase-terranoenrolam entosecundáriodotransform ador,dentrodazonaprotegida,comum acorrentedeintensidade igual a2.100Apode-seconstataraoperaçãodorelé, ouseja: Acorrentededefeitorefletidaparaoladoprim áriovale: 2.100XÍ13.800/69.000) ^ -------- 1 = 242,4A ;

lcp _ 242,4. ” RTC 50 ’ /p=4,84A(vejaesquem adaFig. 10.47);

/.= 0; A /« j=lp -

ls = 4,84- 0=4,84A(correntenabobinadeoperação); 4 8 4 lm = I9 +- 1*■ = =2,42A (correntenabobinaderetenção); Al

L

4 84

“ X100=200%>20%(oreléopera). 2,42

Considerandoagoraqueopontodedefeitoparaaterrafossenocircuitosecundário, foradezonaprotegida, conform eFig. 10.46, ter-se-ia: / _ 2-100 _ 2J00 _

A

-

5 RTCs 400 , 242,4 242,4 . D.. =4,84 A ; /„=--—=— " RTCp 50 Ala = 5,25- 4,84=0,41A(correntenabobinadeoperação); ^_ 5,25+4,84_ ^^^(correntenabobinaderetenção); ^2-=íiíl x100=8,2%<20%(orelénãoopera). L 5,0

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.5 Paraom esm otransform adorm encionadonoexem ploanterior, determ inarosparâm etrosdostransform adoresinterm ediários, segundooesquem adeligaçãodaFig. 10.49. D eterm inartam bémosajustesdosrelésdiferenciais. Tecnicam entenãohaverianecessidadedaaplicaçãodetransform adoresauxiliares, jáqueadiferençaentreascorrentes prim áriaesecundáriadosTCsprincipaiséinferiora10% ; nopresentecaso, 8,0% . a) Correntenom inal prim áriadotransform ador

lnp =217,5A(jácalculada). b) Correntenom inal secundáriadotransform ador

lns =

1.087,7A(jácalculada).

c) CorrentenosecundáriodosTCsprincipais • TCdoladoprim ário(Y)

Relés

de

P roteção

329

• TC do lado secundário (A) d) Corrente nominal no secundário do TC auxiliar do lado primário Inpa “ 5 A e) Relação entre as correntes do primário e do secundário do TC auxiliar do lado primário Deve ser adotada a relação mais próxima a 4,35 - 5 A. f) Corrente nominal no secundário do TC auxiliar do lado secundário L .= -V3 t = = - t = = 2,88 A V3 g) Relação entre as correntes do primário e do secundário do TC auxiliar do lado secundário Rs Tks 4,70 5

5 2,88

Deve ser adotada a relação mais próxima a 5 - 2,88 A. Para a escolha dos tapes dos TCs auxiliares é necessário proceder-se como no exemplo anterior, utilizando uma matriz de relações de derivação.

Relés Diferenciais Digitais

Desempenham os mesmos princípios dos relés eletromecânicos e dos relés estáticos. Devido à tecnologia digital, os relés diferenciais digitais apresentam características adicionais de proteção dos transformadores e geradores. De forma geral, as principais funções de proteção dos relés diferenciais digitais são: • proteção contra curto-circuito para transformadores de dois e três enrolamentos; • proteção contra curto-circuito para motores e geradores; • proteção de sobrecarga com característica térmica; • proteção de sobrecorrente de retaguarda de tempo definido e/ou tempo inverso; • entradas binárias parametrizáveis, relés de alarme e disparo, além de sinalização através de LEDs; • medição de corrente operacional; • relógio de tempo real e indicadores de falha e de operação; • registro de falha. Todos os parâmetros de ajuste podem ser introduzidos através do painel frontal com display integrado ou via computador pessoal sob o controle do usuário. Os parâmetros são armazenados em memória não volátil, evitando que sejam deletados durante a ausência da tensão de alimentação. O automonitoramento de falha do relé é realizado continuamente sobre o hardware e o software, indicando quaisquer irregularidades detectadas. Os relés diferenciais digitais podem ser comercializados em unidades monofásicas ou trifásicas. A Fig. 10.62 mostra um relé digital trifásico da ABB. Na proteção de transformadores, motores e geradores, os relés diferenciais digitais apresentam as seguintes particularidades: • proteção de retaguarda através da proteção de sobrecorrente temporizada utilizando as características de tempo definido ou de tempo inverso, sendo um estágio para sobrecorrente (/>) e outro para corrente alta (/> > ), podendo ser bloqueadas. As Figs. 10.63 e 10.64 são exemplo das curvas de tempo inverso dos relés de fabricação ZiV, de procedência espanhola. • restrição de corrente de inrush\ • restrição adicional para um defeito externo à zona de proteção com saturação do transformador de corrente (detector de saturação de TC).

C a p It u l o D e z

de fases A, Be C

Fig. 10.62 Relé diferencial ABB

Fig. 10.63 Curvas de característica inversa

Em geral, os relés diferenciais digitais apresentam réplica térmica, avaliando a maior corrente de fase e com­ parando-a com o valor ajustado no relé. O tempo de disparo durante uma condição de sobrecarga deve considerar a carga anterior à sobrecarga, podendo-se selecionar um alarme antes de atingir a condição de disparo. A curva da Fig. 10.65 é um exemplo de curva de atuação de réplica térmica para relés diferenciais digitais da ZiV. A seguir serão declarados os principais dados para ajuste dos relés ZiV.

a) Entrada de corrente

• • • •

valor nominal: 5 ou 1 A; capacidade térmica: 4 X In (em regime permanente) limite dinâmico: 240 X /„; carga do circuito de corrente: < 0,2 VA para /„ = 5 A e < 0,05 VA para /„ = 1 A.

Relés

de

P roteção

331

Tempo em segundos

Vezes a corrente ajustada

Fig. 10.64 Curvas de característica muito inversa

Tempo em segundos 1.000

’ 1

2

3

4

5 6 7 8 9 10 11 12 Corrente (vezes / máx.)

Fig. 10.65 Curvas de característica de tempo da

unidade térmica

b) Ajuste da proteção

• Unidade diferencial - habilitação: sim ou não; - valor de tape para os enrolamentos 1, 2 e 3: (0,5 a 2,5) X /„, em passos de 0,01 A; - sensibilidade diferencial: 0,5 a 1 A, em passos de 0,01 A; - declividade: 15 a 50%, em passos de 1%;

C a p ít u l o D e z

• •

•

- restrição do 2 .° harmônico: 0 ,1 0 a 0 ,5 0 , em passos de 0 ,0 1 ; - restrição do 5.° harmônico: 0 ,1 0 a 0 ,5 0 , em passos de 0 ,0 1 ; - temporização: 0 a 3 0 0 s, em passos de 0,0 1 s. Unidade instantânea - habilitação: sim ou não; - partida da unidade: (1 a 10) X tape, em passos de 0 ,0 1 ; - temporização: 0 a 3 0 0 s, em passos de 0 ,0 1 s. Unidade térmica - habilitação: sim ou não; - constante de tempo (com ventilação): 0 ,5 a 3 0 0 min, em passos de 0,0 1 min; - constante de tempo (sem ventilação): 0 ,5 a 3 0 0 min, em passos de 0 ,0 1 min; - corrente máxima: (1 a 1,5 ) X /„, em passos de 0,0 1 A; - nível de alarme: 5 0 a 1 0 0 % , em passos de 1% ; - memória térmica: sim ou não. Unidade de tempo de neutro sensível - habilitação: sim ou não. - partida da unidade: (0 ,0 1 a 0 ,2 4 ) X Ins, em passos de 0 ,0 1 A; - curvas características: tempo fixo e inversa; a , em passos de , ; - índice de tempo de curva: - controle de partida: sim ou não. Unidade instantânea de neutro sensível - habilitação: sim ou não; - partida da unidade: (0 ,0 5 a 3) X Ins, em passos de 0,0 1 A; - temporização: a s, em passos de s; - controle de partida: sim ou não. 0 ,0 1

•

0

1

1 0 0

0

0 1

0 ,0 1

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.6 Determinar os ajustes de um relé de proteção diferencial digital instalado no transformador de 20 MVA, tensões nominais de 69/13,8 kV, de acordo com a Fig. 10.66. O transformador não tem sistema de ventilação forçada e é dotado dos seguintes tapes: 67,2 kV - 69 kV - 72,5 kV. O lado de alta tensão (69 kV) está ligado em estrela e o lado de média tensão (13,80 kV) está ligado em triângulo. Utilizar um relé digital de fabricação ZiV de 5 A de corrente nominal. Serão utilizados transformadores de corrente 10A200. a) Corrente de nominal / „ , = - ? & = 167,3A V3 X69 b) Determinação dos tapes • Lado de alta tensão - Posição do tape médio: 69 kV l,m‘ = ~V3 W ^X69 f t ã = 1 6 7 ,3 A

- Posição do tape máximo: 72,5 kV V 3 x 72,5 - Posição do tape mínimo: 67,2 kV / . . = - f ^ - = 171,8A

V 3 X 67,2

• Lado de média tensão _ _ 2 0 J000— _ 8367 A V3 x 13,80 c) Relação de transformação • Lado de alta tensão

Relés

Sistema ■CS

|52]—----------------------

“I

CS TCP (j-

20 MVA j 69/1 3,8 kV (

0 - “

TCP jcs \

J

cs /

Cargas

Fig. 10.66 Diagrama unifilar simplificado

RTCa =^ =40

• Lado de média tensão RTC, = 1^55 = 200

5 d) Correntes vistas pelo relé através do TC de alta tensão • Posição de tape médio 1a m.,..= ^ ^ - = 4,18 A e • Posição de tape máximo

,*™=1¥ = 3'98A • Posição de tape mínimo ,arml = 1Z M = 43 0A >

e) Correntes vistas pelo relé através do TC de média tensão /„ = ^ 1 = 4,18 A *' 200 Como o secundário do transformador está conectado em triângulo, a corrente vista pelo relé vale: L = 7 í =2A' A

f) Ajuste do tape do relé • Lado de alta tensão (tape médio) ___ , /„, = 4 ,1 8 A - 4,18 7— = -4,18 ~ = 0,83xln L 5

de

P roteção

333

334

C a p ít u l o D e z

• Lado de média tensão 2 41 = 0,48x/„ /„, = 2,41A ^2 41= — ln 5 g) Corrente diferencial • Lado de alta tensão - Posição do tape médio: 69 kV A/am„ = 4,18 - 4,18 = 0 A - Posição do tape máximo: 72,5 kV A/ama = 4,18 - 3,98 = 0,2 A - Posição do tape mínimo: 67,2 kV Mami= 4,30 - 4,18 = 0,12 A • Lado de média tensão Alb = 2,41 - 2,41 = 0 A h) Erro de ajuste: é a relação entre a corrente diferencial e a corrente vista pelo relé. • Posição de tape médio

E„,e = ^ x 1 0 0 = 0% • Posição de tape máximo E,me = 3,98 X100 = 5,025% • Posição de tape mínimo E„me = 4,30 x 100 = 2,8% i) Cálculo da inclinação Deve-se considerar os erros dos transformadores de correntes, a corrente em vazio e o erro de ajuste, ou seja: • erro dos TCs: 10% • corrente em vazio: 2% • erro de ajuste: 5,025% (máximo valor) A soma dos erros vale 17%. Recomenda-se ajustar o relé entre 20 e 25%. j) Sensibilidade Recomenda-se ajustar a sensibilidade diferencial em 30% do valor do tape do enrolamento de referência, ou seja: 30% X 4,18 A = 1,25 A k) Unidade instantânea Recomenda-se um ajuste de 8 vezes a corrente nominal do tape do enrolamento de referência e um tempo de 20 ms, ou lai = 8 X 4,18 = 33,4 A lal = 35 A I) Restrição do 2.° e 5.° harmônicos Recomenda-se um ajuste de 20%. m) Filtro de seqüência zero Recomenda-se ajustar em sim. n) Grupo de conexão • enrolamento 1: conexão em estrela (E); • enrolamento 2: conexão em triângulo (D); • índice horário: 11.

10.6 RELÉ DIRECIONAL (67)

As redes de distribuição e as linhas de transmissão radiais são normalmente protegidas por relés de sobrecorrente temporizados. Porém, quando esses sistemas são alimentados pelas duas extremidades, ou apresentam configuração em anel, há necessidade de implementar relés de sobrecorrente temporizados incorporados a elementos direcio-

Relés

de

P roteção

335

nais, isto é, que são sensibilizados ou não pelo sentido em que flui a corrente (relés direcionais de corrente) ou a potência (relés direcionais de potência). Dessa forma, conclui-se que a proteção com relé direcional tem a finalidade de reconhecer em que sentido está fluindo a corrente ou a potência numa determinada parte do sistema. Caso a corrente ou a potência esteja fluindo num sentido inverso ao normal, o relé direcional deve ser capaz de enviar ao disjuntor um sinal de disparo, pro­ porcionando uma proteção seletiva de extrema utilidade nos sistemas de potência. Para ilustrar a aplicação dos relés direcionais, basta analisar a Fig. 10.67, que representa um sistema de quatro linhas de transmissão partindo de uma fonte geradora e conectando-se a uma barra de carga. Em condições normais de operação, o fluxo da corrente, por exemplo, em todas as linhas é no sentido fontecarga, enquanto que na presença de uma falta na linha L3, no ponto F, a corrente neste alimentador inverte a sua posição na barra consumidora, suprindo o ponto de falta através das linhas sãs. O relé direcional do disjuntor (3), no momento da inversão da corrente, reconhece esta ocorrência e envia um sinal de desarme para o disjuntor. Como os relés direcionais utilizam as grandezas de tensão e a corrente do circuito, é necessário empregar-se transformadores de corrente e de potencial para a sua ligação. Uma outra forma de mostrar o funcionamento de um relé direcional pode ser observada na Fig. 10.68, caracterizada por uma fonte de geração alimentando um circuito em anel. Assim, para um defeito no ponto II, a corrente circulará pelo trecho compreendido entre as barras A-B e B-C passando pelos relés associados aos disjuntores 1, 2 e 3. Também haverá circulação de corrente alimentando o defeito no ponto II pelo trecho compreendido entre as barras A-D e D-C, passando pelos relés associados aos disjuntores , 7, , 5 e 4. Nesta condição, os relés direcionais associados aos disjuntores 5 e 7 serão bloqueados pelos seus respectivos ele­ mentos direcionais. No entanto, os relés associados aos disjuntores , e 4 estão em condições de operar. O relé associado ao disjuntor 4 deverá ser ajustado com o menor tempo de operação para a respectiva corrente de defeito, sendo o responsável pela eliminação da circulação de corrente nesse trecho, permitindo que as unidades de sobrecorrente dos relés associados a todos os disjuntores do trecho em questão voltem à posição inicial. Já o relé associado ao disjuntor 2 será bloqueado pela sua unidade direcional, enquanto os relés asso­ ciados aos disjuntores 1 e 3 estão em condições de operar. No entanto, o relé associado ao disjuntor 3 deverá ser ajustado com um tempo inferior ao do relé associado ao disjuntor e, portanto, será o responsável pela eliminação da circulação de corrente nesse trecho, permitindo que as unidades de sobrecorrentes dos relés associados a todos os disjuntores do trecho em questão voltem à posição inicial. Assim, o trecho entre as barras B-C fica desenergizado, permitindo que todas as outras cargas conectadas a esse sistema não sofram interrupção de energia. Como se pode perceber, os relés associados aos disjuntores 1, e 9 não necessitam ser direcionais, já que para qualquer defeito ocorrido no ponto I não haverá circulação de corrente de defeito através do barramento A. De forma idêntica, os relés associados aos disjuntores 3 e não precisam ser direcionais, pois ajustando-se adequa­ damente os tempos de operação dos mesmos poderão ser seletivos com os relés associados aos disjuntores 2 e 7 que devem ser direcionais. Os relés direcionais são construídos em unidades eletromecânicas, eletrônicas ou estáticas e digitais sendo tratado aqui somente os relés eletromecânicos e digitais. Os relés direcionais são aplicados normalmente para defeitos entre fases ou entre fase e terra, além da sua utilização em máquinas geradoras, no controle do fluxo excessivo de potência. Há três tipos de relés direcio8

8

6

1

8

6

F ig . 1 0 .6 7 In d ic a ç ã o d e p ro te ç ã o d ire c io n a l e m q u a tr o lin h a s d e tr a n s m is s ã o

6

336

C a p ít u l o D e z

ro

OCD ->>—

T2

->>-------

->>— DD—

T3

D D ^>>

H T4

ro

O)

-» — E H > >

m u

LT

Carga -

LT

nN/^

Carga

T6

->>—

- Disjuntor extraível LT - Linha de transmissão —- ou- — - Relé direcional de corrente ~ - Relé de sobrecorrente -»

Carga

TS0

Fig. 10.68 Diagrama unifilar de um circuito em anel fechado

nais, que serão estudados detalhadamente cujo emprego depende da grandeza elétrica que se quer controlar, ou seja: • relé direcional de sobrecorrente de fase; • relé direcional de sobrecorrente de terra; • relé direcional de potência.

Relé de Sobrecorrente de Indução

Atualmente, não são empregados relés direcionais de indução. Porém, ainda existem milhares de relés em operação. Além do mais, didaticamente é proveitoso entender a proteção direcional através do mecanismo simples dos relés de indução.

Relé direcional de sobrecorrente de fase

Estes relés são utilizados essencialmente na proteção de linhas de transmissão da classe de tensão, normalmente igual ou superior a 69 kV. Os relés direcionais de sobrecorrente reconhecem o sentido de fluxo da corrente elétrica que circula no ponto de sua instalação. É importante observar que a saturação dos transformadores de corrente utilizados nesse tipo de proteção não é normalmente crítica, quando se trata na realidade de comparar o sentido da corrente, em vez da magnitude da corrente, como acontece numa proteção de sobrecorrente convencional. Os relés direcionais de sobrecorrente de fase somente devem ser aplicados em sistemas fechados em anel ou naqueles dotados de dois ou mais circuitos alimentadores operando em paralelo. Não há sentido em aplicá-los em sistemas radiais. Os relés direcionais de indução são construídos em unidades monofásicas e trifásicas. As unidades trifásicas são na realidade três unidades monofásicas.

Características construtivas O s re lé s d ire c io n a is d e s o b re c o rre n te d e fa s e s ã o c o n s titu íd o s b a s ic a m e n te d a s s e g u in te s u n id a d e s :

Relés

de

P roteção

337

a) Unidade temporizada de sobrecorrente

É uma unidade do tipo disco de indução, instalada na parte superior da maioria dos relés. Consiste em uma bobina de operação de corrente enrolada em uma estrutura de ferro magnético, na forma de U, provida de várias derivações ou tapes. O eixo do disco possui um contato móvel solidário que se desloca no sentido de tocar o contato fixo. O deslocamento rotacional do eixo é controlado por uma mola do tipo espiral que fornece um torque antagônico. O movimento do eixo é também retardado por um ímã permanente que age sobre o disco. O ímã permite que se obtenham as curvas características de tempo X corrente do relé. A Tabela 10.13 fornece os ajustes disponíveis da unidade temporizada de sobrecorrente (UTS) do relé IBC de fabricação GE.

b) Unidade direcional de potência

E constituída de um cilindro de indução com estator laminado. O rotor, semelhante a um copo, é feito em alumínio. A unidade funciona igual a um motor de indução de fase dividida. A Tabela 10.14 fornece a carga total dos circuitos de sobrecorrente temporizada e direcional do relé IBC de fabricação GE, de acordo com a faixa de tapes da unidade de sobrecorrente de fase. As impedâncias dadas na Tabela 10.14 referem-se à condição de ligação do relé no tape mínimo. Quando o relé é ligado em qualquer outro tape, o que é muito comum, a impedância varia com o inverso e com o quadrado da corrente do tape admitido de acordo com a Eq. (10.17). Por exemplo, se um relé de característica de tempo muito inverso estiver ligado no tape 3,0 A, de acordo com a Tabela 10.14, o valor da sua impedância valerá: Z 2 = Z, X | I2 )

Para a resistência R2

=

(10.17)

= 0 , 4 3 X p ^ j =0,107 0

R, X

(¥)

Para a reatância X , = X, X

= 1,01 X —

= 0,252 fl

Tabela 10.13 Faixas de ajuste dos relés direcionais UTS © i 4^

Faixa (A) 1,5- 12 2,0- 16

Tapes disponíveis (A) 0,5 - 0,6 - 0,7 - 0,8 - 1,0 - 1,2 - 1,5 - 2,0 - 2,5 - 3,0 - 4,0 1,5 - 2,0 - 2,5 - 3,0 - 4,0 - 5,0 - 6,0 - 7,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 2,0 - 2,5 - 3,0 - 4,0 - 5,0 - 6,0 - 7,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 - 16,0

Tabela 10.14 Cargas do circuito de corrente a 60 Hz do relé IBC-GE Característica do tempo Inverso Muito inverso Extremamente inverso

Faixa de Resist. efetiva tape a 2,0-16 0,57 1,5-12 0,43 1,5-12 0,29

Carga no p i c k - u p Reat. Cl

1,92 1,01 0,63

de

mínima impedância - Ohm

Imped. Potência Í1 2,00 1,09 0,69

VA 8,00 2,47 1,55

Fat. 0,28 0,39 0,41

3X pu mín 1,80 1,00 0,70

10X pu mín 0,80 0,90 0,70

VA a 5A 5,0 A 50,00 27,00 17,00

C a p ít u l o D e z

c) Unidade instantânea

É do tipo armação articulada. Quando a corrente atinge valores muito elevados, a unidade fecha os seus conta­ tos ao mesmo tempo em que faz surgir no visor do aparelho uma bandeirola vermelha que somente é desfeita por desarme manual, acionando o mecanismo adequado. A instalação desta unidade no relé é opcional e não apresenta características direcionais. A Tabela 10.15 fornece a carga da unidade instantânea dos relés IBC de fabricação GE.

d) Unidade de bandeirola e selagem

Semelhantemente ao relé de sobrecorrente já estudado, esta unidade tem a sua bobina em série e os seus con­ tatos em paralelo com os contatos da unidade de sobrecorrente de fase. Quando opera, faz surgir uma bandeirola vermelha, que somente é desfeita por desarme manual através do mesmo mecanismo que destrava a bandeirola da unidade instantânea. A unidade de bandeirola e selagem tem uma bobina de operação com tapes de 0,2 e 2 A. A Tabela 10.16 for­ nece as características básicas desta unidade. O ajuste do tape é função do valor da corrente nominal da bobina de abertura do disjuntor.

Características de tempo

As unidades de sobrecorrente dos relés direcionais de sobrecorrente de fase podem apresentar as seguintes características de tempo de atuação, cuja aplicação deve ser bem definida em função das condições operacionais do sistema.

a) Característica de tempo inverso

Esta característica é notadamente indicada para sistemas onde a corrente de curto-circuito depende principalmente da capacidade de geração no instante do defeito. Como se sabe, nas usinas geradoras hidráulicas, térmicas, etc., à medida que a carga vai-se reduzindo, como, por exemplo, no período entre 23 h e h, retiram-se paulatinamente as unidades de geração, com finalidade de economizar água, combustível, etc. Em conseqüência, nesse período, o nível de curto-circuito do sistema pode diminuir acentuadamente. 6

Tabela 10.15 Carga da unidade instantânea Unidade instantânea

Faixa

Faixa

A 6 - 150

60

A L H

P ic k -u p

mínimo

A 6,0 - 30,0 30,0 - 150,0

Carga no p i c k - u p mínimo

Carga Z (O) X p i c k - u p

n

R 0,110 0,022

X 0,078 0,005

Z 0,135 0,023

3 0,090 0,020

Tabela 10.16 Características da unidade de selagem Descrição Resistência CC ±10% (fl) Operação mínima (A) + 0-2 5 % Passagem contínua (A) Passagem para 30 A/s Passagem para 10 A/s Impedância, 60 Hz (fl)

Tapes 0,2 7,00 0,20 0,30 0,03 0,25 52,00

2 0,13 2,00 3,00 4,00 30,00 0,53

10 0,080 0,020

20 0,080 0,020

Re l é s

de

P roteção

339

b) Característica de tempo muito inverso

Esta característica de tempo é normalmente indicada para sistemas onde a corrente de curto-circuito depende da distância entre o local onde ocorre o defeito e o ponto de instalação do relé. Independe da capacidade de geração do sistema e está associada, em síntese, à impedância de falta.

c) Característica de tempo extremamente inverso

Pode ser aplicada em sistemas com características semelhantes ao sistema de tempo muito inverso. Apresenta, no entanto, tempo de atuação significativamente mais rápido. A Fig. 10.69 mostra as características de tempo X corrente de uma unidade temporizada de sobrecorrente do tipo extremamente inverso, cuja aplicação é mais significativa em linhas de transmissão.

Torque

A unidade direcional do relé de sobrecorrente de fase é percorrida pela corrente da fase correspondente à ligação do relé, enquanto a tensão aplicada à bobina de potencial é referente às outras duas fases. Isto é, o relé da fase A é sensibilizado pela corrente que flui na fase A, enquanto a bobina de potencial é ligada entre as fases B-C. A Eq. (10.18), de caráter geral, fornece o torque produzido por uma unidade direcional de sobrecorrente, ou seja: T = tf, X /, X I2 X sen <|> - K2 (10.18) K{ - constante do relé que depende do projeto; K2 - constante que representa o torque resistente da mola; /j - corrente da bobina de corrente da unidade direcional;

F ig . 1 0 .6 9 C u rv a d e te m p o r iz a ç ã o d o r e lé d ire c io n a l I B C - G E

C a p ít u l o D e z

I2 - corrente da bobina de potencial da unidade direcional; <|>- ângulo de defasagem entre as correntes /[ e /2. Conforme se observa na Eq. (10.18), o valor máximo de torque se dá para <|> = 90° conforme Fig. 10.70 (a). Porém, muitas vezes se deseja que o conjugado máximo seja alcançado para um ângulo c)>diferente de 90°, como ocorre durante os eventos de curto-circuito. Para isso, basta que através de uma resistência ou capacitor se efetue a decomposição de /, (corrente tomada como referência), de tal forma que apenas uma de suas componentes /' atue na bobina de corrente da unidade direcional. Dessa forma, obtém-se a Eq. (10.19). r = í , x / ; x / 2 x sen (4 )- /3 )- K 2 (10.19) Ou ainda: T = K} X l[ X X cos (4>- 0 ) - K2 (10.20) l[ - componente de Iu aplicada à bobina de corrente da unidade direcional; - ângulo que define neste caso o conjugado máximo que é uma característica particular de cada relé. Analisando a Eq. (10.20) pode-se constatar que os conjugados máximos, nulos e negativos são obtidos para as seguintes condições, admitindo-se K 2 desprezível. cos - ) = -> = T = T mix cos (0 —0) = 0 —>0 = 0 + 90° ^ 7 = 0 cos (0 —0) < 0 —> 0 > 0 + 90° -» T < 0 Isso pode ser melhor entendidoatravés da Fig. 10.70(b). Com a variação do ângulo de 0 = 0 - 90° a 0 = 0 90°, pode-se garantir que o relé produz um torque positivo. Para valores diferentes, o torque resultante será negativo ou nulo. Através deste artifício se consegue que o relé seja direcional para um determinado sentido de corrente. Sendo a corrente /, tomada como referência, os ângulos são contados como positivos quando estão medidos a partir de /, no sentido contrário aos ponteiros do relógio. O torque de uma unidade direcional poderá ser calculado de uma outra forma, quando se considera que o relé é alimentado por um vetor corrente e um vetor tensão que são utilizados como polarização. Nessa condição, o torque pode ser fornecido pela Eq. (10.21). T = tf, X l p X / X sen(0 - |3) - K 2 (10.21) K t- constante do relé que depende do projeto; K 2- constante que representa o torque resistente da mola; Ip - corrente que circula na bobina de tensão da unidade direcional, produzindo um fluxo p; / - corrente que circula na bobina de corrente da unidade direcional; - ângulo de defasagem entre a tensão estabelecida na bobina de potencial e a corrente circulante na bobina de corrente, respectivamente designadas por Vp e /; /3 - ângulo de defasagem entre a corrente circulante na bobina de potencial e a tensão estabelecida na bobina de potencial do relé (ângulo negativo), respectivamente designadas por Ip e Vp. / 2

0

( 0

0

1

0

0

0

0

(a)

(b) Fig. 10.70 Diagrama vetorial do relé polarizado por corrente

Relés

de

P roteção

341

A Fig. 10.71 mostra o diagrama de operação do relé direcional cuja tensão é tomada como referência, enquanto a Fig. 10.73 mostra um diagrama básico de um relé direcional dotado das unidades direcionais e de sobrecorrente com indicação da tensão e correntes aplicadas às respectivas bobinas de tensão e corrente. A Fig. 10.72 mostra sucintamente uma unidade wattimétrica cujo ponteiro é substituído por um contato mó­ vel. Há uma diferença a considerar: o torque máximo do wattímetro se dá quando a corrente está em fase com a tensão, enquanto no relé direcional o torque máximo é obtido quando a corrente está em atraso da tensão de um determinado ângulo. Os relés direcionais de sobrecorrente são constituídos de uma unidade direcional formada por uma bobina de tensão conectada aos terminais de um transformador de potencial e uma bobina de corrente conectada em série à bobina de corrente da unidade de sobrecorrente, de conformidade com a Fig. 10.73.

F ig . 1 0 .7 2 U n id a d e w a ttim é tr ic a d e u m r e lé d ire c io n a l

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.73 Diagrama de um relé direcional de sobrecorrente e suas unidades operacionais

Para que haja operação do relé direcional, é necessário, portanto, que a unidade de sobrecorrente (bobina de corrente) feche seus contatos, que estão em série com os contatos da unidade direcional (bobinas de corrente e de potencial), conforme pode ser observado pela Fig. 10.74. Se o fluxo de corrente estiver no sentido de operação da unidade direcional, fecham-se os contatos desta. Se a corrente que circula na bobina de corrente da unidade

Fig. 10.74 L ig a ç ã o d o s c o n ta to s d o s re lé s d ire c io n a is

Re l é s

de

P roteção

343

de sobrecorrente (51) for igual ou superior à corrente de ajuste desta unidade, então os contatos respectivos são fechados, e por estarem em série com os contatos da unidade direcional o relé opera. Isto pode ser mostrado na Fig. 10.74, em que se observa o contato da unidade de sobrecorrente direcional (67-C), um para cada fase, em série com o contato da unidade de sobrecorrente não direcional (51-C). A Fig. 10.75 mostra um diagrama trifilar de conexão da unidade direcional (bobinas de corrente - 67/DIR e bobina de tensão - 67/DIR) e da unidade de sobrecorrente (bobina-67/TOC), utilizando 2 TPs e 3 TCs. A Fig. 10.76 mostra um diagrama trifilar de conexão da unidade direcional (bobinas de corrente - 67/DIR e bobina de tensão - 67/DIR) e da unidade de sobrecorrente (bobina 67/TOC), utilizando 3 TPs e 3 TCs. Ao circular uma corrente no sentido inverso ao normalmente admitido pelo relé na fase C, a unidade de so­ brecorrente temporizada (67C/TOC) da Fig. 10.76 é acionada juntamente com a unidade direcional (67-C/DIR). Desta forma, é fechado o contato correspondente 67-C, da Fig. 10.77, e energizada a bobina de selo 67-C/SI, cujo contato em paralelo com o contato da unidade de sobrecorrente direcional garante, com segurança, a operação da bobina de abertura do disjuntor 52/TC através do seu contato normalmente aberto 52a (fechado para o disjuntor fechado). Para melhor definir a operação do relé direcional observar a Fig. 10.78 que mostra o diagrama trifilar básico de uma subestação, alimentada por duas linhas de transmissão operando em paralelo, nas quais estão instaladas duas proteções direcionais. Durante a operação normal do sistema, por exemplo, a bobina de corrente da unidade direcional 67-C/DIR que está em série com a bobina de corrente da unidade de sobrecorrente 51-C, conforme a Fig. 10.78, é atravessada por uma corrente I fornecida pelo transformador de corrente, no sentido 6-5. Para um defeito no ponto X, a corrente que flui nas bobinas 51-C e 67-C/DIR invertem seu sentido na linha 1, enquanto na linha 2 o sentido da corrente permanece, porém com valor muito elevado. Na linha 2, a bobina de corrente da unidade de sobrecorrente fecha o seu contato, mas o relé não opera porque a unidade direcional não fechou os seus contatos já que a direção da corrente não foi alterada. Na linha 1, tanto a bobina de corrente da unidade de sobrecorrente como a bobina de corrente da unidade direcional são atravessadas por uma corrente no sentido inverso e de valor elevado. A bobina 51-C fecha os seus contatos ao mesmo tempo que a unidade direcional também fecha os seus contatos, já que o fluxo de corrente foi invertido.

Fig. 10.75 C o n e x ã o d e u m r e lé d ire c io n a l c o m

2 TPs e 3 TCs

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.76 Conexão de um relé direcional com 3 TPs e 3 TCs

Fig. 10.77 Diagrama de comando

Na proteção direcional existem praticamente três tipos de ligação convencional quando são utilizados relés direcionais polarizados por tensão-corrente. Cada uma dessas ligações corresponde a um relé direcional específico, com ângulo máximo de torque diferente. Nos relés digitais, pode-se ajustar o ângulo conforme a necessidade do projeto. São estes os tipos de ligação:

a) Conexão 30°

Corresponde à ligação vista na Fig. 10.79. Nesse caso, a corrente de operação Ia está adiantada da tensão de polarização Vac de um ângulo de 30° elétricos.

Relés

de

P roteção

345

b) Conexão 60°

Corresponde à ligação vista na Fig. 10.80. Nesse caso, a corrente de operação Ia está adiantada da componente da tensão de polarização Vbc + Vac de um ângulo de 60° elétricos.

c) Conexão 90°

Corresponde à ligação vista na Fig. 10.81. Nesse caso, a corrente de operação I„ está adiantada da tensão de polarização Vbc de um ângulo de 90° elétricos. Como a conexão em quadratura é a mais empregada em projetos de proteção de sobrecorrente direcional, será melhor detalhada a sua aplicação.

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.80 Conexão 60° TC

Fig. 10.81 Conexão 90° Considerar a Fig. 10.82 onde operam dois relés de sobrecorrente direcionais ajustados para atuarem somente em correntes de defeito que circulem nos sentidos ACB ou BCA. Cada relé possui ângulo máximo de torque de + 30° e está conectado em quadratura, conforme diagramas das Figs. 10.83 e 10.84. Foi considerada também uma corrente mínima ajustada de 7m(n. Neste caso, tem-se para cada fase: • Relé da fase A - Tensão de polarização Vp0, —

Fig. 10.82 D ia g r a m a d e d u a s u n id a d e s d e g e r a ç ã o e m p a ra le lo

Relés

de

P roteção

347

- Corrente de operação Iop = Ia • Relé da fase B - Tensão de polarização Vpol = Vac - Corrente de operação Iop = Ib • Relé da fase C - Tensão de polarização Vpol = - Corrente de operação lop = Ic Denomina-se ângulo característico do relé ou ângulo de projeto (j3) que se ajusta no equipamento aquele formado entre a grandeza de operação, normalmente a corrente, e a grandeza de polarização, normalmente a tensão. Decompondo o diagrama vetorial da Fig. 10.84 (a), em que a corrente Ib está adiantada em 90° em relação à tensão de polarização Vac (ligação do relé chamada em quad.ratu.ra), obtém-se o diagrama desagregado da Fig. 10.84(b), que melhor visualiza os componentes vetoriais. Considerar agora os valores numéricos de um relé ligado em quadratura, conforme o diagrama da Fig. 10.85.0 ângulo /3 pode ser alterado pela simples aplicação de resistores e capacitores no circuito das bobinas do relé e, por isso, é denominado ângulo de projeto. Na prática, este ângulo está compreendido entre -45° e -70°. Admitindo inicialmente um relé ajustado de fábrica com um ângulo j = -45°, conforme se pode observar na Fig. 10.85, o relé desenvolverá o seu conjugado máximo para uma corrente Ib, defasada de 45° em relação a Vac. Neste caso, a corrente Ib estará atrasada de 45° em relação à sua posição para fator de potência igual a 1. 8

Fig. 10.84 C o n e x ã o e m

q u a d r a tu r a (9 0 ° )

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.85 Ângulos característicos de um relé com conexão em quadratura para (3: —45° Considerar um relé que vem ajustado de fábrica para um ângulo de projeto j3 = -70°. Assim, o relé desenvol­ verá um conjugado máximo quando a corrente Ib estiver defasada da tensão Vac de um ângulo 0 = 20°, conforme Fig. 10.86. Dessa forma, a corrente Ib fica em atraso de um ângulo de 70° em relação à sua posição para fator de potência unitário. Muitas vezes é conveniente ajustar o relé para o seu conjugado máximo relativo a uma corrente em atraso da tensão de um ângulo de 70° para a posição de fator de potência unitário, em virtude de sua atuação se dar, em geral, durante ocorrências de curtos-circuitos, quando o fator de potência é muito baixo, cerca de 0,30. Isso corresponde a uma corrente em atraso da tensão de um ângulo de 72,5°, obtendo-se, assim, o valor máximo do conjugado de­ sejado. Citando como exemplo o relé IBC de fabricação GE, pode-se afirmar que este aparelho normalmente vem calibrado para as condições descritas relativamente ao ângulo de conjugado máximo de 45°. Com uma pequena alteração no circuito interno do relé pode-se alterar o ângulo de projeto para 70°.

Fig. 10.86 Â n g u lo s c a r a c te r ís tic o s d e u m

r e lé c o m c o n e x ã o e m q u a d r a tu r a p a r a /3: - 7 0 °

Re l é s

de

P roteção

349

A direcionalidade de um relé direcional de sobrecorrente ou potência pode ser demonstrada aplicando-se os diagramas vetoriais, vistos nas Figs. 10.87 e 10.88, de acordo com a ligação das bobinas de corrente e de potencial cuja tensão é tomada como referência na polarização do relé. Como se sabe, um relé direcional tem por base o conceito de funcionamento de um wattímetro cujo torque máximo ocorre quando a tensão está em fase com a corrente, isto é, para fator de potência igual à unidade. Assim, o sistema de indicação da corrente ou potência poderia ser substituído por contatos elétricos que acionariam a bobina de abertura do disjuntor de comando. Assim, para um relé cujo ângulo entre a tensão de polarização e a corrente de operação para a condição de fator de potência unitário é (j>= 40°, que corresponde a um ângulo de projeto do relé j = 50°, operando num circuito cuja corrente de carga vale Ic / —31,7° A (fator de potência igual a 0,85), pode-se analisar a condição de operação e bloqueio do relé da seguinte forma, baseada na Fig. 10.87. Inicialmente, traçam-se os vetores de tensão de fase Va, Vb e Vc. Em seguida, obtém-se a tensão composta, no caso Vab = V , que está aplicada à bobina de potencial do relé 67-A, conforme Fig. 10.78. Constata-se na Fig. 10.78 que, durante a operação normal do sistema elétrico, a corrente circula na bobina de corrente da unidade direcional 67-A/DIR, ligada em série com a bobina 51-A e ligada aos terminais do TC, com polaridade de para 5. Durante os eventos de curto-circuito a corrente de defeito circula inversamente, isto é, da polaridade de 5 para . Tomando-se, agora, o ângulo 0 = 40°, obtém-se a linha de torque máximo Tmíx. De acordo com as equações de torque do relé, traça-se a 90° a reta que limita as regiões de operação e bloqueio do relé, conforme Fig. 10.87. Traçado o diagrama vetorial básico, inicia-se o processo de inserção dos valores da corrente de carga e de curto-circuito, com o objetivo de verificar o comportamento operacional do relé. Assim, inserindo-se ao valor da corrente de carga polarizada de para 5 (Ic / —31,7°) A, no sentido fonte-carga, a partir da condição de fator de potência unitário, observa-se que a mesma situa-se na região de torque positivo (linha tracejada grossa), provocando a atuação do relé (T > ). Inserindo-se, agora, a corrente de defeito polarizada de 5 para (/c = / —72,5°) A (fator de potência 0,3), observa-se que a mesma situa-se na região de bloqueio, inibindo a operação do relé, o que contraria a lógica da proteção, sendo, portanto, necessária a alteração da conexão do relé. Dessa forma será analisada a conexão 90°, a mais empregada na prática de projetos de proteção. Inicia-se o processo, traçando-se o diagrama vetorial básico, compondo-se as tensões de fase Va, Vb e Vc, defi­ nindo a reta de torque máximo e, conseqüentemente, definindo as regiões de operação e bloqueio, conforme Fig. 8

=

/ 65

34

6

6

6

=

0

6

/ 56

Fig. 10.87 D ia g r a m a v e to r ia l p a r a â n g u lo d o r e lé d e 4 0 °

/ 65

C a p ít u l o D e z

10.88. Nesse tipo de conexão, como se estudou anteriormente, a corrente da fase C, Ic, está polarizada pela tensão Vab, de acordo com o diagrama vetorial da Fig. 10.88, em que lc está em adiantado da tensão de polarização Vab de 90°. Traça-se a reta de torque máximo para 0 = 40° a partir do vetor tensão Vab. Insere-se, agora, neste diagrama a corrente de carga Ic = / —31,7° A para avaliar o comportamento opera­ cional do relé direcional. Como se observa na Fig. 10.88, a corrente Ic / —31,7° A (linha tracejada grossa) situa-se na região de torque negativo (bloqueio). O relé não opera. Da mesma forma, traça-se o vetor Ic / -7 2 ,5 ° A (linha contínua grossa), representativo da corrente de defeito, com ângulo cotado a partir da condição de fator de potência unitário. Como se observa, a corrente Ic = / —72,5° A situa-se na região de torque positivo do diagrama, satisfazendo a condição de proteção. Neste caso, tanto os contatos da unidade direcional de sobrecorrente 67-A , como da unidade de sobrecorrente 51-A fecham os seus contatos fazendo operar o relé. É bom observar que a unidade direcional controla direcionalmente a unidade temporizada de sobrecorrente. Há certas condições de operação do sistema em que o relé direcional de sobrecorrente pode atuar indevidamente se não forem tomadas medidas preventivas. Suponhamos o caso de um sistema mostrado na Fig. 10.89. Mediante a abertura do disjuntor 2, eliminando a falta no ponto F, o contato do elemento direcional do relé do disjuntor 4 é fechado. Se a corrente que flui em direção à carga cair lentamente, a unidade direcional poderá fechar o seu contato antes que a unidade de sobrecorrente abra o seu, ocasionando o disparo intempestivo do disjuntor. / 65

=

=

/ 65

/ S6

/ 56

Fig. 10.89 D ia g r a m a b á s ic o d o s is te m a

Relés

de

P roteção

351

Relé direcional de sobrecorrente de terra ra.

São relés de sobrecorrente direcionais usados na proteção de linhas de transmissão contra defeito fase e ter­

Como os relés de sobrecorrente direcionais de fase, os relés de sobrecorrente direcionais de terra são dotados de uma unidade temporizada de sobrecorrente, uma unidade direcional, uma unidade instantânea (opcional) e uma unidade de selo. A unidade temporizada é formada de um disco de indução, enquanto a unidade direcional é de construção do tipo cilindro de indução com estator laminado. Esses relés apresentam as mesmas curvas características de tempo X corrente dos relés direcionais de sobre­ corrente de fase, isto é, curva inversa, muito inversa e extremamente inversa cuja aplicação também apresenta as mesmas condições anteriormente estabelecidas. Os relés direcionais de sobrecorrente de terra podem ser polarizados por tensão ou corrente. A corrente neces­ sária para fechar a unidade temporizada de sobrecorrente é cerca de 5% do valor da corrente do ajuste de tape. A parte construtiva do relé é muito semelhante à do relé direcional de fase, notando-se como diferença básica a corrente reduzida dos tapes de ligação. Entretanto, quando ocorrem defeitos de alta impedância no sistema elétrico envolvendo a terra cujos valores de corrente estão próximos dos valores das correntes de carga, o relé não poderá ser sensibilizado, já que o seu ajuste está graduado para correntes significativamente superiores. Assim, para se obter uma proteção de terra podem ser instalados os relés de sobrecorrente direcionais de acordo com a conexão da Fig. 10.90. Dessa forma, é possível operar o relé para a corrente de curto-circuito do sistema mesmo que tenha valores próximos aos da corrente de carga. Para isso, deve-se conectar os transformadores de potencial do relé de neutro visto na Fig. 10.90 em delta aberto (3V0) que é a tensão de polarização do relé. A corrente de operação Iop corresponde à corrente de neutro, obtida através da conexão dos transformadores de corrente com a polaridade invertida. Em condições normais de operação o relé não deve atuar pois o resultado da tensão e da corrente na bobina de operação de neutro (67N) vale: 3V = Va + Vb + Vc = 0 3 = Ia + Ib + Ic = 0 Se o sistema está submetido a uma falta monopolar, por exemplo, na fase A para a terra, haverá circulação de corrente de seqüência zero 3 e, conseqüentemente, a atuação do relé que está polarizado por 3 V0. 0

/ 0

/ 0

Fig. 10.90 D ia g r a m a d e lig a ç ã o d e u m a p ro te ç ã o d e n e u tr o s e n s ív e l a 3 V0

352

C a p ít u l o D e z

Relé direcional de potência

A proteção com o relé direcional de potência tem a finalidade de reconhecer em que sentido está fluindo a po­ tência do sistema num determinado momento. Esse relé é empregado em unidades geradoras, quando um fluxo de potência flui num sentido não desejado. Neste caso, o relé é ajustado para atuar se este fluxo de potência perdurar por um período de tempo além do valor definido, fazendo operar o disjuntor correspondente. Se, por acaso, houver um defeito no sistema da unidade geradora, então, nesse instante, a linha de transmissão passa a alimentar esse ponto de falta através de outros pontos de geração; logo, o relé de potência não deverá atuar. O relé direcional de sobrecorrente será o responsável pela abertura do disjuntor 1. Dessa forma, nesse ponto devem ser instalados os dois tipos de relé. Essa situação é mostrada na Fig. 10.91. Para um defeito no ponto A, por exemplo, o relé direcional de sobrecorrente do disjuntor 1 deve fechar os seus contatos. No entanto, para evitar a motorização do gerador causada por uma elevação de tensão da rede, injetando potência invertida no gerador Gl, por exemplo, o relé direcional de potência deverá operar. O relé poderá atuar ou para um fluxo de potência reverso ou para um fluxo de sobrepotência no mesmo sentido da carga; nunca, porém, para as duas situações ao mesmo tempo. Assim, os relés direcionais de potência são muito aplicados em situações em que se deseja limitar o fluxo de potência num determinado sentido fixado, quando esta grandeza superar o valor estipulado no ajuste. Os relés direcionais de potência são polarizados por tensão e reconhecem o fluxo da corrente correspondente. Operam para uma tensão entre fases e para a corrente de linha. A operação desses relés é, portanto, função da corrente, da tensão e do ângulo de fase. São calibrados em termos de potência ativa. Os relés direcionais de potência podem ser aplicados também em sistemas dotados de condutor neutro. Neste caso, são polarizados pela tensão de fase e neutro e operam com a corrente de linha. Os relés direcionais de potência são utilizados freqüentemente na proteção contra a motorização dos gerado­ res de energia. O fabricante do gerador normalmente informa qual é o valor da potência ativa de motorização da máquina. Construtivamente, os relés direcionais de potência consistem em: • (uma) unidade direcional; • l(uma) unidade de sobrecorrente temporizada; • l(uma) unidade de bandeirola e selagem. Os relés direcionais de potência são normalmente fornecidos em unidades monofásicas. Quando aplicados em sistemas de potência trifásicos equilibrados, pode ser utilizada apenas uma unidade em uma fase qualquer, conforme mostra a Fig. 10.92. Para sistemas desequilibrados devem ser aplicadas três unidades. A Fig. 10.92(b) mostra o diagrama de comando correspondente ao da Fig. 10.92(a). Neste ponto, cabe observar que a diferença básica entre os relés direcionais de sobrecorrente de fase e de terra em relação ao relé direcional de potência reside na concepção dos ajustes. Os relés direcionais de potência são concebidos para atuar a partir de um fluxo mínimo de corrente, sob tensão nominal, enquanto os relés direcionais de sobrecorrente são concebidos para atuarem a partir de um fluxo mínimo de potência. Deve-se observar que os relés de potência são chamados a operar em situações em que a tensão do sistema está em torno do seu valor nominal, o que não acontece com os relés de sobrecorrente nos processos de curto-circuito. Em síntese, os relés 1

Fig. 10.91 A p lic a ç ã o d e r e lé s d ire c io n a is d e p o tê n c ia

Relés

de

P roteção

353

Fig. 10.92 Esquemas básicos de relés direcionais de potência direcionais, de maneira geral, são aparelhos ajustados para atuar a partir de uma determinada quantidade de energia que flui pelo sistema num sentido inverso ao normalmente requerido. Como nos processos de curto-circuito as correntes estão significativamente atrasadas em relação a uma condição de fator de potência unitário, os relés direcionais de sobrecorrente de fase e de terra são fabricados para propiciar um conjugado máximo para um fator de potência de curto-circuito muito baixo. As mesmas condições não são aplicadas aos relés direcionais de potência.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.7 Considerar o sistema de 69 kV representado na Fig. 10.67. Determinar os ajustes do relé direcional de sobrecorrente de fase da linha (3), sabendo-se que a corrente de curto-circuito da barra consumidora é de 6.370 / - S T A. A carga máxima por linha é de 55 MVA. O relé direcional está ligado em quadratura, isto é, a corrente no relé para fator de potência unitário está adiantada da tensão de polarização de um ângulo de 90°. O ângulo de projeto do relé é de -45°. • Transformadores de proteção = a370 = 318 20

RTC: 400 - 5 : 80 55.000 460,2 A J~3 X 69 Finalmente: RTC: 500 - 5:100 • Corrente de tape da unidade temporizada 1,5X460,2 = 6,9 /,, = —-----------— 100 Pela Tabela 10.13, tem-se: /,= 7 A (faixa: 1,5 a 12)A • Tempo de operação do relé para a condição de curto-circuito lcc = 6.370 / -51° A 6.370 - = 9,1 M RTCL XI, 100X7 Pelo gráfico da Fig. 10.69, tem-se: 7^ = 0,6 s (valor considerado neste exemplo): curva 2.

354

C a p ít u l o D e z

Logo, o ajuste do dial é a curva 2. Conforme se observa na Fig. 10.88, para uma corrente de curto-circuito de 6.370 / - 5 1 ° A, o relé atuará próximo ao ângulo do seu conjugado máximo, que é de 45° em relação à corrente para fator de potência unitário. Os demais relés direcionais não atuarão devido ao autobloqueio, isto é, do sentido da corrente. O mesmo ajuste deve ser apli­ cado aos demais relés.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.8 Determinar os ajustes de um relé direcional de potência destinado à proteção de um gerador de potência nominal de 50 MW/13,80 kV. Sua potência de motorização é de 1.000 kW. O fator de potência do gerador é 0,80 indutivo. • Corrente nominal do gerador i =#Ic = -/= --------------— 50.000 Lg = 2.614,8 A V3 X 13,8 X 0,80 • Transformador de corrente RTC = 3.000 - 5 = 600 • Transformador de potencial RTP = 13.800 - 115 = 120 • Corrente de motorização do gerador i = ____ L222____ = 52 3A ™' ^ 3 X 1 3 ,8 X 0 ,8

’

• Corrente de motorização no secundário do TC / ? /- =

^

= ^ Õ = 0-0 8 7 A " ° ' 08A

Para que o relé atue na reversão de potência é necessário que disponha de um tape mínimo igual ou inferior a 0,08 cuja corrente de acionamento seja de: /a = I, X RTC = 0,08 X 600 = 48 A < 52,3 A

Relé de Sobrecorrente Direcional Digital

Tal como os relés anteriormente estudados, o relé de sobrecorrente direcional digital apresenta os mesmos princípios operacionais dos relés de indução. Nos relés digitais, as correntes secundárias dos transformadores de corrente são convertidas em sinais propor­ cionais de tensão através dos transformadores de entrada do equipamento. Já os sinais analógicos de tensão são conduzidos a um conversor A/D (analógico/digital) que os converte em sinais digitais antes de serem utilizados pelo microprocessador. Todas as operações de atuação do relé são executadas digitalmente pelo microprocessador. O programa do relé está armazenado em memória EPROM. Os valores calculados das correntes, inicialmente submetidas a filtros digitais baseados na Transformada de Fourier para suprimir harmônicas de alta freqüência, são comparados com os valores de corrente ajustados no relé. Se numa determinada fase do sistema a corrente circulante exceder o valor ajustado no relé, este inicia a sua partida, denominada drop-out. Após decorrido um determinado tempo, também ajustado para efetuar o disparo, o relé energiza o seu contato de atuação que estará conectado à bobina do elemento responsável pela abertura do circuito, muitas vezes o relé de bloqueio ou simplesmente a própria bobina do disjuntor. Valores ajustados, corrente, potência e tempo são armazenados em memória EEPROM, evitando que os ajustes do relé sejam apagados no caso de ausência de tensão em seus terminais. O microprocessador do relé é constantemente supervisionado por um circuito denominado watchdog (cão de guarda) que, ao perceber qualquer anormalidade operacional do microprocessador, ativa um alarme no relé de saída de auto-supervisão efetuando ao mesmo tempo o bloqueio do próprio microprocessador. O relé de sobrecorrente direcional digital tem como princípio operacional a medição do ângulo de fase entre a corrente e a tensão. Considerando que a tensão no sistema nem sempre está presente durante uma falta, a medição do ângulo entre a tensão e a corrente é feita pelo relé tomando como referência a corrente da fase com defeito e qualquer tensão entre fases imediatamente após o defeito. Os relés de sobrecorrente direcionais podem operar também para faltas reversas, assumindo a proteção de re­ taguarda de outros relés. Isso é possível se o valor de ajuste para faltas reversas for maior que o ajuste para faltas

R elés

de

P roteção

355

à frente, obtendo-se assim a seletividade do relé. Se os tempos de operação forem ajustados no mesmo valor para ambas as direções, o relé atuará para corrente nos dois sentidos, eliminando, assim, a sua característica direcional. Entretanto, se o tempo de operação para faltas na direção reversa for ajustado para fora da faixa de atuação, o relé estará bloqueado para faltas reversas. A unidade direcional dos relés comanda a unidade de sobrecorrente na condição de ativada (sim), impedindo que o relé inicie a sua partida para uma corrente fluindo no sentido contrário ao sentido ajustado. Assim, se a unidade direcional impede a operação da unidade de sobrecorrente, a temporização não será ativada. A unidade direcional necessita de um fluxo mínimo de corrente, para definir a direção de disparo em geral, 0,02 X /„, e um pequeno módulo de tensão, em geral, 1 V. A partir desses valores a unidade direcional será acionada desde que conhecidas as condições ajustadas do fluxo de corrente. Os relés digitais possuem uma característica direcional baseada na medição do ângulo de fase e no tempo de coincidência das medições entre a corrente e a tensão. Como se sabe, no momento do defeito, a tensão entre fases nos terminais do relé é praticamente nula, mas qualquer que seja o seu valor é tomada como tensão de referência para a corrente daquela fase. O ângulo carac­ terístico para o qual se obtém a maior sensibilidade do relé pode ser ajustado numa ampla faixa de valores, como por exemplo, 15 a 85°. A Fig. 10.93 mostra um esquema básico de um relé digital trifásico direcional de sobrecorrente. Os relés de sobrecorrente direcionais digitais, em geral, são dotados das seguintes unidades de disparo.

F ig . 1 0 .9 3 D ia g r a m a d e b lo c o d e u m r e lé d ig ita l tr if á s ic o

356

C a p ít u l o D e z

Unidade direcional de fase

Em geral, os relés apresentam unidades direcionais temporizadas e instantâneas de fase.

Unidade direcional temporizada de fase

Os relés possuem três unidades direcionais, cada uma destinada a uma fase. Para cada uma das fases, tal como ocorre nos relés eletromecânicos, a grandeza de operação continua sendo a corrente da fase correspondente e a polarização é dada pela tensão das outras duas fases (conexão em quadratura). No relé ZiV, o elemento de sobrecorrente temporizado realiza sua operação sobre o valor eficaz da corrente de entrada. A partida do relé ocorre quando o valor da corrente medida supera 1,05 vezes o valor da corrente ajustado. O relé retorna à sua condição de repouso quando a corrente decresce e atinge 1 vez valor da corrente ajustado. A ativação da partida do relé habilita a função de temporização que realiza uma integração dos valores medi­ dos de corrente. A ativação da partida se realiza aplicando incrementos em função da corrente de entrada sobre um contador que, ao fim da contagem de tempo ajustado, determina a atuação do elemento temporizado do relé. Quando o valor eficaz da corrente medida decresce abaixo do valor da corrente de partida ajustado ocorre a reposição rápida do integrador. A ativação do sinal de saída do relé requer que a partida permaneça atuando durante todo o tempo de integração. Qualquer retorno à condição inicial de repouso do relé conduz o integrador às suas condições iniciais, de forma que uma nova atuação inicia a contagem de tempo na posição zero. No caso do relé ZiV 7IVD-L, a característica de tempo pode ser selecionada entre seis alternativas de funções inversas (inversa, muito inversa, extremamente inversa, tempo longo inversa, tempo curto inversa e uma de tempo fixo). A estas pode ser acrescentada uma característica de tempo definida pelo usuário e introduzida no relé através do seu sistema de comunicação. Para o relé de fabricação ZiV são os seguintes elementos utilizados na graduação: • Unidade de corrente temporizada de fase direcional (modelo 7IVD-L) - habilitação da unidade (permissão): sim ou não; - partida da unidade: (0,2 a 2,4) X In, em passos de 0,01 A; - curva de tempo: tempo fixo, curva inversa, muito inversa, extremamente inversa, etc.; - índice de tempo de curvas inversas: 0,05 a 1, em passos de 0,01; - temporização da curva de tempo fixo: 0,05 a 100 ms, em passos de 0,01 s; - controle de partida (habilitação de bloqueio de partida): sim ou não. • Unidade de corrente instantânea de fase direcional (modelo 7IVD-L) - habilitação da unidade (permissão): sim ou não; - partida da unidade: (0,1 a 0,30) X In, em passos de 0,01 A; - temporização da unidade instantânea: 0 a 100 s, em passos de 0,01 s; - controle de partida: sim ou não. • Unidade direcional - ângulo característico de fase: 15° a 85°, em passos de 1°; - ângulo característico de neutro: 15 a 85° em passos de 1°; - bloqueio por falta de polarização: sim ou não. A temporização da unidade de sobrecorrente pode ser obtida através das curvas características X tempo corrente das Figs. 10.94 e 10.95. A temporização pode ser obtida também através das Eqs. 10.22 a 10.26, ou seja: • Característica de tempo inversa T=

0,14

( 10. 22)

Ima - sobrecorrente máxima admitida; Is - corrente de ajuste no relé; Tms - multiplicador de tempo ou índice de tempo. • Característica de tempo muito inversa 13,5

XTms

( 1 0 .2 3 )

Relés C a ra c te rís tic a d e te m p o e x tre m a m e n te in v e rs a

Característica de tempo inversa longa

P roteção

xT

80

T =

de

(10.24)

120 v 1

Característica de tempo inversa curta

(10.25) - 1

0,05

(10.26)

/ j \ 0-04

Unidade direcional instantânea de fase

V

357

1, J

A unidade instantânea atua com o valor registrado do pico de corrente. Em geral, os relés dispõem de um temporizador ajustável na saída que permite a temporização opcional das unidades instantâneas.

Unidade de controle de partida

Alguns relés possuem um ajuste de controle de partida ou habilitação do bloqueio de partida. Existem duas fun­ ções bem diferenciadas. Uma está associada à unidade direcional, habilitando ou desabilitando a direcionalidade do equipamento. A outra é a de reposição das funções temporizadas incluídas nas unidades de tempo e instantâneas. Tempo em segundos

Tempo em segundos

Vezes o valor de ajuste

F ig . 1 0 .9 4 C u rv a in v e rs a

F ig . 1 0 .9 5 C u rv a m u ito in v e rs a

358

Capítulo Dez

Unidade direcional de neutro A operação da unidade direcional de neutro está fundamentada na utilização de grandezas de seqüência zero e terra. Toma-se como grandeza de operação a corrente de seqüência zero utilizando-se duas fontes para obter a grandeza de polarização: • tensão de seqüência zero; • corrente de circulação pelo aterramento (corrente de seqüência zero). Assim, há duas características de operação correspondentes a cada uma das grandezas acima mencionadas e que representadas sobre um diagrama polar são definidas por retas, cada uma das quais divide o plano em dois semiplanos. A localização da grandeza de operação determina a saída da unidade direcional e sua ação sobre a unidade de sobrecorrente. Assim, a polarização pode ocorrer das seguintes formas:

a) Polarização por tensão O princípio de operação de uma unidade direcional de terra se apóia sobre a determinação relativo entre a corrente de seqüência zero e a tensão de seqüência zero.

do ângulo de fase

b) Polarização por corrente E realizada através da defasagem existente entre a corrente residual e a que circula pelo aterramento. As defasagens entre as grandezas anteriormente referidas estão compreendidas entre 0o e 180°, sendo o ângulo característico sempre de valor igual a 0o.

c) Polarização por tensão e corrente Em geral, os relés são dotados de duas polarizações na mesma proteção. Desta forma, deve-se evitar indefinições na resposta das unidades de sobrecorrente. Adota-se, por princípio, a prioridade ao bloqueio. O bloqueio da unidade de sobrecorrente requer que o critério de polarização por tensão e por corrente detectem a corrente em direção contrária à corrente de disparo. Será suficiente que um dos dois critérios detecte a corrente na direção de disparo para permitir a operação da unidade de sobrecorrente.

Unidade direcional temporizada de neutro Para o relé de fabricação ZiV são os seguintes os elementos utilizados na graduação. • Unidade de corrente temporizada de neutro direcional (modelo 7IVD-L) - habilitação da unidade (permissão): sim ou não; - partida da unidade: (0,04 a 0,48) X /„, em passos de 0,01 A; - curva de tempo: tempo fixo; curva inversa, muito inversa, extremamente inversa, etc.; - índice de tempo de curva inversa: 0,05 a 1, em passos de 0,01; - temporização da curva de tempo fixo: 0,05 a 100 s, em passos de 0,01 s; - controle de partida: sim ou não.

Unidade direcional instantânea de neutro Para o relé ZiV, tem-se: • Unidade de corrente instantânea de neutro direcional (modelo 7IVD-L) - habilitação da unidade (permissão): sim ou não; - partida da unidade: (0,1 a 12) X /,„ em passos de 0,01 A; - temporização da unidade instantânea: 0 a 100 s, em passos de 0,01 s; - controle de partida: sim ou não. • Unidade direcional - ângulo característico de fase: 15° a 85°, em passos de Io; - ângulo característico de neutro: 15° a 85°, em passos de Io; - bloqueio por falta de polarização: sim ou não.

Relés de Proteção

359

Relés Multifunção São relés que incorporam várias funções numa só unidade. Há diversos tipos de relés multifunção, cada um deles incorporando uma certa quantidade de funções, como por exemplo os relés apresentados na Fig. 10.96, ou seja:

a) Relé multifunção (1) • • • • •

Função 50: sobrecorrente instantânea de fase; Função 51: sobrecorrente temporizada de fase; Função 51-N: sobrecorrente temporizada de neutro; Função 49: relé térmico de proteção do transformador; Função 46: relé de reversão ou balanceamento de corrente de fase.

c) Relé multifunção (2) • • • •

Função 51: sobrecorrente temporizada de fase; Função 51-N: sobrecorrente temporizada de neutro; Função 67: relé direcional de sobrecorrente de fase; Função 67-N: relé direcional de sobrecorrente de neutro.

Fig. 10.96 D ia g r a m a u n if ila r c o m

p ro te ç ã o a tra v é s d e re lé s m u ltif u n ç ã o

Capítulo Dez

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.9 Determinar os ajustes de um relé direcional de sobrecorrente de fase e neutro, unidades temporizadas e instantâneas do esquema elétrico mostrado na Fig. 10.97 instalado no circuito do transformador. O ponto de conexão ou de acoplamento entre o sistema da concessionária e do consumidor é em P.A. O gerador e a rede operam em paralelo. A impedância equivalente do sistema é igual a Z - (1,8 + /2,4) pu. Utilizar o relé ZiV, de temporização inversa mostrado na Fig. 10.94. a) Ajuste da unidade temporizada de sobrecorrente direcional de fase O relé deve ser ajustado para permitir o suprimento integral da carga do consumidor, quando o gerador G estiver fora de operação. • Transformadores de corrente ,

1M 00_ =

V 3 X 13,80

'' = 20 = = 550 A (V6ja FÍg' 1° '97) R T C - 600 - 5 :120 • Corrente de tape /„ = 5 A (corrente nominal do relé) , K x lc 1,50 X 552,9 RTC ~ 120 _6,9 K = 1,50 (valor adotado de sobrecarga)

m,,±L , m5 ,1i38

Faixa de ajuste: (0,2 a 2,4) x lnr Ajuste do relé: lam= 1,38 x /„, • Corrente de acionamento: L = tm X RTC = 1,38 X 5 X 120 = 828 A

Fig. 10.97 D ia g r a m a e lé tric o

Relés de Proteção

(V)

361

Tempo de operação do relé para a condição de curto-circuito r . ^ 4 _ x 7 „ . ¥ | £ - 1 K 0 .3 .0 ,7 9 S

-1

M = \ ^ | = I1 0 2 0 ' - 1f r, 1j - 828 Tms - curva ajustada : 0,3 (valor adotado em função do tempo de coordenação com outros relés aqui não considerados) • Ajuste do ângulo característico do relé * = M = 1,33 R 1,8 arctg-^ = a rc tg ^ |~ j = 53° Para que o relé opere no seu torque máximo, ajustar o ângulo característico do relé em 53° (a faixa de ajuste varia entre 15° e 85°). b) Ajuste da unidade instantânea de sobrecorrente de fase habilitação da unidade: não c) Ajuste da unidade temporizada direcional de neutro • Corrente de tape , K x lc 0,30X552,9 RTC ~ 120 K = 0,30 (valor adotado) Mm = - jü - = i|^ = 0,27 Faixa de ajuste: (0,04 a 0,48) x /„, Ajuste do relé: lam = 0,27 x l„r • Corrente de acionamento = lam x RTC = 0,27 x 120 Tempo de operação do relé para a condição de curto-circuito fase-terra T = ----- ^ 5 -----= — — — x 0,1 = 0,29 s ✓

^0,02

(tf-

M = \ m

|= -----

1 Q 40,02 _

-j

^ 9 2 ----- = 10,4

' * ' 120X0,27X5 (V)=

Tms = 0,1 (valor adotado) Fica para 0 leitor determinar os ajustes do relé direcional instalado do lado do gerador.

10.7 RELÉ DE DISTÂNCIA (21) O valor da corrente de curto-circuito, como se sabe, varia de acordo com a impedância medida desde a fonte até o ponto de defeito. Quando se trata de linhas de transmissão de comprimento longo, pode existir uma grande dificuldade no emprego da proteção de sobrecorrente, pois, ao se estabelecer um determinado tempo T para atu­ ação do relé em função da corrente de defeito nas proximidades do barramento, poder-se-ia estar prejudicando o sistema quando o defeito ocorresse, por exemplo, no final da linha de transmissão, onde a corrente de defeito é significativamente inferior ao valor obtido no ponto inicial da linha. Neste caso, o tempo T ajustado para a atuação se tomaria excessivamente longo, trazendo graves conseqüências ao sistema e às cargas a ele ligadas. Em função dessa dificuldade, deve-se empregar os relés de distância cujo tempo de atuação é proporcional à distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto de defeito. Uma outra forma de tornar clara a utilização dos relés de distância é entender que a tensão no ponto de defeito é praticamente nula; porém, à medida que se afasta do ponto de defeito no sentido da fonte, esta tensão tende a aumentar devido à queda de tensão na linha de transmissão. Assim, os relés de distância comparam a tensão aplicada em seus terminais, ligados através de TPs ao sistema de potência, com a corrente que circula no mesmo ponto, resultando na conhecida expressão VII, origem

Capítulo Dez

do nome do relé, já que essa grandeza permite determinar a distância de um trecho qualquer de um alimentador a partir da impedância unitária do condutor utilizado. Sabe-se, também, que numa linha de transmissão a impedância Z é diretamente proporcional à distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto de defeito. Por isso, este relé é denominado relé de distância, que é um nome genérico dado aos aparelhos que de um modo ou de outro utilizam este princípio para proteger uma linha de transmissão. Existem, na realidade, vários relés baseados neste princípio, a saber: • relé de impedância (OHM); • relé de reatância; • relé de admitância (MHO). A aplicação de um ou outro relé de distância está condicionada à característica do sistema no qual irá operar, ou seja: • o relé de impedância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de comprimento médio para o seu nível de tensão. No caso de uma linha de transmissão de 230 kV, pode-se considerar como média aquela de comprimento igual a 200 km; • o relé de reatância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de comprimento curto para o seu nível de tensão. Foi desenvolvido para reduzir o efeito do arco no ponto de balanço do relé, du­ rante a ocorrência de um defeito; • o relé de admitância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de comprimento longo para o seu nível de tensão. O ajuste do relé de distância deverá ser realizado de forma a se obter torque positivo para valores de impedância abaixo do valor ajustado, normalmente tomado como percentagem do comprimento da linha de transmissão. O entendimento do funcionamento do relé de distância será mais bem entendido a partir do exame da Fig. 10.98. O sistema elétrico principal é constituído de duas linhas de transmissão ( L i e L3), protegidas pelos relés de distância R l, R2, R3 e R4 associados aos seus respectivos disjuntores para qualquer defeito ocorrido em qualquer ponto das referidas linhas. Para um defeito no ponto P da linha L3 temos as seguintes considerações: • no momento do defeito a tensão no ponto P é nula; • as correntes /, e I2 que circulam nas linhas LI e L3 podem ser consideradas constantes ao longo das respec­ tivas linhas;

Fig. 10.98 R e p r e s e n ta ç ã o d e u m

s is te m a d e p o tê n c ia

Relés de Proteção

363

• a tensão cresce a partir do ponto de defeito na direção das fontes G1 e G2, considerando desprezível a re­ sistência do arco; • a impedância cresce a partir do ponto de defeito na direção das fontes G1 e G2, tal como ocorre com a tensão. Na presença do defeito no ponto P os relés indicados na Fig. 10.98 reagirão da seguinte forma, independente­ mente se são unidades eletromecânicas ou digitais: • início da contagem do tempo de acordo com o esquema de proteção utilizado; • atuação da unidade de seleção de fases, de acordo com a Fig. 10.99; • a unidade de seleção aciona as unidades direcionais e de medida; • a unidade direcional recebe da unidade de seleção os valores da corrente de defeito e da tensão de polari­ zação, a partir de quais informações a unidade direcional abre ou fecha seus contatos liberando o relé para operação; • a unidade de medida recebe da unidade de seleção os valores da tensão e da corrente de defeito. A partir dessas considerações a atuação dos relés ocorrerá de acordo com a seguinte lógica, previamente de­ finida no projeto de proteção. • o relé R3 deverá operar primeiramente, pois a impedância vista por ele é menor do que a impedância vista pelos demais; • em seguida irá operar o relé R4, obedecendo o valor da impedância; • o relé Rl é considerado relé de segunda contingência, isto é, na falha de operação do conjunto disjuntor da barra B + relé R3 o relé Rl operaria; • os relés R2 e R3 vêem a impedância de defeito com praticamente o mesmo valor e devem ser ajustados de forma a atuar somente o relé R3, já que a atuação do relé R2 implicará a desenergização das linhas L4 e L5. • para que os relés R2 e R3 sejam coordenados nesse tipo de evento é necessário que sejam equipados com unidades direcionais. De forma geral, os relés de distância apresentam os aspectos funcionais mostrados na Fig. 10.99.

Fig. 10.99 Aspectos funcionais dos relés de dis­ tância

364

Capítulo Dez

Os relés de distância são atualmente oferecidos na versão digital. No entanto, seguiremos o princípio didático de iniciar os estudos de cada relé na versão eletromecânica, para em seguida tratarmos da versão digital.

Relé de Distância Eletromecânico Estes relés utilizam unidades de operação do tipo convencional, através de bobinas de tensão e corrente, uma armadura de ferro e um disco de indução. Cada relé possui duas ou mais unidades ôhmicas. A unidade ôhmica utiliza a impedância (R + jX), medida desde o início da linha, onde está instalado, até o ponto de defeito. Esse tipo de unidade apresenta um torque expresso pela Eq. (10.27). T = K, X P - K2 X V X / X cos (<í> - 9) - K3 (10.27) I - corrente do circuito; - ângulo de defasagem entre V e /; 0 - ângulo de projeto do relé; K3 - constante da mola de restrição. Observa-se que a parcela Kx X P é diretamente proporcional ao quadrado da corrente circulante, enquanto a parcela K2 X V X / X cos ( - 9) é diretamente proporcional à tensão, à corrente circulante e ao co-seno do ângulo (cp — 9). Analisando-se a posição de equilíbrio da unidade, isto é, a posição em que esta unidade está no limite de sua atuação, ponto de balanço, onde T = 0, obtém-se, em conseqüência, para K3 = 0: K

=

JV X cos

((f> -

e)

(10.28)

Como VII vale a impedância do circuito, logo se tem: K

—L =

z X cos (-e)

(10.29)

A Eq. (10.29) representa uma reta num plano R — X, conforme mostrado na Fig. 10.100. Ela indica o lugar geométrico para o torque nulo do relé. O torque positivo ocupa o semiplano inferior limitado pela reta, e o nega­ tivo, o semiplano superior. Se os valores de A", e K2 forem mantidos constantes e se se variar o ângulo de projeto 9, obtêm-se diversas retas tangentes ao círculo, cujo raio é definido por KJK2, conforme mostra a Fig. 10.101. Se forem modificados os valores de Kxz K 2e mantido constante o ângulo 9, obtêm-se uma família de curvas paralelas, de conformidade com a Fig. 10.102.

Fig. 10.100 Características básicas do relé de distância

Relés de Proteção

365

Fig. 10.101 Características dos relés de distância para ângulo 0 variável

Relé de distância à impedância São relés que apresentam o seguinte torque: T = - K , X V2 + K2 X P Para a posição de equilíbrio, obtém-se:

(10.30)

(10.31) V K, O relé de impedância é constituído normalmente das seguintes unidades: • unidade de partida, em geral do tipo direcional; • unidade de medida de impedância; • unidade de temporização; • unidade de bandeirola e selagem. A Eq. (10.31) apresenta um círculo com centro na origem cuja representação gráfica é mostrada na Fig. 10.103. Os relés de distância são caracterizados pelas zonas de proteção que podem atingir em função dos ajustes empregados. Essas zonas são evidenciadas através de círculos com origem num sistema de coordenadas R — X, cujo raio mede o valor da impedância considerada.

366

Capítulo Dez

A Fig. 10.104 mostra o diagrama de comando simplificado de um relé de impedância. Já a Fig. 10.105 mostra o escalonamento da proteção, relacionando o comprimento da linha de transmissão com o tempo de atuação do O relé de distância à impedância consiste basicamente em uma armadura em charneira e duas bobinas, sendo uma de tensão e outra de corrente. O fluxo produzido pela bobina de tensão tende a abrir os contatos do relé, enquanto o fluxo originado da bobina de corrente tende a fechar esses contatos. O valor dos fluxos depende da distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto de defeito. Há, no entanto, uma situação particular em que as forças resultantes dos fluxos produzidos pelas bobinas de corrente e de tensão se anulam. É o chamado ponto de balanço. Se ocorrer um defeito num ponto situado ligeiramente antes do ponto de balanço, considerando o sentido fonte-carga, o relé fechará os seus contatos. Desta forma, pode-se ajustar o escalonamento de atuação e não-atuação dos relés a partir do seu ponto de balanço. É importante frisar que a atuação do relé de impedância independe do valor da capacidade de geração do sistema. Para melhor entendimento, um relé de distância é ajustado, por exemplo, para atuar em decorrência de F

Fig. 10.104 Diagrama elétrico

Relés de Proteção

367

uma falta na primeira zona, que compreende 80% a 90% do comprimento da linha de transmissão (Ll = 0,80 X L). Este ajuste é feito na unidade Z,, cujo tempo é muitas vezes definido para Tx = 0, que corresponde apenas ao tempo próprio (inércia do relé). Da mesma forma se ajusta a unidade de medida de impedância Z2, para atuar com 50% do comprimento da referida linha, o que corresponde ao tempo de atuação de T2 = 0,50s normalmente admitida na prática. E, finalmente, procede-se ao ajuste da unidade Z3 para a terceira zona, considerando 200% do comprimento da linha, conforme Fig. 10.105. Para uma falta, por exemplo, no ponto médio da linha de transmissão (50%), portanto sob influência da primeira zona de proteção, fecham-se os contatos Z u Z2 e Z3, vistos na Fig. 10.104, energizando-se a bobina de temporiza­ ção BT, depois de o sinal ser dado pela unidade direcional de sobrecorrente através do fechamento do seu contato 67/DIR. Como o contato auxiliar 52a do disjuntor está fechado (disjuntor ligado), a sua bobina de abertura, 52/TC, é energizada, fazendo-o disparar. Ao mesmo tempo, a unidade de bandeirola e selagem é energizada, fazendo atuar o contato de selo BS. Para a ocorrência de uma falta na segunda zona, a unidade direcional de sobrecorrente (67/DIR) atua ao mesmo tempo que as unidades Z2 e Z3 fecham os seus contatos. A unidade Z, não é sensibilizada neste caso. Sendo o tempo ajustado T2 inferior a T3, a bobina do disjuntor é energizada através de (Z2 - CT2 — BS), sendo CT2 e CT3 os contatos do relé de tempo RT. A terceira zona de operação Z3 por abranger as zonas Z, e Z2 sempre atuará, mesmo que o defeito ocorra nas zonas Z, e Z2. Deve-se observar que em todos os casos a bobina de bandeirola e selagem fecha o contato de selo CBS, ga­ rantindo o disparo do disjuntor e protegendo os contatos móveis do relé para a condição de baixas correntes de acionamento. Sinaliza, ainda, em que zona o relé operou. Como o relé dispõe de uma unidade direcional, logo deve-se indicar o semiplano que limita os torques positivo e negativo (restrição) do relé, conforme pode ser observado na Fig. 10.103. O ângulo de torque máximo é ajustado na fábrica, sendo, em geral, de 75°, com corrente em atraso da tensão. Quando se trata de linha de transmissão, esse ajuste permanece, já que nesse caso o ângulo é geralmente superior a 65° (condição de curto-circuito). Para situações diferentes é necessário que sejam feitos ajustes de acordo com o caso. Os ajustes do relé de impedância podem ser feitos com base no resultado da Eq. (10.32). RTC Z s = Z p X ~RTPX K

(1 03 2 )

Zs - impedância do sistema de potência referida ao circuito secundário dos transformadores de medida, em Ü;

Zp - impedância primária do sistema de potência, em íl; K - valor em pu do comprimento da linha que se quer proteger. Quando ao longo do sistema há um transformador de potência, o seu valor ôhmico pode ser calculado pela Eq. (10.33). = 10 X

X z„

(1 0 3 3 )

Temp Z3

t3

4

T2 T, UV

0,80 LLl

0,20

0,50

L2

0,50

„

Fig. 10.105 Diagrama de zonas de cobertura

Distância

L*-3

368

Capítulo Dez

Vn, - tensão nominal primária do transformador, em kV; Pnt - potência nominal do transformador, em kVA; Z,r - impedância percentual do transformador, em %.

Relé de distância à impedância modificada Quando for necessário um relé de impedância de característica cujo centro não passe pelo centro do diagrama R -X de acordo com a Fig. 10.105, pode-se empregar o relé direcional de distância à impedância modificada, cuja característica operacional está toda na Fig. 10.106. Essa característica pode ser obtida a partir do relé de impedância polarizando o circuito de retenção por ten­ são.

Relé de distância à reatância Este relé, doravante chamado de relé de reatância, utiliza a reatância medida desde o início da linha, onde está instalado o relé, até o ponto de defeito. Os relés de reatância são empregados nos sistemas em que a variação da resistência de arco é considerada significativa, já que esses relés não levam em consideração a influência dessa resistência. Neste caso particular, o emprego do relé de impedância seria inadequado porque ele contempla o valor da resistência de arco. Qualquer variação no valor desta resistência, no momento do defeito, não prejudicará o desempenho do relé de reatância. De acordo com a literatura corrente, a resistência do arco pode ser dada pela Eq. (10.34). Ra = 287 X

(10.34)

La - comprimento do arco, em cm; Icc - corrente de curto-circuito, em A. O comprimento de arco La corresponde à distância entre os dois pontos de fases diferentes onde ocorre o defeito. No caso de uma falta entre duas fases de uma linha de transmissão de 69 kV, onde os condutores se aproximaram de uma distância de 240 cm e a corrente de curto-circuito foi de 500 A, a resistência de arco vale: Ra = 287 X

= 1 14 O 5001-4 O relé de reatância está baseado na relação entre o componente indutivo da queda de tensão na linha de trans­ missão devido à ocorrência do curto-circuito e a corrente de defeito correspondente, ou seja: X=

A

y

..X

s e n

/„

^

Fig. 10.106 Característica do relé à impedância modificada

(10.35)

Relés de Proteção

369

A Fig. 10.107 mostra as partes funcionais típicas de um relé de reatância. Destacam-se a unidade direcional de sobrecorrente, caracterizada por uma bobina de tensão, e a unidade de sobrecorrente. O disco de indução montado no circuito magnético visto da Fig. 10.107 tem a finalidade de exercer sobre o eixo um pequeno torque, a fim de manter, em bases aproximadamente constantes, a reatância para uma grande faixa de correntes de defeito. Seu funcionamento está baseado no fluxo produzido pelos enrolamentos de tensão e de corrente, cujo valor é proporcional às grandezas presentes. Com base na Eq. (10.27) faz-se o ângulo 6 igual a 90°, o que resulta na Eq. (10.36), considerando a condição de balanço, isto é, T = 0. —í- = Z X cos [(/> - 90) K2

(10.36)

Como cos ( — 90) = sen ({>, logo tem-se:

— = Z X sen (/> Finalmente, tem-se:

K2

(10.37)

— =X (10.38) K2 Esta equação representa uma reta paralela ao eixo da resistência num plano R-X, como visto na Fig. 10.108. Esta reta representa a condição para T = 0. No semiplano acima da reta, tem-se acondição de torque negativo e, no semiplano abaixo, a condição de torque positivo. O torque máximo do relé, como se pode notar pela Eq. (10.36), é obtido para = 90°, enquanto se verifica também que o torque de operação é tanto maior quanto menor for a tensão presente, conforme Eq. (10.27). O ajuste do relé de reatância pode ser feito a partir da Eq. (10.39). Xs = X„p X R Tp X K (10.39) Xs - reatância do sistema de potência referida ao circuito secundário dos transformadores de medida, em íl; Xp - reatância primária do sistema de potência, em íl; K - valor, em pu, do comprimento da linha que será protegida.

370

Capítulo Dez

Fig. 10.108 Característica do relé de distância

Relé de distância à admitância (MHO) Estes relés são particularmente indicados na proteção de fase de linhas de transmissão longas. Da mesma for­ ma que os relés de distância à impedância, os relés de distância à admitância são sensíveis à resistência de arco, devido à corrente de curto-circuito. Os relés de distância à admitância são também conhecidos como relés MHO e aqui serão tratados apenas como relés à admitância. São relés que apresentam um conjugado que varia segundo a Eq. (10.40). T = - K t X V2 + K2 X V X / X cos (<£ - 6) - K, (10.40) Observa-se que a parcela K t X V2 é diretamente proporcional ao quadrado da tensão, e a parcela K2 X V X I X cos (cp — 6) é diretamente proporcional à tensão, à corrente e ao co-seno do ângulo (cf> ~ 0). Analisando-se a posição de equilíbrio do relé, isto é, a posição em que o relé está no limite de sua operação (ponto de balanço), onde 7 = 0 , obtém-se, em conseqüência, para K3 = 0. V K2 , , v _ = _ L X cos (0 - e) Finalmente, tem-se: Z = — X cos (<£ — O) Ki

(10.41)

Esta equação representa uma expressão polar de uma circunferência, conforme mostrado na Fig. 10.109. Ela representa o lugar geométrico para o torque nulo do relé. O torque positivo está caracterizado para os pontos

Fig. 10.109 Característica do relé de distância

R elés de Proteção

371

situados no interior da circunferência, enquanto o torque negativo está caracterizado pelos pontos situados fora da referida circunferência. Se os valores de K2 e K l forem mantidos constantes e se variar o ângulo de projeto 6, obtêm-se diversas circun­ ferências passando pelo ponto 0 no plano R-X, conforme se vê na Fig. 10.110. Se forem modificados os valores de K2&K{ t mantido constante o ângulo 6, obtém-se uma família de circunferências passando pelo ponto comum no plano R-X, conforme mostra a Fig. 10.111. O relé de distância à admitância é constituído normalmente das seguintes unidades: • unidade de partida, em geral do tipo direcional; • unidade de medida de admitância (1IZ), composta por três unidades: Af„ M2 e M3. Como os relés de distância à impedância, os relés de distância à admitância são caracterizados pelas zonas de proteção que podem atingir em função dos ajustes empregados nas unidades MHO. O diagrama de comando simplificado é visto na Fig. 10.112. A lógica deste diagrama é a mesma descrita para o diagrama da Fig. 10.104. Se certas precauções não forem tomadas, o relé pode apresentar dificuldades na sua operação para defeitos muito próximos à barra de sua instalação. É que, nessas condições, a tensão no sistema chega muito próximo a zero, sem contar a queda de tensão de arco. Como o torque é proporcional à tensão, o relé não apresentaria um torque

Fig. 10.110 Característica

do relé de distância

Fig. 10.111 Característica do relé de distância

Capítulo Dez

Fig. 10.112 Diagrama de comando do relé de admitância operacional capaz de fechar os seus contatos. Isso pode ser constatado através da Eq. (10.40). Para compensar essa anomalia, os relés são dotados de uma ação de m em ória, como é comumente chamada, que se constitui num capacitor que se descarrega imediatamente após o defeito no sistema, polarizando a bobina de tensão do relé.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.10 Considerar o sistema mostrado na Fig. 10.113. Calcular os ajustes dos relés de distância à impedância instalados na subes­ tação A. A carga máxima das linhas L, e L2 está limitada a 75% da capacidade de condução de corrente dos condutores. a) Impedância das linhas e transformadores í?477 = 0,1195/km (Tabela 4.33 do Cap. 4); X477 = 0,2672/km (Tabela 4.33 do Cap. 4). Considerando que a temperatura do cabo da linha de transmissão em operação seja de 75°C, tem-se: R75 = f í 2o x [1 + a 20 x (T2 — 7^)]; ot2o = 0,00393/°C; Rw = 0,1195 X [1 + 0,00393 x (75 - 20)];

Fig. 10.113 Diagrama do sistema elétrico

Relés de P roteção fl75 = 0,1453 íl/km; z477 = R477 + jx „ 7 = 0,1453 + p ,2672 = 0,304 íl/km; Ru = 150 x 0,1453 = 21,7 íl; XL1 = 150 X 0,2672 = 40,0 íl; Ru, = 120 X 0,1453 = 17,4 íl; Xu = 120 X 0,2672 = 32,0 íl; Zu = 21,7 x /40,0 = 45,5 íl; Zu = 17,4 + /32,0 = 36,4 íl. A impedância do transformador de 20 MVA vale: Z,r - 7,09% = 0,0709 pu (Tabela 12.11 do Cap. 12) A impedância média ôhmica vale aproximadamente: „ 10 xVJjxZ, (n//) -

10 X 692 X 7,09 Z m = ----------------------= 16,8 íl/fase

20.000

b) Cálculo da RTP

Vp - tensão no primário do TP; l/s - tensão no secundário do TP. c) Cálculo do RTC lp = 0,75 X 670 = 500 A; lc = 670 A (capacidade de corrente do condutor: Tabela 4.33 do Cap. 4); RTC, = 7Is- = - 5^ = 100. Logo, a RTC1 = 500 - 5:100 d) Relação RTP/RTC RTP, _ 600 _ ' RTC, 100 e) Determinação das distâncias de proteção • Primeira zona: Z, Z,„ = 0,80 X 45,5 = 36,4 ft A distância protegida vale: 36,4 íl = 119,7 = 120 km L, = -Z,! £ - = ---------------Z 477 0,304 íl/km Ou, ainda, neste caso simples: L ,„= 0,80 X 150 = 120 km • Segunda zona: Z2 Deve cobrir 50% do comprimento da linha i.2. Z2p = 45,5 + 0,5 X 36,4 = 63,7 í l A distância protegida vale: = _63l 7_ = zp 0,304 Ou ainda: L2p = 150 + 0,5 x 120 = 210 km. • Terceira zona: Z3 Deve cobrir o sistema além do transformador de 20 MVA. Z3 = 45,5 + 36,4 + 16,8 = 98,7 í l A distância protegida vale:

374

Capítulo D ez A Fig. 10.113 mostra o gráfico de escalonamento das distâncias de proteção do sistema. f) Ângulo de linha x d = arctg — R A resistência do transformador vale: _ P^_ _ 69.997 _ 2 /2 167,32 Pcu = 69.997 W (Tabela 12.11 do Cap. 12); 20000_ =1 V3 X 69 X „ = ^ Z f,- R fr = ^16,82 - 2,502 =16,6 n . Logo, a resistência e reatância totais do sistema valem: R = 21,7 + 17,4 + 2,50 = 41,6 íl; X = 40 + 32 + 16,6 = 88,6 íl; QO fí 9 = arctg — = 64,8°. 41,6 g) Ajuste das impedâncias • Impedâncias secundárias 1 R, Zs

6

= 10íl;

z3= ^ = ie a Pode-se aplicar também a Eq. (10.32).

■(í Z 1s = 4 5 ,5 x í— |x0,80 = 6 fí; 1S v.600J Z 2S= 63,7x| — | = 10ft; 2s 1 600 J Z as = 9 8 ,7 x f — | = 16ft. 35 Uoo J h) Ajuste dos tempos de disparo Os tempos de disparo devem também contemplar a seletividade com outros aparelhos e serão assim ajustados; • Primeira zona: 7, = 0,05 s • Segunda zona: T2 = 0,05 + 0,40 = 0,45 s • Terceira zona: T3 = 0,05 + 0,40 + 0,45 = 0,90 s Nota: Se fosse escolhido um relé de reatância, deveriam ser computados somente os valores de reatância dos cabos e transformadores.

Relé de Distância Digital Os relés digitais contêm funções similares às dos seus antecessores eletromecânicos. Combinam unidades de medida de distância com unidades de medida de tensão e de sobrecorrente direcional. Em geral, os relés digitais incluem as funções de supervisão de disjuntor para registro do número de disparo e supervisão de circuitos de comando de um determinado número de disjuntores. Além disso, esses relés possuem registro oscilográfico, localizador de defeito, registro de eventos e históricos de medidas de corrente, tensão e potência. Da mesma forma que os relés eletromecânicos, os relés digitais apresentam as seguintes unidades:

Relés de Proteção

375

U nidade de m ed id a d e d istâ n cia Os relés digitais dispõem, geralmente, de quatro zonas de proteção independentes. As características básicas dessas unidades são:

a) Características de impedância Esta característica é utilizada pelos relés para realizar a medição de distância das faltas. A impedância do sistema é ajustada através da resistência e reatância desde o ponto de instalação do relé até o ponto onde ocorreu a falha monopolar.

b) Característica de reatância Neste caso, o ajuste a considerar leva em conta somente a reatância do sistema. Em geral, os relés digitais de reatância são polarizados pela corrente de seqüência negativa correspondente à fase considerada. Este tipo de polarização permite eliminar a influência da resistência de falta. Em geral, os relés são dotados de três unidades direcionais, sendo uma para cada fase e comuns para as quatro zonas, porém sempre operando para defeitos ocorridos para frente.

c) Característica MHO Em geral, os relés digitais do tipo MHO são polarizados pela corrente de seqüência positiva correspondente à fase considerada. A Fig. 10.114 mostra a parte frontal de um relé de distância de características MHO de fabricação Inepar.

Unidade de supervisão para frente e para trás Os relés digitais possuem uma unidade de sobrecorrente que tem a função de supervisionar a operação das uni­ dades de medida de distância, estabelecendo um valor mínimo de corrente de atuação. Essas unidades de supervisão são compostas por uma subunidade de supervisão para a frente e uma subunidade de supervisão para trás. A unidade de supervisão referida é essencialmente uma unidade de sobrecorrente, sendo sensibilizada pela corrente de fase cujo valor supere o valor de ajuste. Não tem a função de detectar a direção da falta. Caracterizase pela função de operação das unidades de medida de cada zona, coordenando o ajuste de direção relacionado no relé.

Fig. 10.114 Frontal de um relé de distância de fabricação Inepar

376

C apítulo Dez

Sistemas de Teleproteção Alguns relés de distância são complementados com um sistema de teleproteção para atuação quando da ocor­ rência de faltas na linha não cobertas pela proteção de primeira zona. No sistema de teleproteção os sinais são transferidos de um ponto ao outro extremo de uma linha de transmissão através de diferentes meios de comunicação, ou seja:

a) Onda portadora Também conhecida como sistema de comunicação carrier. Seu funcionamento se baseia na transferência de uma corrente de baixa tensão, baixa intensidade e alta frequência, variando de 20 a 400 kHz, entre um terminal A e um terminal B de uma linha de transmissão. A corrente referida é conduzida pelo próprio condutor da linha de transmissão. O sistema de onda portadora normalmente é composto pelos seguintes elementos: • Transmissor-receptor Tem a função de enviar um sinal de alta freqüência ao capacitor de acoplamento conectado à linha, sempre que receber uma informação do sistema de proteção. • Capacitor de acoplamento Tem a função de injetar o sinal recebido pelo transmissor-receptor na linha de transmissão. Neste caso, o capa­ citor funciona como um filtro, deixando passar os sinais de corrente de alta freqüência e bloqueando as correntes de baixa freqüência, no caso, as correntes de carga. • Filtro de onda Tem como função separar as correntes de alta freqüência, no caso o sinal carrier, e as de baixa freqüência que são as correntes de carga, no extremo oposto da linha.

b) Fibra óptica A teleproteção poderá ser viabilizada através de um cabo de fibra óptica instalado no interior do cabo de potência da linha de transmissão. Esse cabo de potência originalmente é conhecido pelo nome de OPGW. Assim, o sinal elétrico do sistema de proteção é convertido em sinal de luz e injetado no cabo de fibra óptica. Do outro extremo da linha o sinal de luz é reconvertido para o sinal elétrico e conduzido para o esquema de proteção. Tanto o sistema de onda portadora como o uso do cabo de fibra óptica apresentam deficiências operacionais, pois dependem da integridade da linha de transmissão para que funcionem.

c) Sistema de telefonia A teleproteção através do sistema de telefonia a longa distância, ou através da própria internet tem sido muito empregado atualmente. Esse sistema independe da integridade da linha de transmissão. Dessa forma, determinados modelos de relés de distância digitais utilizam a teleproteção como uma forma de haver troca de informação entre os sistemas de proteção à distância, localizados nas extremidades da linha de transmissão. Alguns modelos de relés digitais apresentam alguns esquemas de teleproteção, destacando-se:

a) Atuação por distância escalonada Este esquema não está propriamente integrado ao sistema de teleproteção. Funciona ajustando-se uma tempori­ zação para cada zona a fim de gerar os sinais de atuação. Se for utilizado um dos esquemas adiante mencionados os sinais gerados aqui complementarão o funcionamento das outras funções.

Oscilografia Os relés de distância normalmente são dotados de uma unidade de detecção de oscilação de energia. Seu prin­ cípio de operação é baseado na velocidade que a impedância vista pelo relé passa de uma zona fora da zona de proteção, ajustada na unidade MHO do relé, até o valor da referida impedância ajustada, de forma que esse tempo seja superior a um determinado valor ajustado, normalmente, em 30 ms, podendo-se considerar que não existe um defeito na linha mas apenas uma oscilação de energia.

R elés

de

P ro t e ç ã o

Características técnicas A seguir são m encionadas as principais características técnicas dos relés de distância de fabricação ZiV, ou

• corrente nominal: 1 A e 5 A; • tensão de alimentação auxiliar: 24 a 48 Vcc - 110 a 125 Vcc e 220 a 250 Vcc; • carga em repouso: 8 W; • carga máxima: 20 W; • capacidade térmica permanente: 4 X /„; • capacidade térmica durante 3 segundos: 50 X • limite dinâmico: 240 X In\ • módulo de seqüência positiva: 0,01 a 50 íl; • ângulo de seqüência positiva: 25 a 90° (em passos de Io); • ângulo de seqüência zero: 25 a 90° (em passos de Io); • fator de compensação de seqüência zero: 1 a 8 (em passos de 0,01); • comprimento da linha 0,0 a 400 (em passos de 0,01); • unidade de comprimento da linha: km/milhas; • unidade do localizador: comprimento / % comprimento da linha. As curvas de tempo e corrente do relé em apreço podem ser encontradas nas Figs. 10.115 e 10.116.

Pedido para aquisição Para aquisição de um relé de distância são necessárias, no mínimo, as seguintes informações: • tipo (no caso de se querer adquirir o relé de um determinado fabricante); • corrente nominal;

Fig. 10.115 C u rv a in v e rs a

378

Capítulo Dez

Fig. 10.116 Curva muito inversa • • • • • • •

tensão nominal de alimentação; tensão e corrente de alimentação de entrada; relação dos transformadores de corrente; relação dos transformadores de potencial; reatância, em íl/km; resistência de arco, em íl; coeficiente de terra (por exemplo: 0,79).

10.8 RELÉ DE TENSÃO TEMPORIZADO (27 / 59) Estes aparelhos podem ter tecnologia eletromecânica, eletrônica ou digital.

Relé de Tensão Eletromecânico Os relés de tensão eletromecânicos ou eletromagnéticos temporizados encerram duas unidades de proteção: • unidade de sobretensão temporizada (59); • unidade de subtensão temporizada (27). São aplicados tanto em instalações industriais como em sistemas de potência e apresentados com disco de indução em unidades monofásicas extraíveis. Existem relés de tensão que podem operar tanto na subtensão como na sobretensão. Há certos modelos de relés de tensão, entretanto, que somente podem ser aplicados nos processos de sobretensões ou nos casos de subtensão. Para exemplificar, cita-se o relé IAV51A, de fabricação GE, que é um relé de sobretensão. Já o modelo IAV53A é um relé que pode ser ajustado para proteção de sub ou sobretensão.

Relés de Proteção

379

Os relés de tensão são acionados por uma bobina operada por tensão, montada em um ímã laminado em forma de U. No eixo do disco, à semelhança dos demais relés eletromecânicos, está montado o contato móvel. O eixo tem a sua rotação controlada por uma mola em forma espiralada que fornece uma força em oposição à força de campo. Preso ao eixo, se acha um disco de indução que se movimenta sob efeito de um ímã permanente cuja ação fornece a temporização adequada. Além do mais, apresenta uma unidade de bandeirola e selagem. Esta unidade tem a sua bobina em série e os seus contatos em paralelo com os contatos principais, semelhante ao que já foi exposto para o relé de sobrecorrente. Quando utilizados nessas circunstâncias, os relés de sobretensão (função 59) protegem o circuito para um ex­ cesso de tensão em condições operacionais ou em defeitos de fase-terra. Como se sabe, este tipo de falta provoca

Fig. 10.117 Relé de sobretensão (59)

RS-Contato da unidade temporizada CBS-Contato da bobina de selo

(a) Diagrama de conexão com a rede

(b) Diagrama elétrico

Fig. 10.118 D ia g ra m a s d o r e lé d e te n s ã o

380

Capitulo Dez

sobretensões no sistema que devem ser eliminadas rapidamente. São ligados ao sistema através de um transfor­ mador de potencial que deve suportar pelo menos três vezes a tensão nominal da rede, fato que ocorre devido à tensão de seqüência zero nos sistemas trifásicos não aterrados. Uma das principais aplicações dos relés de sobretensão é na proteção de sistemas isolados ou aterrados com alta impedância, quando da ocorrência de um defeito para a terra. A Fig. 10.117 mostra a parte frontal de um relé de sobretensão (função 59) de fabricação GE, enquanto a Fig. 10.118(a) e (b) apresenta, respectivamente, o diagrama trifilar simplificado de ligação de um relé de sobretensão e o diagrama unifilar correspondente. Os relés de sobretensão são ajustados para atuar somente com a elevação de tensão, fechando os seus contatos para a tensão determinada por uma percentagem do valor do tape. Atuam de acordo com uma curva característica de tempo X tensão dada na Fig. 10.119. O ajuste do seletor de tempo permite que se afaste o contato fixo do contato móvel a uma certa distância que determina o tempo de atuação. É importante lembrar que, para sistemas trifásicos não aterrados, se a tensão secundária do TP é, por exemplo, de 6 7 V, ou seja, ( 1 1 5 / / 3 V ), deve-se utilizar um relé com bobina de 199 V, conforme já mencionado (3 X 67 = 2 01 V). O relé de sobretensão tem uma compensação de freqüência que possibilita o seu funcionamento em condições normais na faixa de freqüência de 30 a 90 Hz. Isso possibilita ao relé atuar com normalidade em instalações li­ gadas à geração hidráulica que, submetida a uma condição de falta, tende a acelerar a rotação de suas máquinas.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.11 Calcular o ajuste do relé de sobretensão instalado no lado secundário de uma subestação de 69/13,8 kV, sabendo-se que o tempo de disparo não deve superar a 12,5 s, quando a tensão subir além de 30% da nominal. • Valor da sobretensão Vs<= 1,30 X V „= 1,30 X 13.800 = 17.940 V • Valor da RTP

Relés de Proteção

381

• Valor da sobretensão no secundário do TP RTP = - ^ — = 17940 =149,5 V RTP 120 • Tape adotado V,= 120 V • Percentagem da tensão em relação ao valor do tape 149 ^

'/- = 1 ^ X100 = 124'5% • Ajuste da curva de temporização Através de curva da Fig. 10.119, tem-se: 7 = 12,5s -» Vper= 124,5% -> dial 5

Já os relés de subtensão (função 27) são os aplicados ao sistema que não deva funcionar em condições de tensão inferior a um determinado valor. É comum a sua aplicação no caso de motores de grande porte, quando se quer impedir o seu funcionamento, a partir de uma queda de tensão no sistema que possa trazer perigo à integridade da máquina. Os relés de subtensão, na maioria dos casos, são dotados de uma unidade de sobretensão. O ajuste da tensão de disparo é feito pela determinação da posição do tape na régua de tapes. Em geral, a faixa de ajuste dos relés é a seguinte: • 55 a 140 V: para relés de modelo 115 V; • 70 a 140 V: para relés de modelo 199 V; • 110 a 280 V: para relés de modelo 208, 230 e 240 V; • 220 a 560 V: para relés de modelo 460 V. Nos relés de sub e sobretensão (funções 27 e 59), ambas as funções contidas numa mesma unidade eletromecânica, a tensão de operação para uma determinado tape é a tensão mínima para a qual os contatos do lado esquerdo fecham. Já os contatos do lado direito se fecham para uma determinada percentagem da tensão de operação. As curvas da Fig. 10.120 mostram as características de operação desses relés de fabricação GE. Assim os contatos da esquerda se fecham quando a tensão se eleva a um valor predeterminado. Já os contatos da direita se fecham quando a tensão do sistema cai a um determinado valor também predefinido. Se a tensão do Fechamento do contato direito em % do acionamento do contato esquerdo 50

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ÍTempo para fechar contatos direitos quando a UC dL-IUI Ictl I Idl IlU UU [contato esquerdo ou mais, nara n valnr inrlina do..

\

\\//

I I 1 1 I I Tempo para fechar os contatos esquerdos quando a tensão é subitamente elevada de zero para o múltiplo de acionamento indicado.

X \\V \Á \

Curvas tempo x tensão do relé tipo 12IAV53A

/ / A \\ \ \ / / / \ \ \V s \ \ / / O\ L

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\

Percentagem da tensão necessária para fechar o contato esquerdo

Fig. 10.120 Curva de atuação do relé de tensão

382

Capítulo Dez

• sistema variar tensão cjue p lado esquerdo. 1.

r pntre os dois valores de tensão definidos nos ajustes anteriores, o relé não atua. Pode^ fechament0 dos contatos do lado direito de 50% a 95% da tensão que fecha os contatos do

acnnPfdn.

Relé de Tensão Digital

Os relés de tensão digitais têm dominado o mercado substituindo com sucesso os relés eletromecânicos e os

relés estáticos ou eletronicos.

Os relés de tensão digitais são normalmente comercializados nas versões trifásicas ou monofásicas e dotados das funções de subtensão (27) e sobretensão (59). Possuem comunicação serial que pode conectar-se a um mi­ crocomputador local ou remoto.

Função de subtensão (27)

Apresenta os seguintes ajustes:

a) Faixa de ajuste da unidade de subtensão para o l.° estágio (V < ) . 2 a 200 V; . 2 a 460 V; . 4 a 800 V. b) Faixa de ajuste no retardo da atuação para o 1.° estágio da unidade de subtensão • 0,04 a 50 s ou bloqueado. c) Faixa de ajuste da unidade de subtensão para o 2.° estágio (V < < ) . 2 a 200 V; • 2 a 460 V; • 4 a 800 V; d) Faixa de ajuste no retardo da atuação para o 2.° estágio da unidade de subtensão . 0,04 a 50 s.

Função de sobretensão (59)

Apresenta os seguintes ajustes:

a) Faixa de ajuste da unidade de sobretensão para o 1.° estágio (V > ) . 2 a 200 V; . 2 a 460 V; • 4 a 800 V. b) Faixa de ajuste no retardo da atuação para o l . ° estágio da unidade de sobretensão: • 0,04 a 50 s c) Faixa de ajuste da unidade de sobretensão para o 2.° estágio (V > > ) . 2 a 200 V; . 2 a 460 V; • 4 a 800 V. d) Faixa de ajuste no retardo da atuação para o 2.° estágio da unidade de sobretensão • 0,04 a 50 s.

Tensão nominal

Os relés podem ser fornecidos nas tensões de 100, 230 e 400 Vca.

Freqüêneia

Os relés podem ser fornecidos nas freqüências de 50 ou 60 Hz que são valores ajustavéis.

Tensão auxiliar

Os relés podem ser fornecidos com tensão auxiliar variando de 16 a 360 Vcc ou ainda com tensão variando entre 16 e 270 Vca.

Relés de Proteção

383

Seleção dos ajustes Os ajustes podem ser efetuados através de teclado frontal. Para se efetuar a alteração dos valores ajustados é necessário o uso da senha.

Reset Pode ser relacionado em automático ou manual.

Componentes auxiliares Os relés de tensão digitais dispõem ainda dos seguintes dispositivos:

a) Display É destinado à indicação dos valores ajustados, à medição de tensão do sistema e à indicação e memorização da tensão de defeito.

b) Leds São destinados à indicação das grandezas que estão sendo medidas, à indicação da fase que atuou e à indicação dos parâmetros de ajuste do relé.

c) Auto-supervisão É constituído de um contato reversível para sinalização.

d) Saída serial Os relés dispõem de duas saídas seriais: • RS 485: para comunicação com os microcomputadores da família PC; • RS 232.

e) Oscilografia f) Registro de eventos

10.9 RELÉ DE TENSÃO INSTANTÂNEO (27 / 59) É um relé eletromagnético dotado de armadura articulada. No caso de desejar uma unidade eletrônica, deve-se utilizar o relé de tensão estático que contém uma unidade de ação instantânea. Os relés de tensão instantâneos eletromecânicos são oferecidos em dois modelos distintos:

a) Relé de subtensão instantâneo Seu campo de aplicação compreende, entre outros, a atuação em casos de subtensão por afundamento da tensão de serviço, transferências de cargas, etc. Quando utilizado em circuitos industriais providos de motores de grande porte, deve-se tomar precauções durante o seu arranque devido à queda de tensão correspondente, que poderá fazer o relé atuar, já que não existe possibilidade de introduzir qualquer retardo adicional na sua operação. Sua temporização própria pode ser dada na Fig. 10.121.

b) Relé de sobretensão instantâneo Este relé atua quando a tensão aumenta de um valor preestabelecido na regulagem. Sua aplicação se faz sentir principalmente na proteção de linhas de transmissão com defeito à terra em sistemas não aterrados ou aterrados com alta impedância. A carga dos relés de tensão instantâneos é de cerca de 5 W. Operam na freqüência industrial e apresentam uma unidade de bandeirola e selagem.

384

Capítulo Dez

Fig. 10.121 Curva do relé

de tensão instantâneo

10.10 RELÉ DE RELIGAMENTO (79)

Os relés de religamento somente devem ser aplicados nas subestações de potência para proteção de alimentador de distribuição ou, em alguns casos, de linhas de transmissão. Nesses sistemas é muito grande a percentagem de defeitos transitórios como, por exemplo, o toque de galhos de árvores nos cabos condutores aéreos durante a passagem de uma onda de vento mais forte. O defeito é logo removido sem a necessidade de deslocamento de uma turma de manutenção. Caso contrário, sem o emprego do relé de religamento, a turma de manutenção deveria percorrer o alimentador à procura de anormalidades que geralmente não iria encontrar neste caso específico, antes de religar o disjuntor na subestação. O relé de religamento não deve ser aplicado em instalações comerciais e industriais. Neste tipo de instalação, os defeitos são normalmente persistentes, evitando-se, desse modo, o fechamento do disjuntor quase sempre em situação de falta permanente. Durante os surtos de manobras, em que a corrente de pico é normalmente muito elevada, o relé de religamento poderia atuar se não fosse o bloqueio de que dispõe, ligado a uma unidade de atuação instantânea de um relé de sobrecorrente. Se a falta for de caráter permanente, a proteção temporizada do relé de sobrecorrente fará o desligamento do religador. Os relés de religamento devem ser aplicados exclusivamente em circuitos radiais. Para isso, são utilizados religadores que nada mais são do que disjuntores de alta capacidade de ruptura e próprios para operarem sob condição de curto-circuito repetidas vezes. Para reduzir as perturbações no fornecimento de energia ao consumidor, torna-se necessário ter-se um ciclo de religamento com o tempo de extinção do arco, denominado ciclo rápido , que fica geralmente em cerca de 0,3 s. Com a persistência do defeito, entra em ação o segundo ciclo, denominado ciclo longo. Há concessionárias cujos estudos de religamento determinam um segundo ciclo longo, caso haja insucesso no primeiro. Tem-se utilizado, mesmo que raramente, um terceiro ciclo longo, devendo-se, neste caso, analisar as conseqüências negativas para o sistema. Nessas condições, a capacidade de ruptura do disjuntor fica reduzida, os transformadores de medida podem sofrer aquecimento exagerado, bem como as chaves seccionadoras e outros equipamentos que estejam instalados no alimentador com defeito.

Relé de Religamento Eletromecânico

É constituído basicamente de um motor síncrono que comanda uma série de pequenas chaves auxiliares. Permite um religamento inicial instantâneo e três religamentos com retardo. Uma unidade de tempo ajustável em passos de 5 s permite a seleção do tempo de religamento. Para ajustes inferiores, o relé dispõe de um seletor que possibilita tempos em passos de 0,5 s até 5 s, como final de escala. No Cap. 17, que trata de religadores, serão acentuadas com mais detalhes as funções dos relés de religamento.

Relé de Religamento Estático

Construtivamente os relés de religamento estáticos compõem-se dos seguintes elementos básicos:

Relés de P roteção

T«M*O 01 ■(A>Mf ■ SCO.

(2 )

385

TtM POS OC M llOAM CNTO - MO.

Westinghouse OIVISAO à U IIN I

OAMtKElll

Fig. 10.122 Frontal

de um relé de religamento estático

• unidade de temporização de religamento; • unidade de temporização de rearme; • unidade de registro de religamento; • unidade de indicação de operação. A unidade de temporização de religamento tem a finalidade de controlar os circuitos internos do relé respon­ sáveis pela energização da bobina de fechamento do disjuntor. A unidade de temporização de rearme tem a finalidade de determinar o tempo de espera para que o relé volte ao seu estado de operação inicial após um religamento. Se o disjuntor nãodisparar durante o período ajustado para o rearme, o relé de religamento considera o defeito removido. A unidade de indicação de operação é composta por um conjunto de diodos emissores de luz, denominado LED, que visualiza a posição do registrador de operação. O relé de religamento RCS-II, de fabricação Westinghouse, apresenta as seguintes características básicas operacionais: • três tempos de religamento; • primeiro seletor de religamento: com ajuste de 0 a 120 s; • segundo seletor de religamento: com ajuste de 5 a 120 s; • terceiro seletor de religamento: com ajuste de 5 a 120 s; • tempo de rearme: o ajuste do seletor é de 20 a 120 s; • número de disparos para o bloqueio: o seletor pode ser ajustado em 1, 2, 3 ou 4 disparos. A Fig. 10.122 mostra a parte frontal do relé RCS-II, onde podem ser observadas todas as características básicas anteriormente mencionadas. Os relés de religamento podem ser alimentados em corrente alternada (110 ou 220 V), ou em corrente contínua (24-48 ou 125 V).

Pedido para aquisição

Para aquisição de um relé estático de religamento são necessárias as seguintes informações: • tipo (no caso de tratar-se de um relé específico de um determinado fabricante); • tensão nominal de alimentação auxiliar; • temporização nominal dos ciclos de religamento; • tempo de desbloqueio e de relaxamento; • registrador de operação.

386

Capítulo Dez

Relé de Religamento Digital

É um relé de proteção trifásico mais neutro, dotado de unidades de sobrecorrente de fase e neutro nas funções instantânea e temporizada. Além das unidades de sobrecorrente, o relé de religamento digital apresenta ainda as seguintes características: a) Religamento automático • uma atuação instantânea; • uma a quatro atuações retardadas. b) Monitoramento das condições do disjuntor • momento adequado para a manutenção; • indicação do estado do disjuntor. c) Possibilidade de bloqueio externo para as funções 59, 50/51 e 50/51-N. d) Sinalização por fase e neutro. e) Entradas e saídas programáveis. f) Funções programáveis. g) Indicação de corrente. h) Indicação de valores de ajuste. i) Registro de eventos. • valores de corrente; • número de partidas; • número de religamentos; j) Comunicação serial. 1) Auto-supervisão. Como se observa, os relés de religamento digitais são dotados de recursos de grande utilidade no desempenho de um projeto de proteção avançado.

10.11 RELÉ DE GÁS OU RELÉ DE BUCHHOLZ

Conhecido comumente como relé de Buchholz, é aplicado somente na proteção de transformadores de potência equipados com conservadores de óleo e sem nenhum espaço de gás dentro do tanque do equipamento. O relé de gás é instalado no tubo que liga o tanque principal ao vaso conservador de óleo. A principal função do relé é a proteção do transformador quando ocorre um defeito entre espiras, entre partes vivas, entre partes vivas e terra, queima do núcleo, vazamento de óleo no tanque ou no seu sistema de resfriamento. O relé de gás atua perante a formação de gases onde há súbita variação do nível de óleo, em virtude de operação anormal do transformador. É capaz de detectar a presença de pequenos volumes de gás no interior do óleo, donde se pode concluir que é capaz de detectar a existência de arcos de baixa energia ou simplesmente descargas parciais. A presença de corrente de fuga e fortes correntes de Foucault em partes metálicas também pode provocar de­ composição nos materiais sólidos e líquidos, resultando, em conseqüência, na formação de gases. Quando o transformador a óleo mineral é submetido a um forte resfriamento, acompanhado de uma queda rápida da pressão atmosférica durante uma mudança brusca de tempo, caso particular de algumas localidades da Região Sul do Brasil, pode-se ter uma separação rápida do ar, ainda que seco, contido no interior do líquido isolante. Os gases se acumulam no relé, que opera normalmente, cheio de óleo. Se a formação desse fenômeno é lento, o sistema de bóia superior atua logo que se tenha acumulado um certo volume de gás, que provoca o deslocamento de líquido isolante. Para melhor se compreender a atuação do relé de gás, é necessário observar a Fig. 10.123, que indica a posição de sua instalação no transformador, e a Fig. 10.124, que apresenta o interior do próprio relé. Já as Figs. 10.125 e 10.126 mostram o relé de gás frontal e lateralmente indicando seus componentes de operação, enquanto a Fig. 10.127 mostra o mesmo relé de gás instalado no tanque de um transformador de potência. Para demonstrar a operação dos elementos do relé de gás, observar a Fig. 10.128(a), (b) e (c). Para melhor compreensão, verificar a Fig. 10.129. Pode-se perceber, através da Fig. 10.124, que o relé de gás possui dois flutuadores B e C. Em condição de ope­ ração normal do transformador, os flutuadores mantêm abertos os contatos das ampolas de mercúrio. Se ocorrer um pequeno defeito no interior do transformador, surge uma certa quantidade de bolhas de gás que vai subindo e se acumulando na câmara superior do relé, provocando o deslocamento do óleo existente no seu interior, que, em conseqüência, faz o flutuador B descer. Como a ampola de mercúrio está diretamente ligada ao flutuador através de uma haste que permite a sua rotação por meio do ponto P, então o mercúrio, do interior da ampola, se desloca fechando os contatos presentes.

Relés de P roteção

387

Fig. 10.123 Localização do relé de Buchholz Deve-se observar que, no caso de um defeito incipiente, o próprio gás formado, devido à falha no transforma­ dor, age diretamente no flutuador B, ocupando o espaço do óleo fazendo descer o flutuador e fechando o circuito elétrico através da ampola de mercúrio. Não se regista, neste caso, nenhuma turbulência maior no interior do relé. Já num segundo caso, quando ocorre, por exemplo, um curto-circuito franco de alta corrente, provocando grande quantidade de gases, o deslocamento do flutuador C se faz pelo movimento do fluxo de óleo no sentidodo conservador de óleo. Posteriormente, os gases atingirão o relé. Para que o óleo do transformador possa ser tratado através do filtro prensa, permanecendo o equipamento em plena operação, é necessário que o ajuste a ser dado à palheta F da Fig. 10.124 seja tal que não se desloque du­ rante a partida ou parada do filtro prensa. Também, durante os ciclos de carga, o óleo se desloca, aumentando o volume, quando a demanda está elevada, e reduzindo-o para a situação de carga leve. Nesse movimento de massa do líquido isolante, a palheta não deve mover-se da sua posição, a fim de não provocar uma saída intempestiva do transformador. Porém, se houver vazamento de óleo através da carcaça do transformador, o relé de gás atua pelo deslocamento descendente do flutuador B.

F i g . 1 0 .1 2 4 C o m p o n e n te s d e u m r e lé d e B u c h h o lz

Capítulo Dez

T e rm in a is e x te rn o s dos c o n ta to s d as a m p o las d e m ercúrio

m

V is o r do nível de óleo Para o ta n q u e d e e x p an sã o C irculação do óleo do tra n s fo rm a d o r

Fig. 10.125 Relé

de Buchholz: vista frontal

JL

Flutuador superior

^

Flutuador inferior—^

,

m Fig. 10.126 Relé

de Buchholz: vista interior

Tan q u e de expansão de Buchholz

Junta de união do ta n q u e do tra n s fo rm a d o r

Fig. 10.127 In s ta la ç ã o d o r e lé d e B u c h h o lz

Relés de P roteção

389

Fig. 10.129 Relé de Buchholz

O relé de gás está baseado em duas ampolas de mercúrio. Há outros tipos de relé de gás, também providos de dois flutuadores, conforme mostram as Figs. 10.129(a) e (b). O princípio de funcionamento é o mesmo já descrito. A observação da quantidade e a análise do aspecto dos gases desprendidos do óleo do transformador permitem que se determine a localização dos defeitos, ou seja: • gases brancos: se caracterizam pela combustão de papel, podendo-se concluir que o defeito é entre espiras; • gases amarelos: se caracterizam pela combustão de madeira; neste caso, o defeito pode ter atingido as peças de apoio do núcleo, quando de madeira; • gases negros: se caracterizam pela combustão de óleo. Quando a atuação do relé se faz através do flutuador superior, os contatos devem fazer operar no Quadro de Comando, apenas o alarme. Se, contudo, a atuação for do flutuador inferior, os contatos devem fazer atuar o relé de bloqueio com rearme manual, devido à gravidade do defeito. A seguir estão relacionados os defeitos mais importantes num transformador, que devem sensibilizar o relé de gás. São eles: • defeito entre espiras ou entre partes vivas e a massa metálica não condutora do equipamento, conseqüência, em geral, de sobretensões de manobra ou surtos atmosféricos. Com o rompimento da isolação, surge o arco que decompõe o óleo; • sobrecargas contínuas, além dos limites estabelecidos no Cap. 12, provocam redução da vida da isolação até que inesperadamente as espiras entram em curto-circuito num ponto mais fraco. Os gases formados são

390

CapItülo Dez

lançados violentamente do interior do enrolamento, provocando um intenso fluxo que atingirá o flutuador inferior do relé de gás, fazendo operar o disjuntor; • quando o gás produzido no interior do transformador é inflamável, pode-se concluir que ocorreuuma falha interna e, nesse caso, deve operar a bóia superior; • se o gás produzido no interior do transformador não for inflamável, pode-se concluir que existe ar no interior do equipamento ou umidade e, nesse caso, deve operar a bóia superior; • a ruptura de conexões produz um intenso arco, formando uma onda de fluxo de óleo que sobe ao tanque de expansão, atingindo o flutuador inferior; • redução da rigidez dielétrica do óleo, em conseqüência das alterações na sua composição química. No início, ocorrem pequenas descargas, que não são detectadas pelo relé de gás; dentro de pouco tempo, porém, haverá danos significativos ao equipamento, com a formação de gases que devem sensibilizar o relé. Os relés de gás são construídos em função da potência nominal do transformador em que serão instalados, porque o volume de gás necessário para acionar o flutuador inferior depende do tamanho dotransformador. O volume das câmaras de acumulação pode ter os seguintes valores: • P nl ^ 5 MVA: cerca de 120 cm3; • 5 < P nl :£ 10 MVA: cerca de 215 cm3; • P nl > 1 0 MVA: cerca de 280 cm3. É bom não confundir relé de gás, tradicionalmente conhecido como relé de Buchholz, com o relé detector de gás ou com o relé de súbita pressão de gás, comentados no Cap. 12 - Transformadores de Potência.

10.12 RELÉ DE FREQÜÊNCIA

São empregados para realizarem a medição da freqüência e atuam para o valor desejado de tempo. Podem responder com operação instantânea, em tempo definido e em tempo independente. Os ajustes necessários são feitos na parte frontal do relé. De acordo com o esquema funcional da Fig. 10.130, característico do relé RFE 400 da Schlumberger, o relé estático é composto basicamente dos seguintes módulos: • módulo de entrada; • fonte auxiliar; • derivador; • conversor; • bloqueio; • detector de nível. O integrador linear, visto na Fig. 10.130, recebe os pulsos de um derivador em fase com a freqüência de ali­ mentação, porém, independentemente da amplitude, e a cada pulso, o nível atingido pela rampa é comparado

A B C D TP

I

Conversor Derivador Integrador I---- 71 -----Partida lindar r

Ajuste de tempo

0 - & 7 O - I l>

i^Ãjüste Ajuste de

freqüência

40% l/„— Fonte auxiliar

í=

Temporização de bloqueio

0

Saída instantânea

Bloqueio

0

Sinalização

, Botão de restabelecimento

Fig. 10.130 D ia g r a m a fu n c io n a l d o r e lé d e f r e q ü ê n c ia e s tá tic o

Relés de P roteção

391

através do detector de nível cuja saída é mantida durante o intervalo de um ciclo. O bloqueio da medida é feito a cada ciclo através de detectores de nível. Os relés de freqüência podem ser ajustados tanto para atuação em situações de subfreqüência como no caso de sobrefreqüência. Sabe-se que os geradores quando operam em determinados instantes, fornecendo uma potência inferior à exigida pela carga, podem fornecer ao sistema freqüências abaixo do valor nominal. Já o fenômeno de sobrefreqüência ocorre, em geral, quando determinados blocos de carga são desligados do sistema de forma intempestiva, provocando, conseqüentemente, sobrevelocidade nos geradores da usina. Nesses casos, são empregados esquemas de inserção de carga, através da entrada escalonada de disjuntores dos circuitos atingidos, de maneira que levem o sistema a sua condição normal de operação. Nesses dois casos utilizam-se os relés de freqüência cujos ajustes devem ser feitos para as condições desejáveis. Os relés de freqüência normalmente possuem um ajuste contínuo da freqüência de partida, ou seja: 40 a 50 Hz e 60 a 70 Hz. São alimentados através de um transformador de potencial cuja tensão secundária pode ser 115/\Í3 V, 115 e 115 X \p2> V. Operam normalmente na faixa de tensão entre 40 e 120% da tensão nominal. Abaixo da percentagem da tensão mínima, o relé fica bloqueado. Pode receber alimentação auxiliar em tensão contínua de 48, 110, 125, 220 e 250 Vcc. Opera na unidade instantânea em 50 ms. O ajuste de tempo pode ser: 0,1, 0,2, 1,0 e 2,0 s.

Pedido para Aquisição

Para aquisição de um relé de freqüência estático são necessárias, no mínimo, as seguintes informações: • tipo (no caso de se referir a um relé específico de um fabricante); • tensão nominal de alimentação de entrada; • tensão nominal de alimentação auxiliar; • faixa de ajuste da freqüência; • valores nominais das temporizações.

10.13 RELÉ DE TEMPO

Estes aparelhos anualmente são fornecidos quase que exclusivamente em unidades de componentes estáticos. São aplicados em esquemas de proteção onde há necessidade de temporizadores, tais como partida de motores de grande porte acionados através de chaves compensadoras ou estrela-triângulo, processo de escalonamento de saída ou entrada de máquinas, etc. Apresentam várias faixas de tempo de atuação e possibilitam a repetição de atuação. São alimentados, em geral, em corrente contínua, de forma que forneçam o tempo de atuação com exatidão. Dispõem de uma unidade de bandeirola e selagem (parte eletromecânica). A tensão de alimentação dos relés de tempo pode variar, conforme o pedido. Em geral, é de 48 a 125Vcc. Os relés possuem uma escala de tempo que varia de um valor mínimo a um máximo.

Pedido para Aquisição

Para aquisição de um relé de tempo estático são necessárias as seguintes informações: • tipo (depende do modelo do fabricante específico); • tensão de alimentação auxiliar; • tensão de alimentação de entrada; • faixa de ajuste do tempo de atuação.

10.14 RELÉ AlIXILIAR DE RL0QUEI0 (86)

Os relés auxiliares de bloqueio são dispositivos que se empregam em esquemas deproteção, de forma aasse­ gurar a integridade dos equipamentos de força e a segurança dos operadores. Quando um sistema sofre um defeito, faz atuar a unidade de proteção responsável pela eliminação da falta correspondente. O sinal emitido pela unidade de proteção atua inicialmente sobre o relé auxiliar de bloqueio que, em seguida, fecha os seus contatos sobre a bobina de abertura do disjuntor. O esquema unifilar de proteção de sobrecorrente, visto na Fig. 10.131, ilustra o que se acabou de descrever.

C a p ít u l o D e z

Fig. 10.131 Localização do relé de bloqueio no diagrama elétrico

As funções básicas em que normalmente se empregam os relés auxiliares de bloqueio são: • disparo e bloqueio imediato do disjuntor principal de uma instalação, conforme Fig. 10.131; • disparo e bloqueio imediato do disjuntor principal e dos disjuntores auxiliares; • disparo e bloqueio imediato de todos os disjuntores de um determinado barramento, de acordo com o dia­ grama na unifilar da Fig. 10.34. Em geral, numa subestação, o relé de bloqueio recebe impulso dos seguintes relés: • relé de sobrecorrente de fase e de neutro (50/51 - 50/51-N); • relé diferencial do transformador (87); • relé de sobrecorrente de terra (50/51-G). Em suma, o relé de bloqueio é indicado para aplicações onde é necessária a execução de um determinado número de operações simultâneas sobre um ou mais disjuntores. Normalmente, os relés eletromecânicos são dispositivos de comprimento profundo e alguns modelos dispõem de uma grande quantidade de contatos. A metade está normalmente fechada para a condição de operação do sistema, e a outra metade, aberta para a condição de desenergização do sistema. A Fig. 10.133 mostra o aspecto externo do relé. Já a Fig. 10.132 mostra o diagrama de contatos.

Fig. 10.132 D ia g r a m a d e c o n ta to s

d o re lé d e b lo q u e io

Relés de P roteção

393

Os relés auxiliares podem ser fornecidos com uma grande quantidade de contatos eletricamente separados. Além desses, dispõem de mais dois contatos ligados em série com a bobina de operação, geralmente utilizados para a desenergização de sua bobina após a operação do relé. O eixo que comanda a operação dos contatos do relé se mantém armado através de uma trava mecânica. Preso ao eixo acha-se uma mola que permanece tensionada na posição de travamento do eixo. A liberação da trava é feita por meio de um solenóide, cuja bobina, quando energizada, faz deslocar a trava, permitindo que a mola, solidária ao eixo, promova a sua rotação, de forma que abra os contatos que se acham fechados (NA) e feche os contatos que se encontram abertos (NF). O tempo de atuação do relé auxiliar de bloqueio eletromecânico é muito rápido, da ordem de 15 ms. A condição de operação do relé pode ser identificada através do sistema de bandeirola. Se a bandeirola apresentada for de cor preta, o relé está armado. Se a bandeirola presente for de cor alaranjada, o relé foi acionado. Para esclarecer o emprego e a posição que o relé auxiliar de bloqueio assume num esquema de proteção, observar o diagrama unifilar da Fig. 10.134. A unidade de temporização da proteção de terra do transformador (51-T), a unidade temporizada de fase (51) e a proteção diferencial (87) atuam sobre o relé auxiliar de bloqueio (86) que, por sua vez, e juntamente com as proteções térmicas (26 e 49) e de gás (63), atuam sobre a bobina de abertura dos disjuntores.

Fig. 10.134 D ia g r a m a e lé tr ic o

394

C a p ítu lo D ez

Os relés de bloqueio digitais desempenham as mesmas funções dos relés eletromecânicos. No entanto, o des­ bloqueio desses relés é feito através de senha alfanumérica garantindo que a sua operação em condições normais seja realizada com segurança por pessoa credenciada. Já o desbloqueio dos relés eletromecânicos é feito através de uma chave do tipo convencional entregue à pessoa credenciada para operação do sistema (substação ou mina).

Pedido para Aquisição

Para aquisição de um relé auxiliar de bloqueio são necessárias as seguintes informações: • tipo (depende do modelo do fabricante específico); • tensão de alimentação auxiliar; • tensão de alimentação de entrada; • número de contatos NA e NF disponíveis.

10.15 RELÉ TÉRMICO

Relés térmicos são destinados à proteção de grandes máquinas, tais como transformadores de potência, motores de indução e geradores. Os relés eletromecânicos são dotados de um disco de indução do tipo wattimétrico, pro­ jetados para serem utilizados com um detector de temperatura por resistência (RTD). São utilizados na proteção de máquinas que, quando submetidas a sobrecargas pesadas, ficam submetidas a uma elevação de temperatura substancial. Os relés reproduzem a temperatura do equipamento e não a elevação de temperatura. São empregados em unidades geradoras com potência nominal igual ou superior a 500 kVA, em motores com potência nominal da ordem de 700 cv e em transformadores com potência nominal igual ou superior a 1.000 kVA. O ajusteda tempe­ ratura pode ser obtido através de um seletor fixado na parte frontal do relé. O relé térmico pode acionar a bobina de abertura do disjuntor ou alternativamente operar um dispositivo de alarme ou outro dispositivo que possa agir sobre partes do sistema, eliminando cargas não prioritárias. Apresenta ainda uma unidade de sinalização do tipo armadura articulada, que identifica o estado operativo do relé. São conectados aos circuitos que alimentam os equipamentos que se quer proteger através de um transformador de potencial que energiza um detector de temperatura controlado por um reostato. O relé térmico opera na faixa de temperatura de 80° a 120°C para um determinado modelo e de100° a 160°C para outro modelo do mesmo fabricante. Os relés são alimentados por fonte de tensão alternada em 120 V, através de transformadores de potencial. A carga do circuito wattimétrico do relé na tensão de 120 é de 2,18 W, o que corresponde a uma corrente de 0,066 A. A resistência do detector de temperatura (RTD) é de 10Í1.

Fig. 10.135 D ia g r a m a d e u m

r e lé té rm ic o

Relés de P roteção

395

Pedido para Aquisição

Para aquisição de um relé térmico são necessárias, no mínimo, as seguintes informações: • tipo (modelo do fabricante desejado); • tensão da bobina da unidade wattimétrica; • temperaturas mínima e máxima a serem controladas; • resistência do detector de temperatura por resistência (RTD).

10.16 RELÉ PARA PROTEÇÃO DE MOTOR (49)

Os motores de grande potência necessitam de proteção segura e eficiente, dado o alto custo que representam e a confiabilidade que se deve manter no serviço que prestam, como, por exemplo, uma estação de tratamento e bombeamento de água (elevatória) de um grande centro urbano. A proteção de motores elétricos considera­ dos de média capacidade pode ser feita utilizando-se um conjunto de relés de sobrecorrente temporizados de fase e de neutro (51 e 51 N), associado a uma proteção por termitores alojados no interior dos enrolamentos da máquina. No entanto, motores de elevada capacidade, acionando cargas importantes, devem ser protegidos por relés que disponham de várias funções inerentes à operação desses motores em diferentes condições. Existem no mercado vários tipos de relés dedicados à função de proteção de motores elétricos, cada um dotado de características próprias com disponibilidade de maior ou menor quantidade de funções. Atualmente, o uso de relés de proteção de motores de elevada capacidade está praticamente restrito a relés digitais que podem ser empregados em motores de baixa e média tensão. É bom saber que os relés de proteção de motores elétricos, apesar de suas diversas funções de proteção, não protegem efetivamente o motor em todas as circunstâncias operacionais. Por exemplo, se houver um defeito interno entre espiras, o relé irá operar, porém o motor, nesta condição, já está danificado, cabendo ao relé proteger, agora, os condutores de alimentação do motor. As principais funções disponíveis nos relés digitais são:

a) Proteção de sobrecorrente temporizada (/>) (51)

Também conhecida como proteção de baixo ajuste, esta função protege o motor contra correntes elevadas que podem ocorrer logo após concluído o processo de partida.

b) Proteção de sobrecorrente instantânea (/>>) (50)

Também conhecida como proteção de alto ajuste, esta função protege o circuito do motor contra correntes de curto-circuito que podem ocorrer no interior do bobinado ou no circuito de alimentação do motor. Essa proteção pode ser do tipo instantânea ou de tempo definido.

c) Proteção de sobrecorrente de falha à terra (50/51-N)

Tem por finalidade proteger o circuito do motor quando ocorrem defeitos internos ao motor, entre partes vivas e carcaça ou defeitos à terra do circuito de alimentação.

d) Proteção de sobrecarga térmica (49)

Esta função tem por finalidade proteger o motor, quando submetido a uma carga, no eixo, superior à sua ca­ pacidade nominal. Em alguns relés existe uma função de pré-alarme de sobrecarga que sinaliza ao operador a tendência da evolução crescente da carga. Deve-se lembrar que os motores que operam em regimes, por exemplo, S3 e S4 dificilmente po­ dem ser protegidos por essa função devido a sobrecargas intensas que ocorrem em curtos intervalos de tempo. Os relés apresentam curvas características de tempo X corrente, considerando as condições de motor a frio e motor a quente. A Fig. 10.136 fornece a curva característica de atuação de um relé a quente e a frio.

e) Proteção de seqüência negativa

Quando o motor é alimentado por um sistema de tensão desequilibrada fica submetido a um conjunto de valores de mesmo módulo de tensão e corrente, girando no sentido inverso à rotação normal e que gera um conjugado

Capítulo D ez

4 800 700 600 500

1 I

400

Constante de te m p o do m o to r: 20 m inutos

! i i

300 200

\ \

\

\ \\ \ v \

70 60 50 40

\

\

\ i

v

\ \ \s \ \ \ \ \

\

30

\

20

\

\

V A -

V-

\ \

\

\ \

\

V

\

\ \ \

\

\ \

1

\ A

7

\

\

\

6

5 4 3

2

1 L U ----I...I- 1 - )---- ----- ---- 1

0

2

\

s\ \ \ \ \ \ \\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \

3

l I I----

r] Curva média

L Cur\ a a Ino

1

Curva a quente M o tor 90% da corrente de ajuste 1 Para corrente do m o to Curva a quente antes da sobrecarga M o tor = 1 0 0 % da \ corrente de ajuste .lb ,y| w n v m v V.V y) -----------------------------

=

4 5 6 7 8 910

»1 1 |

20

30

^

------

4 0 50 60708090100

Múltiplo da corrente ajustada

Fig. 10.136 Curva de atuação de um relé digital

negativo, tal qual fosse introduzido no seu eixo uma carga adicional. Esse fenômeno pode ocasionar uma sobre­ carga no motor se este estiver operandona sua capacidade nominal. As anomalias mais comuns quepodem ocorrer na operação de um motor capazes de gerar componentes de seqüência negativa são: • tensões desequilibradas; • queima do fusível; • falta de fase; • impedâncias desiguais nos enrolamentos do motor; • curto-circuito incipiente entre espiras. As correntes de desequilíbrio podem ser conhecidas a partir da Eq. (10.42). I

I fa

1 fl>

'■ ------7 J -

Ifa - corrente na fase A; Ip - corrente na fase B. A corrente Id na realidade é a própria corrente de seqüência negativa.

f) Proteção contra inversão de fase (47)

(10.42)

Esta função tem por objetivo evitar danos à máquina à qual está acoplado o motor ou proteger o próprio motor quando este é alimentado por um conjunto de vetores de tensão girando no sentido contrário ao sentido normal de rotação do motor.

Relés de Proteção

397

g) Proteção de subcorrente (37)

Existe uma função adicional em alguns relés, denominada proteção de subcorrente de tempo definido, cuja função é desligar o motor quando este está operando com um valor de corrente de carga inferior a um determinado valor ajustado, durante um intervalo de tempo definido e selecionado no relé. Normalmente é utilizada contra operação do motor em corrente em vazio.

h) Proteção contra número excessivo de partidas (66)

Em geral, é de seis a oito o número de partidas que normalmente um motor pode efetuar por hora. Além disso, e dependendo da intensidade do conjugado da carga, o motor aquece e pode ter a temperatura do seu bobinado ultrapassado, atingindo valores inaceitáveis sob o ponto de vista da isolação. Assim, essa função protege o motor limitando o seu número de partidas num determinado intervalo de tempo. Além do número de partidas, leva-se em consideração o tempo de sua duração.

i) Proteção contra rotor travado

Esta função tem por objetivo evitar que durante a partida do motor o rotor trave em conseqüência do conjugado de carga que pode superar o conjugado do motor.

j) Proteção contra perda de fase (48)

Esta função evita que o motor opere alimentado apenas por duas fases.

Além das funções de proteção, os relés digitais para proteção de motores ainda apresentam as seguintes ca­ racterísticas:

a) Registro de dados elétricos

São registrados os seguintes parâmetros elétricos: • tensões de fase; • correntes de fase; • potências ativas e reativas consumidas; • fator de potência.

b) Registros de dados estatísticos

Os dados operacionais de importância também são registrados para análise, ou seja; • número de partidas efetuadas; • horas de funcionamento do motor; • hora da última partida; • valor da corrente durante a última partida; • número de atuações da proteção. Os principais dados técnicos dos relés de proteção de motores disponíveis no mercado são: a) Corrente nominal: 1 A ou 5 A. b) Consumo de energia: • para 1 A: 0,2 VA. • para 5 A: 0,1 VA. c) Faixa de frequência: 40 a 70 Hz d) Ajuste da corrente • faixa de ajuste da corrente: (0,1 a 4,0) X em passos de 0,1 de /„; • faixa de ajuste do tempo: 1 a 120 s, em passos de 5 s; • faixa de ajuste do pré-alarme: 5 a 100% da capacidade térmica. e) Seqüência negativa de fase: (0,15 a 0,3) X /„, em passos de 10% de /„ f) Proteção contra curto-circuito • alto ajuste (I>>): (2 a20) X /„; • tempo de retardo: 0 a 1s,em passos de 0,2 s.

Capítulo Dez

g) Proteção de sobrecorrente • baixo ajuste (I>): (1,1 a 4,0) X In, em passos de 10% de • tempo de retardo: 0,5 a 5 s, em passos de 0,5 s. h) Proteção contra subcorrente • faixa de ajuste: (0,2 a 1,0) X /„; • retardo de tempo: 1 a 120 s, em passos de 5 s. i) Proteção de falha à terra • faixa de ajuste: (0 a 0,4) X /„, em passos de 0,04 de /„; • tempo de retardo: 0 a 1 s, em passos de 0,2 s. Os relés digitais são normalmente dotados de uma saída RS485 para permitir ao usuário ajustar, visualizar os ajustes e os valores medidos, através de um terminal remoto. EXEMPLO DE APLICAÇÃO 10.12 Calcular os ajustes necessários à aplicação de um relé digital considerando o diagrama unifilar da Fig. 10.137, sendo os seguintes os dados disponíveis: a) Dados do motor • potência: 1.200 cv; • tensão nominal: 4.160 V; • fator de potência: 0,86; • rendimento: 0,95; • tempo de partida (7pm): 3,5 s; • constante térmica do motor (Klm): 20 min; • corrente de partida/corrente nominal: 4,5; • corrente em vazio: 40,5A. b) Dados da subestação • potência: 5 MVA;

Fig. 10.137 D ia g r a m a u n if ila r

Relés de P roteção

399

• impedância: 12,5%; • tensões: 72,5/4,16 kV. c) Dados do sistema • corrente de curto-circuito trifásica na barra secundária da subestação: 4.000 A; • corrente de curto-circuito fase e terra mínima na barra secundária da subestação: 16 A. Considerando-se que o projeto refere-se a uma estação de tratamento de água potável, admitir que os circuitos de alimen­ tação dos motores são curtos o suficiente para que os níveis de curto-circuito mencionados na Fig. 10.137 sejam os mesmos nos seus terminais. a) Corrente nominal do motor 0,736X1.200 Inm = —r=-------------------------- = 150 A V3 x 4,16X0,95X0,86 b) Transformador de corrente = -ís- = ^ 5 2 ° = 200 A

p 20 20 Nota: O fator 20, que determinou a corrente do primário do transformador, garante, a princípio, que o TC não sofrerá satu­

ração durante a ocorrência do defeito. Logo, o TC será: 200-5 A -» RTC: 40 A corrente secundária do TC para a condição de operação nominal do motor vale: L = - ^ - = — = 3,75 A SK RTC 40

A corrente de curto-circuito refletida no secundário do TC vale: L - « 40° ° = iooa s RTC a) Ajuste da proteção contra sobrecarga (51) /„“ = -^= - = — = 3,75 A RTC 40 lcr - corrente de carga do motor vista pelo relé. Logo, o valor da corrente ajustado no relé vale: M „,= -r = ^ 'n r

3

= 0,75 -> /„, = 0,75X/„,;

/„, = 5A (corrente nominal do relé adotado). A corrente ajustada no relé vale: lal = 0,75 X 5 = 3,75 A; lgm- corrente de ajuste do relé em múltiplo da sua corrente nominal. A corrente de acionamento vale: 4cr Lj * RTC; lac= 3,75 x 40 = 150 A. b) Ajuste para corrente de curto-circuito (50) /„, = - ^ = -^55° =100 A; RTC 40 lccr- corrente de curto-circuito vista pelo relé. Logo, o valor ajustado no relé vale: • nr

3

~ 20

' °r =™xL

Logo, a corrente de acionamento vale: lac = 19 X 5 X 40 = 3.800 A < 4.000 A Nessas circunstâncias o relé irá operar. O tempo de retardo ajustado será nulo. c) Ajuste da proteção contra sobrecorrente /„ = 4,5 X lnm = 4,5 X 150 = 675 A; _ L = 675 RTC 40

400

Capítulo Dez L = ^ = ^ = 3,36 -» / , = 4 X / , L lp -correntedepartidadom otor; lpr - correntedepartidavistapelorelé. Otem podepartidadom otoréde3,5s. PelaFig. 10.136oreléiráatuarem14,3sparaom otorafrio,considerandoacurva m édiaafrio,eparaumm últiplodacorrenteajustadanovalorde:

M = ^ - = 4,48.

3,75 d) Ajustedaproteçãocontrasubcorrente Oreléseráajustadoparaacondiçãodeom otoroperaremvazio. U =27%x /„m =0,27x 150; lnmv = 40,5A(correntenom inal dom otoremvazio);

/„„ = ""

RTC

= 405 = 1 1A 40

ln„ - correntenom inal dom otoremvaziovistopelorelé; = t lnrl = no r = ° '20 - 1,'« = ° ’20 x

-*■'*/ = ° ’18 x

Logo, acorrentedeacionam entovale: !ac =0,18x 5x 40=36A ; Otem poderetardoajustadoseráde10s(valoradotado). e) Ajustedaproteçãodefaltaàterra

lc„=

16A(correntedecurto-circuitofase-terra, valorm ínim o);

/= =—=04A ' * RTC 40 ’ ’

l„r - correntedecurto-circuitofase-terravistapelorelé; / 04 laJ = — =- L- =0,08^lal =0,08x /„, (valorindisponível norelé);

5

L,

Otem poderetardoajustadoseráde0,2s(valoradotado). f) Ajustedeproteçãocontraacorrentededesequilíbrio Seráadm itidonom áxim oumdesequilíbrioentreascorrentesdefasede10% .

Idp =0,10 lnm = 0,20 150=30A; ldp - correntededesequilíbrioentrefasesperm itidas. X

X

D eacordocomaEq. 10.42, tem -se: V3

=3° =17,3A ; V3

L* =-^=0,43A ; RTC =— 40 ldr -correntededesequilíbriovistapelorelé / = -0 i— 43 = 0,08 lad = -fLr

5

laj = 0,15 x lnr (menor valor de ajuste do relé).

10.17 DISPOSITIVO DE DISPARO CAPACITIV0

Em certas subestações de potência, localizadas principalmente na área rural, não se justifica a utilização de um sistema de alimentação auxiliar em corrente contínua, em virtude da importância secundária da instalação ou pelo reduzido número de relés a alimentar. Sabe-se que um conjunto retificador-carregador-bateria representa um custo muito elevado para a instalação, além de requerer uma periódica manutenção preventiva, onerando ainda mais este sistema. Nestes casos, deve-se utilizar o dispositivo de disparo capacitivo que fornece a energia necessária para proceder ao disparo da bobina de abertura do disjuntor, durante a ocorrência de uma falta. O tempo de carga do relé capacitivo é inferior a 1 Hz, enquanto o tempo de descarga é função das suas perdas internas, declinando a tensão de saída de 100% a 85% da Vcc num tempo de duas horas e de 100% a 75% da Vcc

Relés de P roteção

401

num tempo de cinco horas. A energia armazenada é, portanto, cedida à bobina de abertura do disjuntor, quando o relé de proteção fecha os seus contatos, acionado pelos valores da grandeza da corrente, tensão e freqüência com os quais se quer proteger o sistema. São constituídos de um conjunto de capacitores, resistores e varistores. A Fig. 10.138 fornece o esquema de ligação básico, referente ao relé RCAWII de fabricação Westinghouse. Já a Fig. 10.139 mostra o aspecto externo do mesmo relé. Os capacitores Cl e C2 podem ser de 470 \lF X 250 V, enquanto Rl pode ser de 150 fl X 5,5 W. Como se pode observar pela Fig. 10.138, há um botão de teste e um diodo emissor de luz que permitem veri­ ficar o estado de carregamento do capacitor e os demais componentes do dispositivo. São alimentados em tensão alternada de 110 a 127 V ou 140 a 240 V.

’+

I

C2

1

I

-T+

I

—O—1—O I o—*—oII

-O

7 S

O-

t

'

Bl

I_______

4 3 2 1 BT1 + i i i

Fig. 10.138 Diagrama de ligação do dispositivo de disparo capacitivo Capacitor Base de fixação

Fig. 10.139 D is p o s itiv o

d e d is p a ro c a p a c itiv o

402

Capítulo Dez

10.18 RELÉ ANUNCIADOR (30)

É um dispositivo de supervisão de sinais analógicos e digitais empregado nas subestações de potência com a finalidade de monitoração das diversas funções dos dispositivos e equipamentos de proteção. Existem diferentes tipos de relé anunciador. Neste item, será tratado somente o tipo de relé anunciador digi­ tal. As principais características dos relés anunciadores digitais são: • medição de parâmetros; • memorização de curvas; • supervisão de transdutor e dos fios de ligação; • registro de eventos; • possibilidade de intertravamento entre alarmes; • indicação da curva (corrente, tensão, etc.) X tempo. São adotados vários canais programáveis para diversos tipos de sinal: • transdutor com saída em mA; • transdutor com saída V; • transdutor com saída em íl; • sensor térmico; • contatos NA e NF; • indicação simultânea em gráfico de barras de diversos parâmetros; • indicação do valor instantâneo de um determinado parâmetro; • auto-supervisão; • comunicação serial; • alimentações auxiliares variando de 80 a 265 Vac ou Vca através de 2 fontes redundantes; • fonte de alimentação dos transdutores incorporada em 24/48. A Fig. 10.140 mostra a parte frontal de um relé anunciador digital de fabricação ABB.

Fig. 10.140 Relé anunciador

D isjuntores de A lta T ensão 11.1 INTRODUÇÃO

Os disjuntores são equipamentos destinados à interrupção e ao restabelecimento das correntes elétricas num determinado ponto do circuito. Os disjuntores sempre devem ser instalados acompanhados da aplicação dos relés respectivos, que são os ele­ mentos responsáveis pela detecção das correntes elétricas do circuito que, após analisadas por sensores previamente ajustados, podem enviar ou não a ordem de comando para a sua abertura. Um disjuntor instalado sem os relés cor­ respondentes transforma-se apenas numa excelente chave de manobra, sem qualquer característica de proteção. A função principal de um disjuntor é interromper as correntes de defeito de um determinado circuito durante o menor espaço de tempo possível. Porém, os disjuntores são também solicitados a interromper correntes de cir­ cuitos operando a plena carga e em vazio, e a energizar os mesmos circuitos em condições de operação normal ou em falta. O disjuntor é um equipamento cujo funcionamento apresenta aspectos bastante singulares. Opera, continuamen­ te, sob tensão e corrente de carga muitas vezes em ambientes muito severos, no que diz respeito à temperatura, à umidade, à poeira, etc. Em geral, após longo tempo nestas condições, às vezes até anos, é solicitado a operar por conta de um defeito no sistema. Neste instante, todo o seu mecanismo, inerte até então, deve operar com todas as suas funções, realizando tarefas tecnicamente difíceis, em questão de décimos de segundo.

11.2 0 ARCO ELÉTRICO

O arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de um circuito que conduz de­ terminada corrente de carga, de sobrecarga ou de defeito. Pode ser definido também como um canal condutor, formado num meio fortemente ionizado, provocando um intenso brilho e elevando, consideravelmente, a tempe­ ratura do meio em que se desenvolve. Para melhor entendimento do fenômeno, considerar a abertura do pólo de um disjuntor representada na Fig. 11.1, em seus vários instantes, durante o período de manobra. Inicialmente, na posição (a), o pólo apresenta os seus contatos fechados por onde circula determinada corrente elétrica, cuja resistência é formada basicamente pela pressão dos contatos metálicos, resultando numa pequena perda por efeito Joule. No instante inicial do movimento do contato móvel, a pressão entre os contatos diminui, aumentando-se, conseqüentemente, a resistência elétrica entre eles e conduzindo a corrente a circular apenas por algumas saliências existentes nas superfícies dos contatos. Isto acarreta grandes perdas ôhmicas, elevando consi­ deravelmente a temperatura das superfícies condutoras, o que pode ser observado na posição (b). Imediatamente após a separação dos contatos, a corrente continua passando através do meio fortemente ionizado, de acordo com a posição (c). Ao se proceder o afastamento total dos contatos, observa-se a formação do arco que precisa ser extinto o mais rapidamente possível, de sorte a evitar a fusão dos contatos. As saliências nas superfícies dos contatos é de tamanho microscópico e normal a qualquer metal, mesmo que seja dispensado um tratamento de alisamento no acabamento das superfícies. É bom lembrar, também, que, ao se ligar um disjuntor ou mesmo uma chave sob pressão de mola, por exemplo, há uma deformação elástica e plástica dos contatos. Como conseqüência da deformação elástica, há um processo de ricocheteamento dos contatos, que pode repetir-se várias vezes, e somente cessa quando toda a energia cinética do mecanismo do contato móvel transforma-se em calor.

Capítulo Onze

Como as superfícies dos contatos apresentam uma temperatura extremamente elevada, inicia-se um processo denominado termoemissão ou emissão térmica. Neste processo cada átomo do metal de que são constituídos os contatos recebe uma elevada quantidade de energia, fazendo com que os elétrons que estão em órbita em torno do núcleo sejam atirados para as camadas posteriores, afastando-se do núcleo, até serem liberados para fora de sua influência. A liberação dos elétrons também é facilitada pela ionização do meio extintor devida à temperatura elevada nessa região. Os íons positivos, assim formados, se dirigem para o catodo, enquanto os elétrons se dirigem para o anodo. No choque, os íons cedem ao catodo uma determinada quantidade de energia cinética que, associada à temperatura elevada, propicia a liberação dos elétrons desse terminal. A Fig. 11.2 mostra a estrutura de um átomo constituído de prótons e nêutrons formando o núcleo. Em sua órbita aparecem os elétrons ocupando camadas distintas a certa distância do núcleo. Os nêutrons não apresentam nenhuma carga elétrica; já os prótons são dotados de carga elétrica positiva. Como ambos estão localizados no núcleo, este fica carregado positivamente. Os elétrons possuem carga elétrica negativa e são em igual número aos prótons, neu-

Fig. 11.2 R e p r e s e n ta ç ã o a tô m ic a

Disjuntores de Alta T ensão

405

Fig. 11.3 Características tensão X corrente de um arco

tralizando eletricamente o átomo. Se este perde ou ganha um ou mais elétrons, deixa de manter a sua neutralidade elétrica, tornando-se, desta forma, o que se chama de íon carregado positiva ou negativamente, conforme o caso. O processo de ionização é acelerado quando os elétrons, arrancados de suas órbitas, se chocam violentamente com os átomos do meio existente entre os contatos, que pode ser o ar, no caso de um seccionamento ao tempo ou de disjuntores a ar comprimido; o óleo, no caso de disjuntores a óleo; ou o gás, no caso de disjuntores a SF6. Esse processo é acelerado devido à presença do campo elétrico que aparece neste instante entre os contatos a partir de sua abertura. É nesse meio fortemente ionizado, contendo elétrons arrancados do catodo e os íons resultantes do meio existente, que a corrente elétrica continua a ser conduzida entre os terminais abertos. É importante observar que a corrente de arco é constituída por dois conjuntos de elétrons, isto é, os elétrons, originados no processo de ionização, que se deslocam do catodo no sentido do anodo (contatos fixo e móvel) e os elétrons de que é constituída a corrente elétrica da carga propriamente dita, que muda de sentido a cada meio ciclo. Para que cesse a condução de corrente elétrica no meio ionizado, é necessário que esse meio sofra um processo de desionização. Isto pode ser feito substituindo-se, por um processo qualquer, o meio ionizado por um meio não ionizado. No caso do disjuntor a ar comprimido, o ar ionizado no interior da câmara é substituído por uma nova quantidade de ar sob pressão em forma de sopro. Já no caso do disjuntor a SF6, o gás ionizado é substituído por uma nova quantidade de gás dirigido sobre a região dos contatos. Ao mesmo tempo que o meio extintor é substituído por outro, se processa o resfriamento na zona do arco, o que contribui significativamente para a desionização da região dos contatos. A corrente elétrica 1 que é conduzida através do arco elétrico (plasma) encontra uma determinada resistência por parte deste, proVocando uma queda de tensão AVentre os contatos. Como a resistência do arco varia de acordo com a temperatura, a queda de tensão AV também varia. A Fig. 11.3 mostra graficamente as características V X I do arco elétrico de acordo com o que se expôs anteriormente. O arco pode atingir cerca de 4.000 K na sua periferia, podendo chegar aproximadamente a 15.000 K no seu núcleo. Os valores dessas temperaturas podem variar em função do meio extintor.

11.3 PRINCÍPIO DE INTERRUPÇÃO DA CORRENTE ELÉTRICA

A operação de qualquer interruptor se faz separando-se os seus respectivos contatos, que permitem, quando fechados, a continuidade elétrica do circuito. Durante esta separação, em virtude da energia armazenada no cir­ cuito, há o surgimento do arco elétrico que precisa ser prontamente eliminado, sob pena de conseqüências danosas ao sistema. O arco formado dessa forma torna-se agora o meio de continuidade do circuito mencionado, até que a corrente atinja o seu ponto zero, durante o ciclo senoidal, quando, nesse momento, se dá a interrupção da chave. Porém, se o meio em que se dá a abertura dos contatos permanecer ionizado, durante o meio ciclo seguinte, a corrente poderá ter a sua continuidade elétrica restabelecida com a formação de um novo arco.

406

Capítulo Onze

Como princípio básico para a extinção de um arco elétrico qualquer, é necessário que se provoque o seu alon­ gamento por meios artificiais, reduza-se a sua temperatura e substitua-se o meio ionizado entre os contatos por um meio isolante eficiente que pode ser o ar, o óleo ou o gás, o que permite, assim, classificar o tipo do meio extintor, conseqüentemente, as características construtivas dos disjuntores. Porém, se durante a interrupção de uma corrente elétrica ela é reduzida abruptamente a zero, surgem sobretensões no circuito, tendo como resultado a liberação da energia armazenada no momento da interrupção. Essas sobretensões são capazes de provocar danos ao sistema e aos aparelhos consumidores correspondentes. Para se conhecer o princípio da interrupção elétrica, é necessário se estudar separadamente os meios extintores.

Interrupção no Ar sob Condição de Pressão Atmosférica

Este tipo de interrupção é característico de seccionadores tripolares que operaram em carga e de disjuntores de baixa tensão. Para se realizar uma interrupção no ar sob condições de pressão atmosférica podem ser empregados recursos adicionais que facilitam com grande eficiência a extinção do arco. Os processos mais comuns de interrupção no ar são citados a seguir.

a) Por alongamento e resfriamento do arco

Este é o processo mais simples e rudimentar de extinção do arco. Utilizando-se duas hastes metálicas, em forma de chifre, dispostas frontalmente conforme a Fig. 11.4, o arco formado entre elas provoca o aquecimento do ar que as envolve. A tendência ascendente do ar quente leva consigo o próprio arco, alongando-o, em função do formato das hastes, e, ao mesmo tempo resfriando-o, até a sua extinção total nas partes superiores do dispositivo. Esse processo é utilizado em certos seccionadores que operam sob tensão em redes aéreas de distribuição e na proteção de isolação de certos equipamentos, como os transformadores de potência, caracterizada pelo gap instalado entre os terminais de cada bucha e a carcaça, conforme Fig. 11.5. Como se pode notar, esse processo de interrupção requer um tempo bastante longo, muitas vezes incompatível com a segurança e a integridade do sistema elétrico como um todo. Na prática, esse processo de extinção de arco utilizado em seccionadores sob carga está associado, geralmente, a outro processo que é o da alta velocidade de manobra.

Fig. 11.4 I lu s tr a ç ã o

d o a lo n g a m e n to d o a rc o

Fig. 11.5 Aplicação de dispositivos em equipamentos para alongamento do arco

Disjuntores de Alta T ensão

407

b) Por alta velocidade de manobra

Consiste em imprimir aos contatos móveis do equipamento uma certa velocidade na abertura ou fechamento, de maneira que seja conseguido um tempo relativamente curto na separação dos respectivos contatos e, conse­ qüentemente, na extinção do arco. Os interruptores que se utilizam desse processo dispõem de um conjunto de molas previamente carregado antes da execução da manobra. Isso substitui a habilidade do operador cuja velocidade de manobra pode variar para cada indivíduo.

c) Por fracionamento do arco

Neste processo são utilizadas câmaras de material incombustível contendo uma certa quantidade de lâminas metálicas, cobre ou aço inox, cuja função é dividir e resfriar o arco, facilitando a desionização do meio extintor. Essas placas são montadas em paralelo entre suportes de material isolante, que podem ser de plástico resistente ou de fibra de vidro, no caso de disjuntores de alta tensão, e de cerâmica, no caso de seccionadores de baixa tensão. A Fig. 11.6 ilustra a extinção de um arco no interior de uma câmara de fracionamento. Quando o contato móvel se afasta do contato fixo, surge o arco que se alonga progressivamente até se interiorizar entre as lâminas metálicas, dividindo-o em tantos fragmentos quantas forem as lâminas respectivas. Se a câmara é construída de cerâmica, esta absorve uma certa quantidade de calor do arco, resfriando-o mais rapidamente devido à sua característica térmica. Nas câmaras utilizadas em circuitos de tensão elevada, além de ser de construção bastante complexa, a extin­ ção do arco pode ser favorecida, empregando-se meios artificiais de interiorizar o arco entre lâminas através de injeção de ar comprimido. Este processo é comum nos interruptores de corrente contínua, onde a corrente, em virtude de sua característica não-senoidal (não há passagem pelo zero natural), apresenta dificuldades adicionais de ser interrompida.

d) Por sopro magnético

Neste processo são utilizadas duas bobinas, excitadas pela corrente do circuito a ser interrompido, cujo campo magnético resultante provoca o deslocamento do arco para o interior da câmara desionizante, fracionando-o, resfriando-o e extinguindo-o na primeira passagem da corrente pelo zero natural.

408

Capítulo Onze

Interrupção no Oleo

Este processo consiste na abertura dos contatos do interruptor no interior de um recipiente que contém deter­ minada quantidade de óleo mineral. Na separação dos contatos, há a formação de um arco entre eles, logo circundado pelo óleo existente na região dos pólos. Como o arco elétrico apresenta uma temperatura excessivamente elevada, as primeiras camadas de óleo que tocam o arco são decompostas e gaseificadas, resultando na liberação de certa quantidade de gases, compostos na sua maioria por hidrogênio, associado a uma percentagem de acetileno e metano. Os gases elevam-se para a superfície do óleo e, nesta trajetória, levam consigo o próprio arco, que se alonga e resfria ainda nas imediações dos contatos, extinguindo-se, em geral, logo na primeira passagem da corrente pelo zero natural. O hidrogênio, por apresentar uma condutividade térmica muito elevada, favorece o resfriamento do arco, retiran­ do-lhe calor. No entanto, quando a corrente a ser interrompida é muito grande, o arco se forma de maneira intensa, fazendo com que o mecanismo de abertura do disjuntor, associado aos efeitos de resfriamento e alongamento do arco, seja insuficiente para extingui-lo, ocasionando a explosão do disjuntor.

Interrupção no Gás SF6

Este processo consiste na abertura dos contatos do interruptor no interior de um recipiente contendo uma certa quantidade do gás hexafluoreto de enxofre - SF6. O princípio básico de interrupção em SF6 se fundamenta em sua capacidade de levar rapidamente a zero a condutibilidade elétrica do arco, absorvendo os elétrons livres na região do mesmo, e de restabelecer com extrema velocidade a sua rigidez dielétrica após cessados os fenômenos que motivaram a formação do arco. Isso porque o SF6 é um gás eletronegativo, o que lhe propicia facilidades de capturar os elétrons livres presentes no plasma de um arco elétrico, reduzindo, portanto, a sua condutibilidade à medida que a corrente tende ao seu zero natural. Por ser um gás extremamente pesado e incolor deve-se tomar cuidado ao manipulá-lo em ambientes fechados, pois, caso haja um vazamento, o SF6se acumula nas regiões inferiores do ambiente, substituindo o ar e provocando asfixia quando atinge um determinado nível. Em contato com a água pode formar substâncias extremamente cor­ rosivas, que atacam os materiais metálicos em que estão contidas. Contudo, não é tóxico e não apresenta cheiro, o que pode não ser uma boa característica quanto ao aspecto de segurança no seu manuseio. Durante a operação de um disjuntor, há uma decomposição de certa quantidade de SF6, produzindo fluoretos como o SF2 e SF4 que são produtos tóxicos, porém, logo em seguida, se recombinam, originando substâncias não tóxicas. Uma outra propriedade interessante do SF6 é a de que a sua rigidez dielétrica não é seriamente afetada quando se mistura com o ar em proporções não superiores a 1/5. À medida que se pressiona o SF6, a sua rigidez dielétrica aumenta substancialmente. Para cerca de 2 kg/cm2, a sua rigidez dielétrica é a mesma da do óleo mineral isolante de boa qualidade. Para precaução contra perda ex­ cessiva de pressão no vaso que contém o SF6, os disjuntores são providos de um sistema que permite sinalização e intertravamento, evitando a sua operação em situações perigosas.

Interrupção no Vácuo

Este processo consiste na abertura dos contatos do interruptor no interior de uma ampola onde se fez um ele­ vado nível de vácuo. É considerada a condição de vácuo, quando a pressão atinge 10-8 torr, que corresponde a uma pressão negativa de 1,3595 X 10-7 kg/m2, ou seja, 1 torr eqüivale a 1 mm de coluna de mercúrio, ou 13,595 kg/m2. A câmara de vácuo apresenta um funcionamento bastante peculiar. Mediante a separação dos contatos, surge um arco entre eles de grande intensidade, acompanhado de uma certa quantidade de vapor metálico resultante de uma pequena decomposição dos contatos formando um plasma. Após a extinção do arco se restabelece a rigidez dielétrica entre os contatos do disjuntor. A intensidade com que se forma o vapor metálico durante a disrupção do arco é diretamente proporcional à intensidade da corrente que é interrompida. Desse modo, correntes de pequena intensidade não mantêm a descarga do vapor metálico, sendo interrompidas antes mesmo da sua passagem pelo zero natural, o que pode provocar sobretensões elevadas no sistema. No en­ tanto, são empregados materiais de liga especial, na composição dos contatos, que podem interromper correntes de baixo valor, da ordem de 5 A. O processo de formação de condensação dos vapores metálicos é realizado em tempo extremamente curto, na faixa de microssegundos. A tensão resultante da formação do arco fica limitada a praticamente 200 V. Como se pode observar, o arco não sofre nenhum processo de resfriamento durante a sua extinção, o que dife­ rencia substancialmente esse tipo de disjuntor de muitos outros.

Disjuntores de Alta T ensão

409

11.4 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DOS DISJUNTORES

Os tipos construtivos dos disjuntores dependem dos meios que utilizam para extinção do arco. Existe no mer­ cado uma grande quantidade de marcas e tipos de disjuntores empregando as mais variadas técnicas, às vezes particulares para certas aplicações. Independentemente das características elétricas disponíveis entre os vários disjuntores comercializados, estes podem ser estudados de duas formas básicas: o sistema de interrupção do arco e o sistema de acionamento.

Quanto ao Sistem a de Interrupção do Arco

Os disjuntores podem ser classificados como a seguir.

Disjuntores a óleo

Nos sistemas de média tensão e para aplicação geral em subestações consumidoras de pequeno e médio portes, os disjuntores a óleo têm uma forte presença no mercado, devido a seu custo reduzido, robustez construtiva, sim­ plicidade operativa e reduzidas exigências de manutenção, dadas as características de operação destes sistemas. Os disjuntores a óleo podem ser fabricados de acordo com duas diferentes técnicas de interrupção, ou seja, os disjuntores a grande volume de óleo (GVO) e os disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO).

Disjuntores a grande volume de óleo (GVO)

Neste tipo de disjuntor, os contatos dos três pólos se localizam no interior de um único recipiente contendo uma grande quantidade de óleo mineral isolante. O recipiente, ou simplesmente tanque, é constituído de uma chapa de aço robusta e contém na sua parte superior uma tampa metálica com guarnições em borracha especial que garantem uma completa vedação do conjunto. O interior do tanque é revestido de material isolante. Os contatos de cada pólo são instalados no interior de uma pequena câmara de extinção constituída de um tubo de fenolite robusto e altamente resistente. No interior da referida câmara, circundando os contatos, existe um sistema de celas anulares. Os contatos estão profundamente imersos no volume de óleo, o que impede, dentro dos limites da capacidade de interrupção do disjuntor, o restabelecimento do arco através do resfriamento eficaz efetuado pelos gases ascendentes. A superfície dos contatos é prateada com a finalidade de evitar a oxidação que acarretaria uma elevada resis­ tência de contato e, conseqüentemente, uma sobreelevação de temperatura. Os contatos fixos são construídos em forma de tulipa e constituídos de um vergalhão de cobre com a extremidade ovalada. Os disjuntores a grande volume de óleo de média tensão são, em grande parte, construídos para serem utilizados com relés eletromecânicos ou eletrônicos de ação direta, instalados em suas buchas de alimentação. Para isso, são providos de hastes de fenolite fixadas, na parte superior, aos dispositivos de acionamento dos relés eletromecânicos e, na parte inferior, a um sistema de bielas que transmite o movimento à caixa de comando que atua sobre o eixo de acionamento, operando o disjuntor. A Fig. 11.7 mostra a vista externa de um disjuntor a grande volume de óleo de fabricação Sace. Já os disjuntores GVO, para tensões superiores a 15 kV, são providos de mecanismos de abertura que permitem a utilização de relés secundários de indução ou digitais. Os disjuntores GVO de média tensão são operados, em geral, manualmente, introduzindo-se uma haste metálica de dimensões adequadas no orifício da ogiva, localizada na caixa de comando, normalmente fixada na parte frontal do equipamento, e girando-a até que se estabeleça o fim de curso no qual a mola de fechamento adquire a posição de carga. Ao ser destravada, os pólos do disjuntor são fechados. Este movimento comprime uma mola ligada ao mecanismo móvel do disjuntor e destinada a sua abertura, que se dá quando é liberada a trava mecânica que a mantém nesta posição. Esta trava pode ser removida através do mecanismo de disparo dos relés ou, manualmente, por meio de dispositivo montado na caixa de comando. Opcionalmente, os disjuntores GVO podem ser fornecidos com comando motorizado e próprios para atuação através de relés secundários de ação indireta. Os disjuntores devem ser sempre guardados antes da sua entrada em operação com o tanque cheio de óleo mineral, em ambiente seco, de baixa umidade, além de outras recomendações dadas pelos fabricantes. Podem ser fornecidos para instalação em suportes fixos ou dotados de rodas de ferro com superfície de rolagem lisa. A tecnologia dos disjuntores GVO está ultrapassada, apesar de sua elevada capacidade de ruptura e ótimo desempenho. Atualmente não conseguem competir no mercado nacional com os disjuntores a pequeno volume de óleo e têm tendência a desaparecer do mercado.

Capítulo Onze

Fig. 11.7 Disjuntor a grande volume de óleo (GVO)

Disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO)

Neste tipo de disjuntor, os contatos são instalados no interior de câmaras de extinção, individualmente separadas e montadas juntamente com a caixa do mecanismo de comando numa estrutura de cantoneiras de ferro. Pode ser identificado pela Fig. 11.8. Um outro tipo de câmara de comprimento curto pode ser vista na Fig. 11.9. Os pólos que contêm a câmara de extinção, os contatos fixo e móvel de abertura/fechamento e o líquido de extinção do arco são os principais elementos do disjuntor. Cada pólo é dotado de um bujão superior para enchimento e inferior para a drenagem do óleo isolante cujo nível pode ser controlado através de um visor de material transparente, instalado na altura da câmara de expansão. Na câmara de extinção de arco, ilustrada na Fig. 11.10, processa-se a interrupção da corrente elétrica do circuito. E constituída basicamente de três partes: o compartimento superior onde são extintas as correntes de pequena intensidade; a base da câmara, que permite, juntamente com o cabeçote, a injeção dirigida do óleo sobre o arco resultante de correntes de grande intensidade; e o canal anelar, destinado a conduzir o óleo até o arco, em alta pressão. De acordo com a Fig. 11.10, podem-se observar três momentos distintos da operação de um disjuntor. Na Fig. 11.10(a), o disjuntor está na posição ligado, em que os contatos fixo e móvel estão solidamente unidos no interior da câmara. Ao se proceder à operação de abertura, o contato móvel é levado para a parte inferior do pólo, o que provoca, nesse instante, a formação do arco no interior da câmara. Então, certa quantidade de óleo flui da parte inferior do pólo, através do interior da haste oca do contato móvel, e é injetada, por meio dos orifícios múlti­ plos, contidos no cabeçote do próprio contato móvel, sobre o arco em formação, o que ocorre na posição da Fig. 11.10(b). Se a corrente a ser interrompida for de pequeno valor, não importando sua origem ser de carga indutiva ou capacitiva, a extinção do arco é efetuada normalmente nessa fase. Porém, quando o disjuntor está submetido a uma corrente de curto-circuito, o arco não se extingue nessa fase, penetrando na parte inferior da câmara à medida que a haste do contato móvel se desloca para baixo. Os gases, até então formados no compartimento superior da câmara, se encaminham para a câmara à medida que a haste do contato móvel se desloca para baixo, conforme Fig. 11.10(c). Os gases, até então formados no compartimento superior da câmara, se encaminham para a câmara de alta pressão. Enquanto isto, na parte inferior da câmara, forma-se uma bolha de gás de alta pressão, constituída de metano, hidrogênio e acetileno, que é impedida de passar entre o cabeçote e as laterais internas da base da câmara, forçando o deslocamento do óleo contido no espaço inferior com intensa pressão através do canal anular, atingindo o arco em todas as direções (360°), conforme se pode observar na Fig. 11.10(c). Nessa condição, o óleo

Disjuntores de Alta T ensão

411

Fig. 11.8 Disjuntor a pequeno volume de óleo (PVO)

que é injetado transversalmente sobre a coluna do arco provoca o seu resfriamento nesse ponto de aplicação, e, conseqüentemente, a sua extinção na primeira passagem da corrente pelo zero natural. Nesse caso, a câmara não propicia o alongamento do arco. Essa câmara de extinção é chamada câmara axial, pois o arco, mesmo após receber transversalmente o jato de óleo, não abandona a sua posição axial que ocupa no eixo da câmara.

Câmara de extinção de arco a óleo mineral

Painel de c o m a n d o — Terminal de carga

Fig. 11.9 Disjuntor a pequeno volume de óleo (PVO)

Capítulo Onze

Existe outro tipo de câmara, denominada câmara de jato transversal lateral. Neste caso, o óleo é injetado para o interior da câmara de forma transversal, apenas por um lado, forçando o arco a abandonar a sua posição central axial, deslocando-se para o lado oposto e obrigado a penetrar por aberturas feitas na câmara, onde é fracionado e resfriado. A Fig. 11.11 mostra esquematicamente o modo de atuação desse tipo de câmara. O óleo utilizado nos disjuntores pode ser do tipo parafínico ou naftênico, conforme a especificação do disjuntor feita pelo fabricante, cujo assunto será abordado no próximo capítulo.

Contato Fig. 11.11 Ilustração de extinção móvel de arco numa câmara de jato trans--------------------------- versai lateral

D is ju n to r e s d e A l t a T e n s ã o

413

Cada pólo do disjuntor é constituído de um cilindro de fibra de vidro e resina epóxi com parede de grande espessura capaz de suportar elevadas pressões internas durante a operação. Os contatos fixo e móvel são a parte do disjuntor de maior desgaste. Sua vida útil está diretamente ligada ao número de interrupções alcançadas pelo disjuntor e ao valor da corrente interrompida. O contato móvel é cons­ tituído de uma haste cilíndrica oca, de cobre, dotada de uma ponta resistente às altas temperaturas resultantes do arco elétrico que podem atingir cerca de 10.000°C, em média. O sistema de acionamento dos disjuntores na maioria dos casos é do tipo mecânico e utiliza o princípio da energia armazenada por mola. O disjuntores a pequeno volume de óleo são normalmente construídos em duas versões que serão estudadas a seguir.

a) Disjuntores de construção aberta

São assim denominados os disjuntores que, dada a sua construção, devem ser instalados em cubículos de alvenaria ou metálicos em virtude da exposição de seus componentes ativos, cujo grau de proteção é IPOO. São disjuntores mais comercializados em instalações industriais de pequeno e médio portes. Apresentam o aspecto construtivo mostrado nas Figs. 11.7 e 11.8. Normalmente, são instalados em lugares abrigados. São montados em suportes metálicos do tipo perfil L , assentados sobre quatro rodas também metálicas que têm a função apenas de deslocamento para retirada do equipamento do cubículo. Quando em operação, a sua base deve ser fixada ao solo através de parafusos chumbadores.

b) Disjuntores de construção do tipo extraível

São assim denominados os disjuntores construídos para funcionarem normalmente em cubículos metálicos apropria­ dos, denominados metal clad, dotados de contatos fixos que se acoplam aos contatos móveis externos do disjuntor. Os disjuntores do tipo extraível são constituídos de duas partes distintas. A primeira é o próprio disjuntor de construção específica, no que diz respeito aos pólos que contêm externamente os terminais móveis de aco­ plamento aos terminais fixos, montados no interior do cubículo metálico, que se constitui na segunda parte do disjuntor. A Fig. 11.12 mostra a parte móvel do disjuntor, encaixada na parte fixa localizada no interior do

m óveis de acoplam ento (term inais de pressão) Pólo do Carrinho

Painel de comando

F ig . 1 1 .1 2 D is ju n to r a ó le o d o tip o e x tra ív e l

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Capítulo Onze

Tomada multipolar-

Caixa de comando

Pólo

T erminal de pressão (lado da fonte) de extinção de arco

1

Terminal de pressão (lado da carga)

Mecanismo de disparo' Estrutura do disjuntor

Trava mecânica direcional

Fig. 11.13 Parte extraível do disjuntor

cubículo metálico. Já a Fig. 11.13 mostra em detalhe a parte móvel (extraível) do disjuntor, onde se acham os respectivos terminais de acoplamento. A parte extraível do disjuntor completamente montada pode ser vista na Fig. 11.14. A parte móvel do disjuntor se desloca sobre as rodas metálicas apoiadas em perfis metálicos que também servem de guia. Sob pressão do operador, os terminais da parte extraível se acoplam aos terminais do cubículo. Esse sistema funciona como um seccionamento visível, prescindido-se da chave seccionadora tripolar, normal­ mente instalada antes do disjuntor no sentido fonte-carga. Esses disjuntores são providos de intertravamento e bloqueio mecânico, que somente permitem inserir ou extrair a parte móvel do disjuntor mediante a abertura dos contatos dos pólos, evitando-se, desta forma, um seccionamento em carga do disjuntor, o que poderia ocasionar sérios danos na instalação. Os disjuntores extraíveis podem ser construídos com comando para fechamento automático à mola pré-carregada, tanto nas versões de operação manual como motorizada, de acordo com o que já foi mencionado. Os disjuntores extraíveis podem ser fabricados em duas versões quanto ao sistema de proteção por relés. Co­ mo está apresentado na Fig. 11.13, o disjuntor é destinado a um circuito com proteção por meio de relés de ação indireta ou simplesmente relés secundários ou de indução. Caso o sistema seja projetado levando-se em conta o uso de relés primários de ação indireta, o disjuntor será fornecido sem a haste de acionamento do relé.

Disjuntores a sopro magnético

São assim denominados os disjuntores que utilizam o princípio da força eletromagnética para conduzir o arco elétrico a uma câmara de extinção, onde o arco é dividido, desionizado, resfriado e finalmente extinto. Esse tipo de disjuntor é muito utilizado para interrupção em sistemas de corrente contínua. Também encontra larga aplicação nos sistemas de corrente alternada de elevada responsabilidade, sendo constituído das seguintes partes principais: • câmara de extinção; • mecanismo de operação; • sopradores; • invólucro metálico.

Disjuntores de Alta T ensão

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Painel de comando

Fig. 11.14 Disjuntor a óleo mineral do tipo extraível

A câmara de extinção é construída em poliéster reforçado que lhe empresta extrema robustez. Em geral, apresenta a seqüência de operação que pode ser melhor entendida através da Fig. 11.15, Quando os terminais do disjuntor se separam, comandados por um sinal externo, surge um arco entre o contato fixo e o móvel, que se afasta numa velocidade extremamente elevada, conforme posição da Fig. 11.15(a). Nesse momento, o arco, por efeito pneumático, é conduzido dos contatos principais para os contatos auxiliares, atingindo a entrada da câmara de extinção como na Fig. 11,15(b). Movido pelo efeito magnético e térmico, o arco penetra no interior da câmara onde é fracionado, alongado e finalmente extinto como na Fig. 11.15(c).

Fig. 11.15 I lu s tr a ç ã o

d a o p e r a ç ã o d e u m d is ju n to r a s o p r o m a g n é tic o

416

Capítulo Onze

Um sistema pneumático é constituído pelo próprio mecanismo de acionamento do disjuntor auxiliando na condução do arco para o interior da câmara de extinção. Nesse tipo de disjuntor a interrupção é feita em câmara de ar à pressão natural. O arco ao ser conduzido para o interior da câmara sofre um processo de alongamento que faz aumentar sensivelmente a sua resistência elétrica e, conseqüentemente, a tensão de arco. Ao penetrar o interior da câmara é seccionado por um sistema de placas paralelas, ao mesmo tempo em que é resfriado ao contato com as paredes da câmara mencionada. Como a extinção do arco é feita no ar, os contatos desses disjuntores estão sujeitos à forte oxidação, o que pode ocasionar uma elevada resistência de contato e um conseqüente dano do disjuntor, se não for providenciada a manutenção rotineira. Os disjuntores a sopro magnético estão sujeitos a uma operação desfavorável quando a corrente a ser interrom­ pida é de pequeno valor, cerca de 150 A ou menor. Nesta condição, o campo magnético, impulsionador do arco para o interior da câmara, é muito fraco devido ao baixo valor da corrente elétrica, e o arco é conduzido pelo efeito do sistema pneumático. Desta forma, o tempo de exposição do arco é muito longo, ocasionando um aquecimento exagerado na câmara de extinção. Esses disjuntores não devem ser utilizados em locais sujeitos à umidade elevada, salinização, poeira ou par­ tículas em suspensão em quantidades anormais. Sua condição de operação normal é para temperatura ambiente entre 30 a 40°C em altitudes não superiores a 1.000 m. Normalmente, a sua atuação é feita por sistema de mola pré-carregada e operação motorizada.

Disjuntores a vácuo

Disjuntores a vácuo são os que utilizam a câmara de vácuo como elemento de extinção do arco. São constituídos de três pólos individualmente instalados através de isoladores com suporte em epóxi na caixa de manobra, dotada de todos os mecanismos destinados à operação do equipamento. Cada pólo é constituído de uma câmara a vácuo, apoiada em suas extremidades por isoladores cerâmicos, que ocupa a parte central do pólo. Os contatos fixo e móvel são montados no interior da câmara a vácuo. Para deta­ lhes da constituição de um pólo, veja a Fig. 11.16. Já a Fig. 11.17 mostra um disjuntor a vácuo de largo uso nas instalações industriais e comerciais de média tensão.

F ig . 1 1 .1 6 C o m p o n e n te s d e u m a c â m a ra d e d is ju n to r a v á c u o

Disjuntores de Alta T ensão

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Fig. 11.17 Disjuntor a vácuo Os disjuntores a vácuo são especialmente utilizados em instalações onde a freqüência de manobra é intensa, não sendo aconselhável o uso de disjuntores a óleo nesses casos. Para exemplificar, o seu uso é bastante acentuado no circuito de transformadores de fomos a arco em virtude da grande freqüência de manobras, que pode chegar a 300 operações mensais. Podem realizar até dez mil manobras em corrente alternada ou permanecer dez anos em operação sem nenhuma necessidade de inspeção. A pressão negativa no interior da câmara é da ordem de 10~7 kg/m2. Os disjuntores a vácuo são montados em estrutura metálica, em perfis de aço, e fixados ao solo quando em operação. Também são fabricados para funcionar como disjuntores do tipo extraível, cujo sistema de metal clad é semelhante ao mencionado para disjuntores a pequeno volume de óleo, como visto nas Figs. 11.12 e 11.14. Os disjuntores a vácuo são constituídos de três câmaras de interrupção sob vácuo, conforme visto na Fig. 11.17, de dois suportes respectivos e do acionamento mecânico. Em razão de suas reduzidas dimensões, é possível montar os disjuntores em instalações de distribuição bastante compactas. Ao abrirem-se os contatos do disjuntor inicia-se através da corrente a ser interrompida, uma descarga do arco voltaico por meio do vapor metálico. A corrente flui até chegar a sua primeira a passagem pelo ponto zero natural da senóide. O arco extingue-se nas proximidades deste ponto e o vapor metálico liberado das superfícies dos contatos fixos e móveis se condensa em poucos microssegundos sobre as superfícies metálicas dos respectivos contatos de onde foi liberado. Desse modo, o dielétrico entre os contatos fixos e móveis é reconstituído rapidamente, inibindo geralmente os fenômenos transitórios posteriormente estudados. Para a manutenção do arco no vapor metálico, torna-se necessária uma determinada corrente mínima. Quando a corrente é inferior a esse valor mínimo, pode ser extinta antes da passagem pelo zero natural. A fim de evitar ou reduzir o valor das sobretensões durante a abertura do disjuntor, no momento da interrup­ ção de circuitos com predominância de correntes indutivas, a corrente de corte deve ser limitada a valores muito pequenos, que em geral não ultrapassam a 5 A. Devido ao restabelecimento rápido do dielétrico, o arco é ainda extinto com segurança, mesmo quando a se­ paração dos contatos ocorre pouco antes da passagem da corrente pelo ponto zero natural da senóide. Por esse motivo, a duração máxima do arco é, em geral, inferior a 10 ms, no pólo mais desfavorável. Nos disjuntores de corrente alternada, a finalidade do sistema de extinção é desionizar a câmara de interrupção, imediatamente após a passagem da corrente pelo ponto zero natural da senóide. Nos sistemas tradicionais de extinção de arco, como no óleo, no ar, etc., o resfriamento do arco ocorre antes de ser atingida a distância mínima de extinção e de ter ocorrido a passagem da corrente do circuito pelo seu ponto zero natural. Em decorrência desse fenômeno nos meios de extinção tradicionais eleva-se a potência do arco. Já nos disjuntores a vácuo, ao contrário, o arco voltaico não é resfriado. O plasma de vapor metálico tem uma elevada

418

Capítulo Onze

condutibilidade, resultando em uma tensão de arco extremamente pequena com um valor compreendido entre 20 e 200 V. Por esse motivo e devido à curta duração do arco, a energia liberada é muito pequena. Assim, se explica a elevada duração da vida útil dos contatos e, finalmente, do disjuntor. Em geral, nos disjuntores a vácuo a corrente de curto-circuito pode ser extinta até 20.000 vezes a corrente nominal do equipamento. Em virtude da magnitude do vácuo no interior da câmara de extinção, cujo valor é de aproximadamente 10“8 bar, é necessária uma distância entre os contatos de apenas 6 a 20 mm, o que explica também as reduzidas dimen­ sões dos disjuntores a vácuo. A fim de permitir a interrupção de correntes elevadas sem sobreaquecimento localizado em certos pontos dos contatos fixos e móveis, estes contatos são executados de tal forma que o arco sobre as superfícies destes não se fixa num determinado ponto sendo estimulado a deslocar-se pela influência do seu próprio campo magnético, conforme ilustração da Fig. 11.18. Os disjuntores a vácuo são extremamente eficientes para interromper correntes em média tensão. Para tensões mais elevadas, como a extra-alta tensão, há necessidade de um aperfeiçoamento na tecnologia de fabricação desses equipamentos.

Disjuntores a SFé

Há disjuntores que utilizam o gás hexafluoreto de enxofre como meio de interrupção de corrente. Várias técnicas foram desenvolvidas para a interrupção de correntes elétricas utilizando-se o SF6, como se verá a seguir.

a) Dupla pressão

É a técnica que utiliza dois vasos de pressão durante o funcionamento do disjuntor. Quando este inicia o pro­ cesso de abertura, é liberada de um vaso de alta pressão, da ordem de 16 kg/cm2, certa quantidade de SF6 dirigida sobre a região dos contatos. Logo em seguida, o gás é levado ao vaso de baixa pressão, da ordem de 3 kg/cm2. Depois, o SF6é bombeado para o vaso de alta pressão, completando o ciclo de interrupção desse tipo de disjuntor. Atualmente essa técnica está em desuso, cedendo espaço a outras de maior eficiência.

b) Autocompressão

Também denominada impulso, é aquela que utiliza um único vaso de pressão. Neste caso, quando o disjuntor atua, o deslocamento do êmbolo, em cuja extremidade encontra-se o contato móvel, pressiona o SF6, no interior

Disjuntores de Alta T ensão

419

Fig. 11.19 Processo de abertura dos pólos de um disjuntor

do vaso, onde o gás é forçado a penetrar na região dos contatos, atingindo o arco de forma transversal, roubando calor e extinguindo-o rapidamente. A Fig. 11.19 mostra a seqüência do processo de abertura de um disjuntor (1) utilizando a técnica de autocompressão. Neste caso, ao se iniciar a interrupção, o volume de gás contido no cilindro de compressão (2) é pressionado devido ao deslocamento para baixo do conjunto formado pelo próprio cilindro, pelo contato móvel (6) e pelo bocal de injeção (5). Com este movimento, a corrente deixa de ser conduzida pelos contatos paralelos (4), passando a fluir apenas através do pino de contato (3). A separação desses dois elementos, efetuada logo após, gera um arco voltaico. Por causa do aumento da pressão no cilindro, um intenso sopro de gás SF6 é dirigido para essa região, resfriando o arco e extinguindo-o durante a passagem da corrente pelo zero natural.

c) Arco girante

Quando o disjuntor atua e os contatos se separam, forma-se um arco entre eles que produz um campo mag­ nético agindo sobre o próprio arco, fazendo-o movimentar-se num percurso anular no interior da câmara de SF6. Nesse momento, a corrente a ser interrompida passa a ser conduzida por uma bobina ligada em série com o contato de arco fixo e que é envolvida pelo contato principal fixo do disjuntor. A força F, desenvolvida pela presença do campo magnético B e pela corrente elétrica I, atua sobre o arco, acelerando a sua movimentação ao longo dos contatos. A construção da bobina proporciona uma elevada velocidade no deslocamento do arco, resfriando-o de maneira eficiente. Quanto maior for a corrente a ser interrompida, maior será a velocidade de movimentação do arco e, conseqüentemente, maior será o seu resfriamento, reduzindo o desgaste dos contatos, já que os pontos quentes provocam vapores metálicos. A movimentação no sentido rotativo dura cerca de meio ciclo. A Fig. 11.20 mostra o detalhe das extremidades dos contatos fixos e móveis de um disjuntor a SF6, destacando-se a intensidade da força F, que provoca o deslocamento do arco em função do valor da corrente a ser interrompida e do campo magnético B. Esses equipamentos são montados no interior de carcaças metálicas, mecânicas e eletricamente unidas, formando um conjunto compacto dentro do qual se injeta determinada quantidade de SF6, sob pressão constante de cerca de 3 kg/cm2. Todo esse sistema é supervisionado para controlar quaisquer vazamentos do gás armazenado. A Fig. 11.21 mostra em detalhes os componentes de um pólo de disjuntor a SF6. Destaca-se na Fig. 11.21 o mecanismo de acionamento motorizado e operado a molas. Já a Fig. 11.22 mostra um disjuntor de alta tensão ins­ talado numa subestação ao tempo, observando-se a presença dos transformadores de corrente para a proteção. Observa-se nesta figura que a câmara do disjuntor é do tipo I utilizada comumente nos disjuntores da classe de tensão de até 230 kV. Os disjuntores a SF6 para uso externo da classe de tensão superior a 230 kV possuem duas câmaras de inter­ rupção por pólo e podem extinguir correntes de interrupção de até 50 kA.

Capítulo Onze

Núcleo magnético Bobina percorrida pela própria corrente de interrupção Circuito magnético Contato principal fixo Contato de arco fixo Contato de arco móvel Contato principal móvel

Fig. 11.20 Extinção do arco auxiliada pela técnica do arco girante

1 - Tampa. 2 - Tubo de extinção. 3 - Pino de contato. 4 - Contato paralelo. 5 - Bocal de injeção. 6 - Contato móvel. 7 - Pistão. 8 - Cilindro de compressão. 9 - Contato fixo. 10 - Contato deslizante. 11 - Isolador de porcelana da câmera de interrupção. 12 - Flange intermediário. 13 - Isolador suporte. 14 - Haste isolante. 15 - Eixo do pólo. 16 - Carcaça do meca­ nismo. 17 - Mola de abertura. 18 - Alavanca de rolo. 19 - Curvilíneo. 20 - Lingüeta de fechamento. 21 - Lingüeta de abertuta. 22 - Mola de fechamento. 23 - Motor de carregamento.

Fig. 11.21 Componentes de um pólo de disjuntor a SF6

D isjuntores de Alta T ensão

421

i— Disjuntor

do disjuntor

Fig. 11.22 Vista

para proteção

de instalação de um disjuntor de câmara em I

As câmaras de interrupção funcionam de acordo com o princípio do pistão de compressão de gás e estão equi­ padas com dois sistemas de contatos. Uma rigidez dielétrica elevada é assegurada pela grande distância entre os contatos abertos. O mecanismo de operação ao potencial de terra aciona, através de uma haste isolante de comando, as duas câmaras de interrupção conectadas na forma de V, conforme mostrado na Fig. 11.23. O acionamento funciona pelo princípio de pistão diferencial, e o seu movimento é amortecido pneumatica­ mente. Esses disjuntores, muitas vezes, são dotados de resistência de pré-inserção a fim de limitar as sobretensões de manobra nas redes de alta tensão. A resistência e o contato de pré-inserção são alojados, cada um, em uma câmara isolante própria. A câmara do contato de pré-inserção é acoplada à câmara principal, contendo também gás SF6. Os disjuntores a gás SF6, dependendo do fabricante e do tipo de acionamento, podem ser equipados com um conjunto autônomo de alimentação pneumática dotado de um compressor a seco, requerendo pouca manutenção. Transform ador de corrente

_ Pólo do disjuntor

Painel de comando

Fig. 11.23 Vista de instalação de um disjuntor em V

422

Capítulo Onze

Para grandes instalações, a alimentação através de uma central de ar comprimido apresenta-se como uma solução mais econômica, com alta disponibilidade.

Disjuntores a ar comprimido

São disjuntores que utilizam o ar sob alta pressão para resfriar e extinguir o arco elétrico. Possuem um vaso que contém ar sob pressão, de cerca de kg/cm2, e que apresenta uma comunicação com a câmara de extinção contendo os contatos fixo e móvel e uma determinada quantidade de ar comprimido sob pressão aproximada de kg/cm2. Os disjuntores podem ser construídos com base em duas diferentes técnicas para extinção do arco. Na primeira, o arco é extinto através do sopro unidirecional do ar, conduzido até a região dos contatos pelo interior do próprio dispositivo que os contém, conforme pode ser visto na Fig. 11.24. O ar, após ser descarregado longitudinalmente sobre o arco, sai pela válvula superior do contato móvel. Com as dificuldades mecânicas resultantes desse tipo de técnica, foram desenvolvidos os disjuntores que uti­ lizam o sopro bidirecional. Neste caso, o ar é levado à região do arco de maneira semelhante, porém o seu escape se dá pelo interior das hastes que contém os contatos fixo e móvel, separando a trajetória do arco em duas direções diametralmente opostas, conforme pode ser observado na Fig. 11.25. No processo de extinção do arco, a possibilidade de reignição, após a passagem da corrente pelo zero natural, é bastante remota devido à retirada do meio ionizado da região entre os contatos. O ar utilizado nesses disjuntores deve ser praticamente puro e com total ausência de umidade. Para isso, são utilizados filtros e desumidificadores. O ar comprimido também é empregado na movimentação do sistema me­ cânico de acionamento do próprio disjuntor. Os disjuntores de ar comprimido são utilizados somente em subestações com tensões iguais ou superiores a 230 kV. Podem ser dotados individualmente do sistema de alimentação e de compressão de ar, no caso de subestações de pequeno porte. Em subestações de grande porte, utiliza-se, em geral, uma central de ar compri­ mido, que abastece todos os disjuntores, tanto para o sistema de extinção do arco como para o mecanismo de acionamento. São instalações de custo mais elevado mas é economicamente mais vantajoso quando comparadas com o emprego individual de cada unidade disjuntora portadora de um compressor para gerar o meio extintor do arco elétrico. A operação dos disjuntores a ar comprimido vem perdendo o mercado nos últimos anos para os disjuntores a SF6, à medida que a técnica de utilização deste gás está sendo aperfeiçoada para utilização em sistema de tensões elevadas iguais ou superiores a 230 kV. 2 0 0

2 0

Fig. 11.24 Ilustração de um pólo de disjuntor a ar comprimido

Disjuntores de Alta T ensão

423

Quanto ao Sistema de Acionamento Sistema de mola

O sistema de mola é o mais comum no acionamento dos disjuntores, principalmente por apresentar grande simplicidade de operação e custos reduzidos. É empregado basicamente em todos os disjuntores de média tensão e na maioria dos disjuntores até 230 kV. O sistema de acionamento através de mola é utilizado nos disjuntores a óleo, de pequeno ou grande volume, nos disjuntores a SF6, a sopro magnético e a vácuo. Consiste numa mola, ou conjunto de molas, que ao ser destravada libera toda a sua energia mecânica armazenada para o deslocamento da haste que porta o contato móvel do disjuntor. Esse acionamento pode ser feito individualmente por pólo ou de forma tripolar, em comando simultâneo. O sistema de acionamento dos disjuntores, na maioria dos casos, é do tipo mecânico e utiliza o princípio da energia armazenada, que tem as seguintes funções básicas: • armazenar energia mecânica carregando uma mola de fechamento, utilizando-se, para isso, de uma haste metálica, que faz girar o disco do sistema de manobra, ou empregando-se um motor do tipo universal; • ceder esta energia a um sistema de fechamento ultra-rápido dos contatos fixo e móvel ao mesmo tempo e transferir parte dessa energia para o carregamento simultâneo da mola de abertura. O sistema de acionamento por mola permite dotar os disjuntores de vários mecanismos peculiares a cada fa­ bricante. Esses mecanismos são resumidamente descritos a seguir.

a) Fechamento automático

Nesta concepção, o disjuntor é ligado imediatamente após o carregamento da mola de fechamento e pode ser acionado por dois diferentes meios: • operação manual - neste caso, o disjuntor é manobrado através de uma alavanca introduzida no mecanismo de acionamento na parte frontal da caixa de manobra. Inicialmente, quando a alavanca é movida no sentido ascendente, carrega-se a mola de fechamento que, no fim de curso do mecanismo acionador, provoca o descarregamento da mola sobre o dispositivo de fechamento do disjuntor, ao mesmo tempo em que predispõe a mola de abertura a atuar, mediante o acionamento do mecanismo de desligamento comandado manualmente ou por relés;

Capítulo Onze

| ------- Mola tensionada

1

1 1

1 1

L ------- Mola tensionada

1 1

1

1

1 a

:

1 d

a - Disjuntor desligado: início do carregamento da mola de fechamento; b - Disjuntor ligado; c - Disjuntor desligado: na posição de permitir o carregamento da mola de fechamento; d - Disjuntor desligado.

Fig. 11.26 Gráfico de tensionamento da mola de um disjuntor • operação motorizada - a alavanca de manobra de carregamento das molas, neste caso, é substituída por um motor do tipo universal, que pode ser acionado no painel da caixa de comando ou de um ponto remoto. A Fig. 11.26 sintetiza os passos da operação de um disjuntor acionado automaticamente, tanto através de ala­ vanca de manobra como por motorização.

b) Fechamento a mola pré-carregada

Nesta concepção, o disjuntor permanece desligado mesmo após o carregamento da mola de fechamento. No entanto, nessa posição, está predisposto ao fechamento. Semelhantemente ao caso anterior, os disjuntores são construídos em duas versões: • Operação manual Utiliza-se, neste caso, uma alavanca de acionamento e procede-se da mesma forma já descrita. Porém, ao final do processo de acionamento, o disjuntor permanece desligado até que seja pressionado um dispositivo mecânico ou eletromagnético, que permite o destravamento do sistema de fechamento. Após acionado este dispositivo, o disjuntor é imediatamente ligado, o que provoca a armação da mola de abertura, que fica predisposta ao aciona­ mento mediante o comando do relé. • Operação motorizada A alavanca de manobra é substituída por um motor do tipo universal, que pode ser acionado no painel de co­ mando ou de um ponto remoto de forma semelhante ao que já foi anteriormente descrito. A Fig. 11.27 sintetiza os passos da operação de disjuntor fabricado na concepção de fechamento a mola pré-carregada. Já o acionamento dos disjuntores com tensão igual ou superior a 72,5 kV pode ser executado através de sistemas mecânicos, hidráulicos ou por meio de ar comprimido, principalmente quando se trata de um equipamento que utiliza este último sistema como o de princípio de extinção do arco. O motor elétrico de comando dos disjuntores da classe de 15 a 24 kV normalmente é opcional. O sistema de carregamento de mola, feito manual ou eletricamente, é independente. Inicialmente, após o fechamento do disjuntor, o motor é automaticamente acionado para recarregar a mola de fechamento, num tempo, em geral, não superior a 7 s. Os disjuntores possuem associados ao seu sistema de mola alguns componentes que, quando ativados, propi­ ciam o destrave da mola carregada, fazendo atuar o equipamento. Esses componentes são chamados dispositivos de disparo, cuja variedade de aplicação é função do modelo do disjuntor e do seu fabricante. A função básica dos dispositivos de disparo é ampliar o sinal elétrico, ou mecânico, que ordena a retirada da trava do mecanismo de abertura. Os dispositivos de disparo mais vulgarmente utilizados nos disjuntores, princi­ palmente das classes de 15 a 38 kV, são: • Dispositivo de disparo de subtensão

Disjuntores de Alta T ensão

425

Mola tensionada Mola frouxa

Mola de fechamento

Mola tensionada

Mola de abertura

Mola frouxa

a - Disjuntor desligado: início do carregamento da mola de fechamento, b - Disjuntor desligado: predisposto ao fechamento, c - Disjuntor ligado: início do carregamento da mola de fechamento, d - Disjuntor ligado: execução do carregamento da mola de abertura, h - Disjuntor desligado: predisposto ao carregamento da mola de fechamento, i - início de um novo ciclo.

Fig. 11.27 Gráfico de tensionamento da mola de um disjuntor Constituído de um transformador de potencial que alimenta uma bobina (bobina de abertura), cuja força mag­ nética de permanência está limitada a uma tensão predeterminada. Abaixo dessa tensão, normalmente fixada em 65% da nominal, a bobina relaxa, provocando a retirada da trava da mola e a conseqüente abertura do disjuntor. Neste caso, o disjuntor também pode ser desligado intencionalmente através de uma botoeira cujo contato está em série com a bobina de abertura. • Disparadores em derivação São utilizados para desligamento automático de disjuntores através do relé de proteção correspondente e para desligamento intencional através de comando elétrico ou mecânico. Eles são próprios para serem alimentados por uma fonte externa de tensão contínua ou alternada, podendo ser alimentados excepcionalmente por um trans­ formador de potencial. • Disparadores operados por TC São utilizados para desligamentos automáticos de disjuntores nos casos de curtos-circuitos e sobrecargas. Para a conexão dos disparadores operados por TC é necessário utilizar transformadores de corrente ligados no circuito principal a ser protegido pelo disjuntor. • Disparadores mecânicos São utilizados em disjuntores desligados manualmente ou quando são utilizados relés primários de ação direta. Esse tipo de disjuntor é utilizado em subestações de pequeno porte instaladas em estabelecimentos comerciais e industriais. • Bobina de fechamento Permite o fechamento do disjuntor através de comando local ou remoto. É montada no dispositivo de acio­ namento, substituindo o mecanismo de operação manual. Pode ser energizada por fonte de corrente contínua ou alternada. Para melhor entendimento do funcionamento de atuação do mecanismo de mola, pode-se observar a Fig. 11.28. O motor elétrico ao ser acionado carrega o sistema de mola helicoidal de fechamento. No final de curso, esse sis­ tema de mola pára e mantém-se nessa posição por meio da trava mecânica de fechamento. A mola de fechamento está comprimida e pronta para atuar caso a trava de fechamento seja removida de sua posição. Ao ser retirada a trava mecânica de fechamento, através da atuação da bobina de fechamento, que pode ser feito por um dispositivo mecânico ou elétrico, a mola de fechamento libera a sua energia armazenada, fazendo o eixo do contato móvel se deslocar violentamente para cima, através do mecanismo de rotação, provocando o fechamento do disjuntor. Nesse percurso, a mola de abertura, fixada ao longo do eixo do contato móvel, é comprimida, acarretando ao mesmo tempo a rotação, no sentido anti-horário, do mecanismo de manobra, até que seja travado pela trava mecânica de abertura. Dessa forma o disjuntor está ligado e predisposto a abrir se a trava mecânica de abertura for retirada através de um dispositivo qualquer, mecânico ou elétrico, no caso, um dispositivo de disparo.

426

Capítulo Onze

Mecanismo de m anobra-------

Mola de abertura

Trava mecânica de abertura Bobina de abertura __ Trava mecânica de fechamento Mola helicoidal de fechamento

■ Bobina de fechamento Mecanismo de rotação Redutor de velocidade

Motor elétricoAlavanca de manobra ■

Fig. 11.28 Mecanismo de acionamento de um pólo de um disjuntor Os disjuntores motorizados são dotados de um motor do tipo universal, cuja tensão de movimentação pode variar entre 24 e 125 V em corrente contínua. No caso de a alimentação ser em corrente alternada, independente da rede, a tensão pode ser em 110 ou 220 V. A potência do motor é cerca de 1/4 cv, considerando-se que ele normalmente opera em sobrecarga durante o carregamento da mola. Para se entender o sistema de comando de um disjuntor, de forma geral, pode-se analisar o esquema elétrico da Fig. 11.29, com base num disjuntor de acionamento motorizado, sendo as bobinas de fechamento e abertura alimentadas por corrente contínua ou alternada. Ao ser acionada a botoeira L da bobina BF, fecham-se os contatos BF2, BF4, BF BF7 e BF , normalmente abertos, abrindo-se ao mesmo tempo os contatos BF5, BF9 e BF10, normalmente fechados. O disjuntor Dl fecha, então, os seus contatos, pela retirada da trava da mola de fechamento. Com o fechamento do contato BF4, a bobina antibombeamento AB atua, fechando os contatos AB1 (contato de auto-selo), abrindo AB2 e desenergizando BF, já que o contato, normalmente aberto, 52 do disjuntor está fechado pela operação de fechamento do próprio disjuntor. Quando a mola de abertura chega ao fim da sua posição de tensionamento, carregada pela mola de ligamento, fecha-se o contato FCM2, ligando a bobina BM que aciona o motor para recarregar a mola de fechamento, ao mesmo tempo em que se abre o contato FCM1. O contato FCM3 está fechado para a mola de fechamento relaxada. Quando a mola de fechamento chega ao final de curso, abre-se o contato FCM3, desligando o motor M. A bobina antibombeamento tem a função de evitar religações sucessivas do disjuntor, o que pode acontecer quando, por descuido de operação ou falha nos contatos auxiliares, a bobina de fechamento mantém-se energizada e o disjuntor é ligado com o sistema sob defeito sustentado. Dessa forma, o disjuntor é ligado e religado repetidas vezes, podendo resultar em danos irreparáveis ou mesmo na explosão do equipamento. A bobina antibombeamento tem retardo próprio de 80 ms. Para desligar o disjuntor, basta acionar a botoeira D, que energiza a bobina de abertura BA, retirando a trava mecânica da mola de abertura. 6

Sistema de solenóide

8

É utilizado no carregamento da mola de abertura do disjuntor, ao mesmo tempo que propicia a operação do seu sistema de fechamento. É constituído basicamente de um solenóide e, em geral, empregado somente na abertura

Disjuntores de Alta T ensão

8

9

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10

Contatos auxiliares

VCA

L - Botoeira liga. D - Botoeira desliga. Dl - Disjuntor do sistema de potência. BF - Bobina de fechamento. BA - Bobina de abertura. BM - Bobina da chave do motor de carregamento da mola, CM • Chave de ligação do motor. BF2, BF4...- Contatos da bobina de fechamento. BA1, BA2...- Contatos da bobina de abertura, RST - Contato do relé de subtensão. FCM1, FCM2...- Contatos do fim de curso da mola. LSR - Lâmpada de sinalização vermelha. LSV - Lâmpada de sinalização verde. AB - Bobina antibombeamento. AB1, AB2... • Contatos da bobina antibombeamento. 52 - Contato auxiliar do disjuntor.

Fig. 11.29 Diagrama elétrico típico do circuito de operação de um disjuntor do disjuntor. Tem utilização limitada devido à pouca energia que consegue transferir para o carregamento da mola de abertura.

Sistema a ar comprimido

Este sistema é praticamente empregado nos disjuntores que utilizam o ar comprimido como meio de extinção do arco. Nesse caso, o ar comprimido exerce tanto a função do meio extintor do arco como a de acionador do mecanis­ mo de disparo do disjuntor. O ar é armazenado em vasos cilíndricos de alta pressão e distribuído através de uma rede de tubulação, aos diversos disjuntores do sistema. No entanto, o disjuntor pode conter o seu próprio vaso de pressão.

Sistema hidráulico

É simplesmente constituído de um vaso de óleo (1), visto na Fig. 11.30, que recebe uma elevada pressão da bomba hidráulica, B, comprimindo o êmbolo do vaso (1) contra um certo volume de nitrogênio N2, armazenando, desta forma, uma grande quantidade de energia. A bomba hidráulica chega a imprimir uma pressão de aproxima­ damente kg/cm no reservatório ( ). Para se proceder à abertura do disjuntor, energiza-se o solenóide K, que abre a válvula correspondente, permi­ tindo que o óleo depositado sob pressão na parte inferior do reservatório ( ), através dos condutos a s d, se escoe para o reservatório (3). Assim, o solenóide K mantém a válvula correspondente fechada, conservando a pressão do óleo contido na parte superior do reservatório. Para se proceder ao fechamento do disjuntor, aciona-se o solenóide K„ permitindo a passagem do óleo sob pressão pelos condutos c e a para o reservatório (2); ao mesmo tempo, aciona-se o solenóide K2, fazendo o óleo, sem pressão, escoar para o reservatório (3) através dos condutos b e e. Dessa forma, o êmbolo, que contém o contato móvel, é empurrado violentamente para cima, fechando os contatos do disjuntor. 2 0 0

2

1

2

2

428

Capítulo Onze

Fig. 11.30 Ilustração de um sistema hidráulico do mecanismo de acionamento de um disjuntor

Seqüência de Operação

Os disjuntores são dimensionados para operar dentro de suas características nominais, considerando o ciclo de operação determinado pelo fabricante. Em geral, o ciclo de operação é designado por duas seqüências:

a) Seqüência O-t-CO

O - operação de abertura (open); C - operação de fechamento (close). Muitas vezes, a seqüência de operação vem acompanhada dos tempos correspondentes: 0-0,35s-c0.

b) Seqüência O-í-CO-t-CO

Neste caso, a capacidade de interrupção do disjuntor é reduzida cerca de 20% da capacidade registrada na operação anterior. Muitas vezes, a seqüência de operação vem acompanhada dos tempos correspondentes: O-0,35s-CO-3min-CO.

11.5 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS DISJUNTORES

O estudo dos disjuntores está, em sua grande parte, voltado para as condições transitórias que ocorrem nos sistemas durante o processo de sua operação.

429

Disjuntores de Alta T ensão

Os disjuntores são dimensionados para atuar em corrente alternada. Em casos específicos são fabricados para operação em corrente contínua. A interrupção em corrente contínua é muito mais difícil e complexa de se realizar do que a interrupção em corrente alternada, porque nesta corrente a extinção do arco é obtida quando a corrente passa pelo seu zero natural, o que, evidentemente, não pode ocorrer em corrente contínua. Ao se analisar o circuito da Fig. 11.31, observa-se que, além dos parâmetros normais do circuito, a resistência Re a indutância L, em alguns disjuntores existe uma resistência /?, inserida entre os contatos de mesmo pólo destinada a reduzir as sobretensões resultantes da operação de energização do sistema. Durante a energização de uma linha de transmissão através de um disjuntor, inicialmente fecha-se a chave Cl, conectando-se assim a resistência R, em série com a referida linha. Decorrido um curto intervalo de tempo, da ordem de 5 a 15 ms, fecha-se a chave C2, fazendo com que a corrente do circuito seja conduzida por ela, elimi­ nando a ação do resistor. Dessa forma o circuito é energizado em dois diferentes tempos resultando na ocorrência de duas sobretensões, sendo que a primeira verificou-se na presença do resistor R, e a segunda no momento da sua eliminação do circuito, através do fechamento da chave C2. O valor da sobretensão depende do valor da re­ sistência do resistor de inserção. Quando o disjuntor abre os seus contatos, o arco é levado para uma câmara de desionização onde sofre um alongamento e resfriamento, resultando numa resistência artificialmente inserida, denominada de resistência de arco Ra. Nesse momento, uma tensão V, aparece nos terminais dos contatos do disjuntor devido à variação di/dt da corrente. Logo em seguida, os valores de V, e I, diminuem rapidamente, até que a corrente final resulte em: v

1 R „ +R =

— ^ —

(

11 . 1)

Nos disjuntores de corrente contínua, o tempo de arco é normalmente longo, porém o suficiente para não de­ teriorar os contatos do pólo. O que acontece na interrupção em corrente alternada é um fenômeno mais simples, onde a resistência, a reatância e a capacitância apresentam um papel de extrema importância. Quando um sistema elétrico está operando, guarda determinada energia de origem magnética nos seus compo­ nentes indutivos e certa energia de origem capacitiva nos seus componentes capacitivos. Os componentes indutivos de um sistema são os transformadores, motores, reatores e a própria indutância dos condutores. Já os componentes capacitivos são os capacitores e a própria capacitância dos condutores entre fases e entre fases e terra. Isso por­ que, nessa condição de estabilidade ou estado estacionário, o sistema pode, instantaneamente, sofrer alterações bruscas quando acontece um defeito, por exemplo, um curto-circuito. Nesse instante, ocorre um complexo jogo de transferência de energia entre os componentes do sistema ocasionando uma série de fenômenos que pode ser chamada de estado transitório do sistema. A Eq. (11.2) exprime matematicamente as duas situações admitidas para qualquer sistema elétrico, conforme descrito anteriormente. V I = -1

V R R

Fig. 11.31 Circuito elétrico simplificado de um sistema elétrico

( 11.2 )

430

C a p ítu lo O nze

V - tensão do sistema; R - resistência ôhmica do sistema; L - indutância do sistema. O primeiro termo, isto é, V/T, representa o estado estacionário do sistema e é independente do tempo. Já o segundo termo da Eq. (11.2) aproxima-se de zero quando o valor de T é grande. Para T = 0, o segundo termo assume o valor de - V/R. Supondo agora que determinado sistema, caracterizado por uma resistência R e uma indutância L, é energizado instantaneamente no tempo T = 0. A corrente que era imediatamente antes de T = 0 igual a V/R se elevará de zero, em T = 0, para V/R, para T = °° condição em que o segundo termo é zero. O estado transitório é normalmente de tempo muito curto, porém extremamente severo quanto à integridade dos equipamentos do sistema. Para que se possa estudar inteiramente um disjuntor, é necessário particularizá-lo, na operação, em várias situações que levem o sistema de um estado estacionário a um estado transitório. Esse estudo pode ser realizado tanto para solicitações encontradas em serviço normal, como para solicitações existentes em condições de defeito. Não será aqui abordado, pois foge ao propósito deste trabalho. Inicialmente serão estudados os principais parâmetros elétricos que caracterizam os disjuntores.

Características Elétricas Principais Tensão nominal

É o valor eficaz da tensão pela qual o disjuntor é designado, e ao qual são referidos os outros valores nomi­ nais. A tensão nominal do disjuntor deve ser igual à tensão máxima de operação do sistema na qual o disjuntor é previsto operar.

Nível de isolamento

É o conjunto de valores de tensões suportáveis nominais que caracterizam o isolamento de um disjuntor em relação à sua capacidade de suportar os esforços dielétricos. O nível de isolação de um isolamento no ar, como o que existe entre os terminais de um seccionador de cons­ trução aberta, é função da altitude em que o referido equipamento está instalado. A maioria das normas nacionais e internacionais especificam que os equipamentos podem ser instalados até uma altitude de 1.000 m sem nenhuma restrição. Porém, nesta altitude, a redução do nível de isolação de um isolamento no ar é de cerca de 10%, valor já considerado no projeto dos fabricantes.

Tensão suportável à freqüência industrial

É o valor eficaz da tensão senoidal de freqüência industrial que um disjuntor deve suportar, em condições de ensaio especificadas.

Tensão suportável a impulso

É o valor de impulso normalizado, atmosférico pleno ou de manobra, que um disjuntor deve suportar em con­ dições previstas de ensaios. No caso de descargas atmosféricas, podem-se encontrar duas situações. A primeira é quando a descarga atmos­ férica se desenvolve nas proximidades da linha de transmissão, chamada descarga indireta, em que o crescim en to da onda de tensão induzida atinge cerca de 10 kV/|xs, correspondente a um pico quase sempre inferior a 100 kV. Essas descargas não apresentam nenhum risco para os sistemas de tensão superior a 34,5 kV. E importante frisar que as descargas indiretas atuam simultaneamente em todas as fases do sistema, desenvolvendo ondas de tensão e corrente da mesma forma. N o segundo caso, são constatadas as descargas atmosféricas que incidem diretamente sobre as linhas de trans­ missão. A velocidade de crescimento da onda de tensão pode atingir valores elevados, variando de 80 a 1.000 kV/(xs, sendo o seu valor muito elevado, ocasionando no sistema uma tensão também muito elevada. A velocidade com que as ondas de tensão e corrente se propagam na linha de transmissão é de cerca de 300 m/|xs. Isso significa que se uma onda de tensão de descarga alcança o seu valor de pico num tempo de 1(x, a sua frente é de 300 m de comprimento.

D is ju n to r e s d e A l t a T e n s ã o

431

Tensão de resta b elecim en to “É a tensão que aparece entre os terminais de um pólo do disjuntor depois da interrupção da corrente.” Essa tensão é responsável pela reignição do arco entre os terminais de um pólo de um disjuntor. Nota: todas as definições colocadas entre aspas foram extraídas na NBR 7118 - ABNT. Tensão d e resta b elecim en to tran sitória (TRT) “É a tensão de restabelecimento no intervalo de tempo em que ela tem uma característica transitória apreciá­ vel.” Em outras palavras, a tensão de restabelecimento transitória é a tensão que aparece entre os contatos de um pólo do disjuntor, logo após a interrupção da corrente, no intervalo de tempo que caracteriza o período transitório, antes do amortecimento das oscilações. A tensão de restabelecimento transitória mais desfavorável para o disjuntor é aquela que ocorre para defeitos trifásicos nos terminais do disjuntor ou para defeitos verificados à distância entre 800 a 5.000 m. Por defeito nos terminais do disjuntor, deve-se entender aquele que ocorre entre os próprios terminais do disjuntor, ou nos barramentos da subestação ou ainda nos terminais de saída das linhas de transmissão ou alimentadores. Para melhor se entender o conceito do processo de desenvolvimento da tensão de restabelecimento transitória, deve-se analisar o circuito da Fig. 11.32. Quando o sistema está em plena operação, a sua capacitância paralela entre condutores ou entre condutores e terra, armazena determinada quantidade de energia cuja polaridade é função da freqüência do sistema. Isto é, quando a onda de tensão alternada está crescendo no seu valor positivo, a capacitância está se carregando, para logo em seguida se descarregar com o decréscimo da onda de tensão, e se recarregando, agora no sentido inverso, com o crescimento da onda de tensão na parte negativa. Da mesma forma, a indutância armazena determinada quantidade de energia em função da corrente que circula na linha de transmissão. Ao se analisar a Fig. 11.32, percebe-se que tanto do lado da fonte como do lado da carga existem os parâmetros anteriormente considerados, agindo sobre os mesmos princípios. Quando processada a abertura do disjuntor D, inicia-se uma seqüência de transferência de blocos de energia armazenada entre a capacitância e a indutância, numa freqüência bastante elevada. Dessa forma, os contatos de um mesmo pólo do disjuntor ficam submetidos a tensões de fonte e de carga, o que se denomina tensão de res­ tabelecimento transitória (TRT), provocando o reacendimento do arco entre os referidos contatos, caso a rigidez dielétrica do meio extintor seja inferior ao valor da TRT do disjuntor. Os disjuntores, então, devem ser dimensionados para suportar o valor da TRT para cada condição anteriormente considerada. Assim, a tensão de restabelecimento transitória é um dos parâmetros fundamentais, para a especifi­ cação do disjuntor a ser utilizado em determinada instalação.

Taxa de crescimento da tensão de restabelecimento transitória (TCTRT)

“É a relação entre o valor de crista da TRT e o tempo gasto para atingir esta tensão.” A TCTRT para alguns tipos de serviço mais comumente encontrados na prática é: • abertura de transformador em vazio: =£ 0,1 kV/pus; • abertura de transformador em carga: =S 0,2 kV/|xs;

Fig. 11.32 C ir c u ito e lé tr ic o s im p lific a d o d e u m

s is te m a e lé tr ic o

432

CapItulo Onze

• abertura de circuito de motores em carga: «£ 0,2 kV/jxs; • abertura do circuito em condições de defeito: *£ 1 kV/(xs;

Corrente nominal

“É o valor eficaz da corrente de regime contínuo que o disjuntor deve ser capaz de conduzir indefinidamente sem que a elevação de temperatura das suas diferentes partes exceda os valores determinados nas condições es­ pecificadas nas respectivas normas.”

Corrente de interrupção

“É a corrente num pólo de um disjuntor, no início do arco, durante uma operação de abertura.”

Corrente de interrupção simétrica nominal

“É o valor eficaz da componente alternada da corrente de interrupção nominal em um curto-circuito.” Esse valor exprime a capacidade de ruptura do disjuntor e é um dos parâmetros básicos para o seu dimensionamento em função do nível de curto-circuito atual e futuro da instalação considerada. A Tabela 11.1 fornece, a título de ilustração, a capacidade de interrupção de curtos-circuitos simétrico e assimétrico para disjuntores de vários fabricantes nacionais.

Corrente de estabelecimento

“É o valor de crista da primeira alternância da corrente num determinado pólo de um disjuntor, durante o período transitório que se segue ao instante do estabelecimento da corrente, em uma operação de fechamento.”

Tensão de serviço kV

Tabela 11.1 Características elétricas básicas de um disjuntor Simétrica Assimétrica Corrente kA

Potência MVA

Corrente

Potência

kA

MVA

11,5

280

11,7

400

37,8 37,8 37,8 37,8 37,8

4.740 4.510 3.920 3.410 3.410

37,8 37,8 37,8

9.480 9.480 9.480

Tensão nominal: 13,8 kV 13,8

10,5

250 Tensão nominal: 20/24 kV

20

10

72,5 69 60 52 <52

31,5 31,5 31,5 31,5 31,5

145 132 < 1 32

31,5 31,5 31,5

Corrente suportável de curta duração

350 Tensão nominal: 72,5 kV 3.950 3.950 3.950 3.950 3.950 Tensão nominal: 145 kV 7.900 7.900 7.900

“É o valor eficaz da corrente que um disjuntor pode suportar, na posição fechada, durante um curto intervalo de tempo especificado nas condições prescritas de emprego e de funcionamento.”

Disjuntores de Alta T ensão

433

Tabela 11.2 Características elétricas gerais de disjuntores Características Valores Tipo Tensão nominal Corrente nominal Capacidade de ruptura nominal Potência de interrupção (simétrica) Corrente de ligação (simétrica) Corrente de curta duração (1 s) Tempo de ligação Tempo de desligam ento Tempo de interrupção Tempo de ligação-desligam ento Tensão de ensaio: 60 Hz/1 m in Tensão de impulso: 1/50 |xs D istância de escoam ento D istância fase-terra

Ud kV A A MVA kA kA s s s s kV kV mm mm

D (KU) 356/20 20/24 13,2 630 630 350 250 10 11 25 28 20 20 0,11 0,6 0,14 0,04

55 125 248 180

D (KU) 506/20 20/2413,2 630 630 500 350 14,5 15,5 36 39 20 20 0,12 0,065 0,16 0,06

Duração nominal da corrente de curto-circuito

“É aquela durante a qual o disjuntor, quando fechado, pode suportar a corrente de interrupção simétrica no­ minal.” Com base nos parâmetros anteriormente descritos, seguem, a título de ilustração, os principais dados técnicos de disjuntores de fabricação AEG e Sprecher Energie, reunidos nas Tabelas 11.2 e 11.3, respectivamente.

Tabela 11.3 Características elétricas de disjuntores HPF Valores

Características Tipo

Ud

HPF

HPF 409/38,5

Tensão nominal

kV

52/72,5

34,5

Tensão m áxim a de serviço

kV

72,5

Freqüência nom inal

Hz

50/60

38 50/60

Corrente nominal Corrente nominal sim étrica de interupção

A

2.000

kA

2.000 31,5

Corrente nominal de ligação (crista)

kA

80

80

* tempo de ligamento

s

0,16

* tempo próprio na abertura

s

0,025

0,16 0,025

* tempo total de interrupção

s

0,025

* tempo em oposição de fase

s

0,06

0,05 0,06

kV kV

160 350

80 200

31,5

Tempo de operação

Tensões de prova * tensão de 50/60 Hz 1 m seco entre fase-terra * tensão suportável de impulso

434

Capítulo Onze

Solicitações em Serviço Normal

As solicitações em serviço normal são as que se caracterizam pela operação do disjuntor em condições de manobra intencional. São as descritas a seguir.

Abertura de transformadores em vazio

Quando um transformador é desligado através de um disjuntor, a sua energia magnética, armazenada na indutância própria, é liberada em forma de energia elétrica, com base na Eq. (11.3): Wm = ^ X L X P

(11.3)

A energia capacitiva, mesmo de pequena expressão, armazenada no transformador também é liberada e seu valor pode ser dado pela Eq. (11.4): 1 V2 W < = 2 X ~C

(1L4)

Como há uma troca de energia de igual valor entre os circuitos indutivos e capacitivos, Wm = Wc, a tensão V toma um valor muito elevado, ou seja:

V = / X )l |

(11.5)

A sobretensão resultante do desligamento de um transformador pode acarretar uma série de descargas internas ao equipamento e levar à perfuração dos seus enrolamentos. Uma outra forma de analisar este fenômeno é consi­ derar, por exemplo, o desligamento de um transformador quando a corrente de magnetização /„, está em seu valor máximo, como no caso de na Fig. 11.34. Neste instante, a corrente é abruptamente levada a zero, passando do ponto a ao ponto c da mesma figura. Desta forma, a energia abc armazenada no circuito magnético é transferida para a capacitância, provocando uma sobretensão no sistema. A Eq. (11.6) fornece aproximadamente o valor de pico da sobretensão produzida pelo desligamento de um transformador: Vp = / c X ^ ^ - ^

(

11.6)

Vp - tensão de pico, em kV; Ic - corrente de corte ou de chopping, em A; r\m- rendimento magnético; L,„ - indutância de magnetização do transformador, em H. O rendimento magnético se caracteriza pela relação entre a energia magnética liberada pelo núcleo do equipa­ mento durante o processo de magnetização. O valor da indutância magnética em H do transformador pode ser calculado pela Eq. (11.7): 1.000 X Z„, X , . Lm =------------- ------ — (H) (11.7 2 v X F X P n, Z„, - impedância nominal do transformador, em pu; Vn, - tensão nominal do transformador, em kV; P „ , - potência nominal do transformador, em kVA. Já a capacitância pode ser fornecida pelo gráfico da Fig. 11.33. Nele, pode-se determinar, aproximadamente, tanto a capacitância série entre espiras, como a capacitância do enrolamento para a terra. A capacitância por fase dos enrolamentos do transformador pode finalmente ser calculada pela Eq. (11.8). C, = y]C, X Cs (pF) (11.8) C, - capacitância do enrolamento para a terra, em pF. Cs - capacitância série entre espiras, em pF.

Disjuntores de Alta T ensão

435

Para se determinar aproximadamente a freqüência das oscilações, pode-se empregar a Eq. (11.9): 1

4 X^L,,,

X C,

(Hz)

(11.9)

É importante lembrar que a Eq. (11.8) é válida somente para transformadores ligados em estrela-triângulo. A freqüência das oscilações em transformadores triângulo é significativamente menor.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 11.1 U mtransform adorde20M V AA-Y-69/13,8kVdeim pedânciaigual a7%édesenergizadoemvazioatravésdaaberturado seudisjuntoraSF6correspondente. Calcularasobretensãoresultanteeafreqüênciadasoscilações. AplicandoaEq. (11.6), tem -se: y. ■(. X JSgiE - 5X

J

- 74,6V/fase

/„=5A(valorconsideradodacorrentedecorteouchopping)-, ti = 0,6(valorconsiderado) Aindutânciadem agnetizaçãovale:

Lm= -

2 7 rX FX P„, 1.000X 0,07X 692 ---------------=0,044H Lm m = -2 ttX 60X 20.000 Acapacitânciasériedasespirasdosenrolam entosearespectivacapacitânciaparaaterrapodemserdeterm inadaspelo gráficodaFig. 11.33. AcapacitânciaporfaseédadapelaEq. (11.8).

C, -

yjC, x c s

C. =^ZÕÕÕX7=118,3PF=118,3X10-'2F C ,= 2.000pF (Fig.11.33) Cs=7pF (Fig.11.33)

436

Capítulo Onze AEq. (11.9) dáafreqüênciadasoscilações: F = _ _ J _____

1

° 4X JLm X C, 4x^/0,044X2.000-1 2 F0 =26.650Hz=26,6kHz

Abertura de pequenas cargas indutivas

Este é o caso característico de abertura do disjuntor quando estão ligados ao sistema transformadores com baixo carregamento, alimentando motores, reatores, etc. Na abertura dos contatos do disjuntor, há certa instabilidade do arco quando a corrente, ao ser interrompida, aproxima-se do seu zero natural, ocorrendo, nessas circunstâncias, um corte prematuro, o que resulta em sobretensões em todo o sistema. Assim, quando o disjuntor abre os seus contatos, há uma transferência de energia do circuito indutivo para as capacitâncias naturais do sistema. Porém, nem toda energia do circuito magnético é integralmente transferida para as capacitâncias. A taxa de transferência depende do rendimento magnético do núcleo dos equipamentos, que pode variar entre 0,3 e 0,9. Se ao secundário do transformador estiver ligado um reator, por exemplo, para limitar a corrente de curto-circuito, o valor do rendimento magnético pode atingir até a unidade. O mesmo pode-se dizer dos motores, quando o elemento de partida é uma chave dotada de reatores, a exemplo da chave compensadora. Tratando-se de transformadores em vazio, o rendimento magnético é de apro­ ximadamente 0,4. O corte prematuro da corrente pelo disjuntor é conhecido como corrente de corte ou de chopping, que é ca­ racterística dos disjuntores a SF6 e a ar comprimido. Pode ocorrer, também, com menor freqüência nos demais equipamentos, porque esses disjuntores são normalmente construídos para uma elevada capacidade de ruptura, próprios para operar em correntes de curto-circuito de valor muito alto. Porém, quando são solicitados a operar em corrente de pequeno valor, o seu mecanismo de abertura apresenta uma sobrecapacidade de interrupção, o que faz acelerar a extinção do arco antes da passagem da corrente pelo seu zero natural, ocasionando, em conseqüência, os fenômenos de sobretensão. O chopping é, enfim, o valor da corrente em seu ciclo senoidal a partir do qual o disjuntor extingue a corrente instantaneamente. A determinação da corrente de chopping é difícil devido à incerteza de se estabelecer certos parâmetros do circuito que participam do cálculo, como os valores das capacitâncias da unidade de interrupção e da própria carga, além de outras características técnicas não reveladas pelos fabricantes dos disjuntores. Sua determinação não será, portanto, avaliada aqui porque foge ao propósito deste trabalho.

Abertura de motores de indução

A interrupção de um circuito de motor de indução operando a plena carga constitui-se em fator normal sem maiores solicitações de corrente e sobretensões. No entanto, se o motor estiver operando em vazio, o sistema poderá sofrer severas solicitações de sobretensões. Outro fato importante decorre da possibilidade de interrupção da corrente do motor durante o processo de acionamento. Como se pode perceber, ambos os casos são caracteri­ zados por uma manobra com baixo fator de potência, o que significa uma carga de forte conteúdo indutivo. No primeiro caso, o disjuntor irá operar com uma carga basicamente indutiva de pequeno valor; já no segundo caso, a manobra do disjuntor será feita sob condição de uma carga indutiva elevada. O desligamento de motores em operação em vazio é muito comum nas instalações industriais. A interrupção da corrente durante a partida do motor pode acontecer nas seguintes situações: • quando se deseja saber o sentido de rotação do rotor, principalmente quando o motor é recém-instalado na rede elétrica: • quando a proteção de sobrecorrente está ajustada para uma corrente inferior ao valor da corrente de parti­ da; • quando o conjugado resistente da carga é superior ao conjugado motor. As sobretensões em conseqüência da interrupção da corrente de partida podem atingir valores bastante eleva­ dos, cerca de cinco vezes a tensão nominal, cuja conseqüência é a descarga que se verifica entre os terminais do motor, no interior da sua caixa de ligação. É bom notar que os valores dessas sobretensões dependem do tipo do disjuntor responsável pela manobra respectiva. Os motores mais sujeitos às sobretensões transitórias são os de potência com valores compreendidos entre 15 e 1.500 cv nas tensões de 4,16 a 6 kV. Se houver reignição após o primeiro corte de corrente, devido à tensão de restabelecimento, as sobretensões tornam-se mais perigosas para o motor. Para garantir a resistência dos motores contra os processos de sobretensão,

Disjuntores de Alta T ensão

437

a NBR 7094 - Motores Elétricos de Indução - exige um ensaio de rigidez dielétrica, à freqüência industrial, com valor dado pela Eq. (11.10), para motores de indução com potência inferior a 13.000 cv, com mínimo de 1.500 V. Ve = 2 X Vnm + 1.000 (11.10) Ve- tensão de ensaio, em V; Vnm - tensão nominal do motor, em V. A tensão Veé aplicada entre cada fase e as outras duas remanescentes, considerando-as ligadas à terra. A duração do ensaio é fixada em 1 min. Neste caso, um motor de indução de 1.000 cv/IV pólos/4.160 V de tensão nominal é submetido, durante 1 min, à tensão de: Ve = 2 X 4.160 + 1.000 = 9.320 V As sobretensões de manobra efetuam-se à freqüência industrial. O seu valor máximo pode ser determinado a partir da Eq. (11.11): vm, = J v , 2 + z i X /’ (v ) (11.11) Vms - valor máximo da sobretensão, em V; Vi - valor instantâneo da tensão, valor de pico entre fase e terra, nos terminais do motor, no momento da va­ riação da corrente, em V; Zm - impedância característica do motor, em fl; Ic - corrente cortada pelo disjuntor, em A. A impedância característica do motor, Z,„, varia de acordo com a potência e tensão nominais da máquina e com a sua velocidade síncrona. Quanto maiores forem a tensão e a velocidade,maior será o valor da impedância, que é também inversamente proporcional à potência nominal da máquina.Em termos médios aproximados, a impedância, Z„„ pode assumir os seguintes valores: • motores de 150 a 300 cv: 1.000Í1; • motores de 500 a 1.500 cv: 400Í1. A corrente de corte ou de chopping do disjuntor, discutida anteriormente, pode ser avaliada em função do seu tipo, conforme mostra a Tabela 11.4. Esta corrente, quecorresponde àquela a partir da qual o disjuntor interrompe instantaneamente antes que atinja o zero natural, provoca sobretensões no sistema, podendo danificar o motor. Tabela 11.4 Relação de corrente de corte ou de chopping em função da capacitância h

Tipo de disjuntor Pequeno volume de óleo Disjuntor a SF6 Disjuntor a ar comprimido

10 x 104 17 X 104 20 X 104

Pode-se afirmar que a corrente de corte é diretamente proporcional à capacitância paralela, C p , nos terminais do disjuntor, compreendendo as capacitâncias da carga e da fonte, inclusive a da câmara de interrupção do próprio disjuntor. Considerando, como ordem de grandeza, uma capacitância paralela de 2 X 1 0 “6 F no circuito de ali­ mentação de um motor de indução durante a sua partida, a corrente de c h o p p i n g num disjuntor a pequeno volume de óleo pode adquirir o valor de:

lc

=

= 10X 10“

(Tabela 1 1.4)

J c ~ p X 10 X 104

=

^2X IO"6 X 10 X 104

= 141,4 A

A corrente de corte, l c, capaz de provocar sucessivas reignições nos disjuntores está compreendida entre 2 0 e 5 0 0 A. Valores inferiores a 2 0 A, que correspondem à desenergização de transformadores em vazio, não provocam sobretensões perigosas para o disjuntor.

438

C a p ít u l o O n z e

As sobretensões podem ser melhor avaliadas analisando-se o fator de sobretensão, que corresponde à relação entre a tensão máxima transitória e a tensão nominal do motor em seu valor de pico. Pode ser dada pela Eq. (11.12): F = ----- ^ ----0,82 X V

(11 121

K l 'u >

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 11.2 Considerarumm otorderotoremcurto-circuito, compotêncianom inal de1.250cv/pólos/4160V . Calcularasobretensãoa queficarásubm etidoom otorquando, duranteosinstantesiniciaisdepartida, édesligadodarede. a)Correntenom inal dom otor 1.250X0,736 V3X 4,16x (0,86X 0,92)

L = - 7= ---------------r - 1--------------r = 161,3A

Fp =0,86(fatordepotêncianom inal);

=0,92(rendim entonom inal). b )Correntedechopping dodisjuntor lc =141.4A(valorcalculadoanteriorm ente) c) Sobretensãonodesligam entoduranteapartida, valordepico D eacordocomaEq. (11.11), tem -se: 17

Vms= J V ? + Z * x l !

V, =

x-J~2 =3.396,6V v3 Zm= 400ft /„=141,4A Vms =J 3.396,6?+4002X141,4! =56.661,8V d)Fatordesobretensão D eacordocomaEq. (11.12), tem -se:

F=

0,82X

= ____5 6 6 6 1 ’ 8 =117 V„mp 0,82X 4.160X ^

Energização de Componentes do Sistem a Energização de transformadores

Durante a energização de um transformador surgem correntes de valor significativamente elevado que podem causar sérias perturbações ao sistema, inclusive fazendo atuar a proteção de sobrecorrente do equipamento caso 0 seu ajuste não esteja adequado. O valor da corrente de energização, conhecida também como corrente de inrush, pode atingir várias vezes a corrente nominal, talvez, em média, até oito vezes este valor. Porém, o seu valor de­ pende da polaridade e da grandeza do magnetismo residual que o núcleo do transformador acumulou após a sua última operação. O fenômeno da corrente de inrush pode ser explicado analisando-se a curva de magnetização residual carac­ terística de um transformador. Como se pode observar através da curva da Fig. 11.34, a corrente de magnetização, /„„„ assume rapidamente valores elevados a partir do ponto de magnetização, s, em que o núcleo, praticamente, encontra-se saturado. Em resumo, em um transformador recém-construído, energizado pela primeira vez, 0seu núcleo não armazena nenhum fluxo residual. No instante da energização, supondo, por exemplo, a tensão passando pelo zero natural e o fluxo (f) atrasado de 90° elétricos em relação à tensão, o fluxo resultante no núcleo do transformador teria que passar instantaneamente de zero (transformador sem magnetismo residual) até o valor do fluxo . Como isto não é possível, já que o fluxo magnético não pode ser criado instantaneamente, surge um componente alternado de fluxo 4>mmuito superior a s (fluxo de saturação do núcleo), resultando, segundo a Fig. 11.34, na corrente de magnetização, Inm, de valor extremamente elevado. Quando o transformador está em operação e é desenergizado, o seu núcleo armazena determinada quantidade de magnetismo, denominado magnetismo residual,
D isju n t o r e s d e A l t a T en sã o

439

Fig. 11.34 Curva de magnetização

do magnetismo residual do núcleo, „ conforme Fig. 11.34, então não haverá transitório, já que a magnetização do transformador acompanhará a sua curva. Esta conceituação é bastante teórica e, na prática, isso dificilmente ocorre, dado o caráter aleatório do instante da ligação do transformador.

Energização de capacitores

Quando um banco de capacitores é aberto, estes equipamentos permanecem sob tensão remanescente imedia­ tamente após essa operação, cujo valor praticamente fica constante por algum tempo, diminuindo lentamente em virtude das correntes de fuga naturais. Nessas condições, os contatos do disjuntor do lado da carga estão submetidos à tensão remanescente do capacitor, enquanto os contatos do disjuntor do lado da fonte estão submetidos à tensão do sistema na freqüência industrial. A Fig. 11.35 pode melhor esclarecer essa questão. Assim, a tensão entre os contatos abertos do disjuntor cresce, podendo haver reacendimento do arco. O exame da Fig. 11.36 facilita a compreensão dos fenômenos que acontecem num pólo durante a operação do disjuntor.

Fig. 11.35 E s q u e m a b á s ic o d e u m

s is te m a e lé tr ic o c o m c a p a c itâ n c ia s d e fa s e

Capítulo Onze

Fig. 11.36 Sobretensões no sistema por carregamento da capacitância

Nesse caso, a corrente de carga Ic dos capacitores está adiantada da tensão de 90° (carga capacitiva). Supo­ nha que, no ponto a, os contatos do disjuntor se abram. Então, surge um arco entre os contatos em processo de abertura, que perdura até que a corrente atinja o ponto b que é o seu zero natural, quando o arco é então extinto. Nesse momento a tensão passa por uma pequena instabilidade devido à troca de energia entre as capacitâncias e indutâncias do sistema. Assim, o capacitor em carga permanece com uma tensão V2, enquanto a tensão do sistema V2 evolui para o seu valor máximo negativo, quando fica estabelecida uma diferença de potencial elevada (V2 V,), duas vezes superior à tensão do sistema, conforme se pode observar no ponto c da Fig. 11.36. Se a rigidez dielétrica entre os contatos for inferior ao valor de (V2 ~ ^i) ocorrerá uma reignição do arco entre os contatos já abertos do disjuntor, alimentando novamente o capacitor com a corrente transitória /, o que o deixa com uma tensão remanescente de valor igual V2I, porém com a polaridade negativa, conforme pode ser observa­ do no ponto d da Fig. 11.37. Como a tensão V21 no capacitor aumentou, a tensão de restabelecimento (V2 ~ Vi)

I-------------------1

Fig. 11.37 E s q u e m a b á s ic o d e

u m c irc u ito e lé tr ic o c o m c a p a ­ c itâ n c ia s d e te rra

D is ju n t o r e s

de

Alta T ensão

441

também se eleva provocando uma nova reignição entre os contatos do disjuntor. Teoricamente, esse processo de reignição continuaria indefinidamente com tensões de reignição cada vez maiores. Porém, ele é interrompido, na prática, após algumas reignições, limitado pelos parâmetros do próprio circuito. A Fig. 11.36, representa a tensão de restabelecimento analisada.

Energização d e lin h a s d e tran sm issã o Uma linha de transmissão pode ser representada, eletricamente, pelas indutâncias e capacitâncias próprias entre fases e entre fases e terra. De forma simplificada, pode-se admitir o esquema da Fig. 11.37, onde estão represen­ tadas somente as capacitâncias. Desse modo, para efeito de energização da linha, o comportamento do disjuntor é idêntico ao descrito para o caso da energização de um banco de capacitores.

Solicitações em Regime Transitório

São as solicitações que se caracterizam pela operação do disjuntor em condições de defeito no sistema.

Abertura em regime de curto-circuito nos terminais do disjuntor a) Circuito monofásico

E considerado circuito monofásico, semelhante ao mostrado na Fig. 11.41, aquele representado por um sistema dotado de seus parâmetros naturais que são a resistência, a reatância e a capacitância. Considerando que em regime de curto-circuito o fator de potência é extremamente reduzido, pode-se admitir que o valor da resistência da fonte Rf é muito inferior ao da reatância dada pela indutância da fonte Lf. Em conseqüência, a corrente de defeito está atrasada aproximadamente 90° em relação à tensão, conforme pode ser observado na Fig. 11.38. Como já foi comentado anteriormente, após a abertura dos contatos do disjuntor, o arco somente é extinto no momento da passagem da corrente pelo zero natural. Nesse caso em análise, quando a corrente atinge o zero natu­ ral, a tensão está no seu valor máximo Vm, considerando-se aí o tempo inicial T0 para a contagem dos fenômenos da presente interrupção. Como se verifica na Fig. 11.38(c), a corrente estabelecida no circuito é do tipo oscilatório. Este fato é explicado, considerando-se que, imediatamente após a falta nos terminais do disjuntor, a tensão se anula, descarregando toda

Fig. 11.38 T e n s õ e s e c o r r e n te n a a b e r tu r a m o n o p o la r d e u m

d is ju n to r

Capítulo Onze

a capacitância da fonte Cf. Em seguida, se processa a abertura do disjuntor D, como foi analisado anteriormente enquanto a fonte G, que no momento da extinção do arco estava no seu valor máximo Vm, inicia o carregamento da capacitância Cf, através da indutância e da resistência da fonte. Mesmo após carregada a capacitância com a tensão máxima da fonte, V„„ a indutância, através de seu campo magnético, continua descarregando toda a sua energia armazenada sobre a mesma capacitância, que agora passa a apresentar nos seus terminais uma tensão superior à tensão da fonte. Quando toda a energia magnética da indu­ tância for transferida e transformada em energia elétrica na capacitância, a corrente cessa e inicia imediatamente o processo de retorno de toda a sua energia elétrica armazenada, transferindo-a para a indutância, e transformado-se em energia magnética novamente. Cria-se, então, um circuito oscilatório cuja tensão atinge duas vezes a tensão Vm, conforme pode ser visto através da Fig. 11.38(d). A resistência Rf é responsável pelo amortecimento da energia transferida entre a indutância e a capacitância, transformando-a em energia de perda.

b) Circuito trifásico

Na análise de interrupção de uma corrente de curto-circuito trifásica pelo disjuntor, deve-se levar em consi­ deração que as três correntes de defeito estão defasadas entre si de 120°, enquanto a passagem pelo ponto zero natural dá-se a cada 60° por qualquer uma das três correntes do sistema. Considerando que os três contatos do disjuntor se separam, nas três fases, praticamente no mesmo instante, pode-se perceber facilmente que a interrupção nos três pólos ocorre em tempos diferentes. Isto é, se um pólo, num determinado instante, interrompe a corrente que está passando pelo seu zero natural, nos outros dois pólos a corrente de defeito continua circulando, à semelhança de um circuito bifásico. A Fig. 11.39 demonstra, de forma clara, o processo de interrupção de uma corrente num circuito trifásico. Ao se abrirem os contatos do disjuntor num ponto qualquer, T0, a corrente do primeiro pólo somente atingirá o seu zero natural no tempo Tu quando o arco, neste pólo, será extinto inicialmente, o que pode ser visto na Fig. 11.39(a). Enquanto isso, as correntes no segundo e terceiro pólos ainda não atingiram o seu zero natural por

Fig. 11.39 T e n s õ e s e c o r r e n te s n a a b e r tu r a d e u m

d is ju n to r

D is ju n t o r e s

de

A l t a T e n sã o

443

estarem defasadas da corrente do primeiro pólo 60° e 120° respectivamente. Nesse instante, o circuito passa a ter características bifásicas, percebendo-se, pela Fig. 11.40, que as indutâncias estão em série, fazendo com que as correntes das fases B e C assumam valores iguais e de sinais contrários. Para isso, a corrente da fase B atinge prematuramente o ponto zero, enquanto a da fase C sofrerá um retardo de igual valor. Ao cabo do tempo T2, o circuito trifásico está completamente aberto e não circulará mais nenhuma corrente, a menos que haja uma reig­ nição devido à tensão de restabelecimento. Observar na Fig. 11.39 que as correntes das fases B e C, ou seja, I2 e /3, assumem valores iguais a v 3/2 do seu valor anterior à interrupção /„ ficando ainda em quadratura, isto é, em oposição de fase. Pode-se, também, deduzir que a maior solicitação do disjuntor refere-se ao primeiro pólo, pois os outros dois dividem a interrupção das correntes das fases restantes. Analisando agora o desenvolvimento da tensão nas três fases, pode-se afirmar que: • a tensão transitória de restabelecimento é 1,5 vez maior do que a tensão máxima do sistema Vm\ • a tensão máxima transitória de restabelecimento Vm é 1,4 vez maior do que a tensão transitória de restabe­ lecimento (sem considerar os efeitos transitórios). Chama-se fator de primeiro pólo a relação entre a tensão transitória de restabelecimento e a tensão máxima do sistema.

Fig. 11.40 Ilustração

da abertura dos três pólos de um disjuntor

Abertura em regime de curto-circuito distante dos terminais do disjuntor

Neste caso, há uma intensa transferência de energia armazenada entre a capacitância e a indutância do sistema desenergizado. A freqüência dessas oscilações pode ser dada pela Eq. (11.13). Fa = --------- / - 2tt X ^ 4 X Cc

(11.13)

Considerar o sistema com uma fonte geradora G, alimentando uma longa linha de transmissão cujo circuito simplificado é dado na Fig. 11.41, onde são mostrados os principais parâmetros do circuito, isto é, a resistência, a reatância e a capacitância. Rfi Lf e Cf são, respectivamente, a resistência, a indutância e a capacitância do sistema gerador, enquanto Rc, Lc e Cc são, respectivamente, a resistência, a indutância e a capacitância do sistema de transmissão. Quando o disjuntor D abre o circuito, o arco é extinto no momento em que a corrente passa pelo seu zero na­ tural. Por tratar-se de um curto-circuito, a tensão está adiantada da corrente num ângulo próximo a 90°; portanto, assumindo o seu valor máximo. Assim, no instante da interrupção da corrente, a capacitância, Cc, do sistema está plenamente carregada em virtude da posição da tensão no seu valor máximo. Efetuada a interrupção pelo disjuntor,

444

Capítulo Onze

Fig. 11.41 Diagrama básico de um sistema elétrico de potência

a capacitância, Cc, eletricamente separada do circuito fonte, transfere a sua energia armazenada para a indutância Lc, que imediatamente transfere a mesma energia de volta para a capacitância Cc, criando, desta forma, um circuito oscilante de freqüência Fcs, definida na Eq. (11.13). As transferências de energia são amortecidas pela resistência Rc do sistema de transmissão. Quanto maior for Rc, menor será o tempo do regime transitório. Quanto à condição de tensão no lado da geração, o fenômeno se processa de modo idêntico ao que foi descrito para o regime de curto-circuito nos terminais do disjuntor.

Abertura em regime de curto-circuito a curta distância dos terminais do disjuntor

Quando ocorre um curto-circuito a uma determinada distância do disjuntor, que pode variar de algumas centenas de metros a poucos quilômetros, o sistema sofre solicitações severas de alta freqüência, num fenômeno comumente chamado curto-circuito quilométrico. A severidade a que fica submetido o disjuntor, nessas condições, não é decorrente do valor da corrente de defeito, mas causada pela tensão transitória de restabelecimento (TRT) que surge entre os seus contatos. E ne­ cessário que o meio de extinção do arco apresente uma rigidez dielétrica elevada; caso contrário, o disjuntor será seriamente danificado, pois esta é a condição mais perigosa para esse equipamento. Para análise do fenômeno, considerar a Fig. 11.42. Devido à ocorrência do defeito no ponto A, o disjuntor é solicitado a interromper a corrente de curto-circuito. Devem ser considerados dois fenômenos transitórios distintos que, por ação mútua, resultam em uma série de perturbações para o sistema. Analisando inicialmente o que ocorre no lado da fonte, pode-se afirmar que a capacitância, Cf, fica descarregada imediatamente após o defeito, visto que a tensão foi a zero. Porém, a fonte a alimenta através da indutância Lf, que transfere toda a sua energia armazenada. Como já se descreveu este processo no item Abertura em regime de curto-circuito nos terminais do disjuntor, a partir deste instante ocorre uma série de transferências de energia entre a indutância e a capacitância, estabele­ cendo, desse modo, uma tensão transitória oscilante elevada.

Fig. 11.42 D ia g r a m a e lé tr ic o d e u m

s is te m a e lé tr ic o s o b c o n d iç ã o d e d e fe ito

Disjuntores de Alta T ensão

445

Já a tensão transitória do lado da carga é reduzida rapidamente a zero, conforme Vcc, na Fig. 11.43 devido ao efeito acelerado de amortecimento, função da impedância de surto. Dessa forma, entre os contatos do disjuntor vai aparecer uma diferença de tensão bastante acentuada que corresponde à tensão de restabelecimento transitória V„ muito severa para o disjuntor, podendo provocar várias reignições perigosas. O fator preponderante para a severa solicitação que sofre o disjuntor é a elevada taxa de crescimento verificada pela tensão de restabelecimento transitória (TRT), que pode ser expressa pela Eq. (11.14): AV,C= 2 X s p l X 10-6 X ir X F X / K X Z c

(11.14)

AVIC- taxa de crescimento da TRT, em kV/|xs; Icc - corrente de curto-circuito, em kA; Zc - impedância característica do sistema, em íl.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 11.3 Calcularataxadecrescim entodaTRTparaumcurto-circuitocujacorrenteéde40kA , num alinhadetransm issãode69 kV . F= 60H z L = 40kA Zc =450Í1(valorm édioadm itido). AplicandoaEq. (11.14), tem -se: A \ 4=2 X ^ 2 X 10"6X tt X 60X 40X 450=9,5kV/ixS

Para expressar a severidade com que o disjuntor fica submetido, adotou-se designar o curto-circuito quilométrico através da relação entre a corrente de defeito quilométrico, Iccq e a corrente de curto-circuito característica de um defeito nos terminais do disjuntor lca. Quando é dito que um curto-circuito quilométrico é de 80% significa que a corrente de curto-circuito, tomada a uma determinada distância do disjuntor - curto-circuito quilométrico, é 0,8 da corrente de curto-circuito verificada nos terminais do disjuntor. A tensão transitória de restabelecimento nos terminais do disjuntor assume a forma de onda dada pela Fig. 11.43. Conforme pode ser observado nessa figura, a tensão de restabelecimento transitória aplicada aos terminais de um mesmo pólo do disjuntor pode ser dada pela Eq. (11.15). Vrl = Vf - V ccl

(11.15)

Vccl - tensão transitória de curto-circuito entre fase e terra nos terminais de linha do disjuntor; Vf - tensão transitória entre fase e terra nos terminais de fonte do disjuntor; Vr, - tensão de restabelecimento transitória entre os terminais de fonte e de linha de um mesmo pólo do disjun-

Fig. 11.43 T e n s ã o tr a n s itó r ia d e r e s ta b e le c im e n to n o s te rm in a is d e u m

d is ju n to r

446

Capítulo Onze

Abertura em regime de oposição

Quando um disjuntor mantém em serviço em paralelo duas fontes de geração, como na Fig. 11.44, e uma dessas fontes é submetida a um distúrbio que faça circular uma elevada corrente no alimentador, o disjuntor deve inter­ vir através das proteções associadas, abrindo os seus contatos, quando nesse instante as tensões nas duas fontes geradoras mencionadas estão defasadas de um certo ângulo de fase. A condição mais desfavorável é aquela em que as tensões em cada terminal de um pólo do disjuntor estão desfasadas 180°, quando se diz que o disjuntor operou em regime de oposição fase. Nesse caso, a tensão de restabelecimento transitória pode assumir valores muito elevados superiores até mesmo àqueles resultantes dos processos de curto-circuito a curta distância da barra. Já a corrente resultante do fenômeno é consideravelmente inferior àquela referente a um curto-circuito nos terminais do disjuntor, e é normalmente dada em percentagem desta. Para um disjuntor, por exemplo, de 72,5 kV, a capacidade de interrupção em oposição de fase assume os seguintes valores: • máxima tensão de restabelecimento à freqüência nominal (valor eficaz): 105 kV; • capacidade de corrente de interrupção em oposição de fases: 25% de Icc = 7,9 kA; • máxima tensão de restabelecimento transitória: 185 kV.

11.6 ENSAIOS E RECEBIMENTO Características dos Ensaios Todos os ensaios devem ser realizados pelo fabricante na presença do inspetor ou não, de conformidade com as prescrições contidas no documento de aquisição do comprador. Os ensaios de recepção devem ser realizados de acordo com a NBR 7102/81. Os ensaios sintéticos em disjuntores de alta tensão estão a seguir enumerados.

Ensaios de rotina

Devem ser executados em todas as unidades produzidas. São os seguintes: • ensaios de tensão suportável a seco, à freqüência industrial no circuito principal; • ensaios de tensão aplicada nos circuitos de comando e auxiliar; • medição da resistência no circuito principal; • ensaios de operação mecânica; • ensaios nas buchas; • ensaios de vazamento (óleo, ar comprimido e gás); • ensaios de pressão (gás e ar comprimido); • ensaios dos ajustes mecânicos; • ensaios de operação mecânica;

Disjuntores de Alta T ensão

447

• ensaios dos tempos de operação tanto no fechamento como na abertura; • ensaios nas buchas; • ensaios de suportabilidade dos componentes isolantes principais, à tensão de freqüência industrial.

Ensaios d e tipo Em geral, os ensaios de tipo são dispensados pelo comprador quando o fabricante exige resultados dos ensaios anteriormente executados sobre disjuntores fabricados com base no mesmo projeto. Caso contrário, é sempre conveniente a presença de um inspetor na fábrica durante a realização dos ensaios que são: • ensaios de comprovação do desempenho mecânico; • ensaios de comprovação de operação; • ensaios de comprovação da elevação máxima de temperatura; • ensaios de impulso de manobra; • ensaios de impulso atmosférico; • ensaios de tensão aplicada à freqüência industrial; • ensaios de descarga parcial; • ensaios de estabelecimento de correntes de curto-circuito; • ensaios de corrente crítica; • ensaios de interrupção de corrente de curto-circuito monofásico; • ensaios de interrupção de falta quilométrica; • ensaios de abertura em discordância de fases; • ensaios de suportabilidade à corrente de curta duração admissível; • ensaios de abertura de linha em vazio; • ensaios de manobra de banco de capacitores (abertura e fechamento); • ensaios de abertura do transformador em vazio; • ensaios de interrupção de falta com a operação de disjuntores em paralelo. Ensaios d e receb im en to Para o recebimento dos disjuntores são considerados os aspectos citados a seguir. • Transporte O transporte deve ser feito com todos os cuidados necessários a fim de que o equipamento não sofra nenhum dano, incluindo-se aí o embarque e o desembarque. • Inspeção visual Antes do embarque, os disjuntores devem sofrer uma inspeção visual abrangendo os seguintes aspectos: - confrontar as características de placa com o pedido de compra; - verificar a inexistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos no tanque ou nos acessórios; - examinar se há indícios de corrosão; - observar se há vazamentos de óleo através das buchas, bujões e solda; - verificar o estado da embalagem.

11.7 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para aquisição de um disjuntor é necessário que se especifique, no mínimo, os seguintes casos: • tensão nominal; • corrente nominal; • corrente de interrupção simétrica, valor eficaz; • corrente de interrupção assimétrica, valor eficaz; • potência de interrupção; • freqüência nominal; • tempo de interrupção; • tensão suportável de impulso; • tipo de construção (aberta ou blindada); • tipo de comando (manual ou motorizado).

T ransformadores de P otência 12.1 INTRODUÇÃO

Transformador é um equipamento de operação estática que por meio de indução eletromagnética transfere energia de um circuito, chamado primário, para um ou mais circuitos denominados, respectivamente, secundário e terciário, sendo, no entanto, mantida a mesma freqüência, porém com tensões e correntes diferentes. Para que os aparelhos consumidores de energia elétrica sejam utilizados com segurança pelos usuários, é ne­ cessário que se faça sua alimentação com tensões adequadas, normalmente inferiores a 500 V. No Brasil, as tensões nominais, aplicadas aos sistemas de distribuição secundários das concessionárias de energia elétrica, variam em função da região. No Nordeste, a tensão padronizada é de 380 V entre fases e de 220 V entre fase e neutro. Já na Região Sul, a tensão convencionalmente utilizada é de 220 V entre fases e 127 V entre fase e neutro. No entanto, em alguns sistemas isolados, são aplicadas tensões diferentes destas, como, por exemplo, a de 110 V. Em um sistema elétrico, os transformadores são utilizados desde as usinas de produção, onde a tensão gera­ da é elevada a níveis adequados para permitir a transmissão econômica de potência, até os grandes pontos de consumo, onde a tensão é reduzida a nível de subtransmissão e de distribuição, alimentando as redes urbanas e rurais, onde novamente é reduzida para, enfim, ser utilizada com segurança pelos usuários do sistema, conforme já mencionado. Os transformadores são adjetivados em função da posição que ocupam no sistema, conforme se observa na Fig. 12.1, que trata de um esquema de geração, transmissão, subtransmissão e distribuição de energia elétrica. A Fig. 12.2 mostra uma subestação do tipo subtransmissão na tensão nominal de 69 kV localizada em área urbana utilizando dois transformadores de 20/26 MVA.

12.2 CARACTERÍSTICAS GERAIS Princípio de Funcionamento

Na sua concepção mais simples, um transformador é constituído de dois enrolamentos: o enrolamento primário, que recebe a energia do sistema supridor, e o enrolamento secundário, que transfere esta energia para o sistema de distribuição, descontando as perdas internas referentes a esta transformação. A Fig. 12.3 mostra um circuito magnético fechado representando um transformador na sua forma mais sim­ ples. No seu estudo de funcionamento, os transformadores devem ser analisados nas três situações particularmente mais importantes que assumem durante a sua operação, como será visto a seguir.

Operação em vazio

Quando um transformador está energizado e não há nenhum aparelho consumidor ligado ao seu enrolamento secundário, diz-se que opera em vazio. Neste caso, uma tensão V, é aplicada ao seu enrolamento primário, fazendo aparecer no enrolamento secundário uma tensão V2. Dessa forma, no enrolamento primário circulará uma corrente /0, denominada corrente em vazio.

______

T ransformadores de P otência

©

Fig. 12.1 Representação de um sistema GTD: geração - transmissão - distribuição

----Bancodecapacitores

.Transform ador1

_____Transform ador2 ___Transform adordepotencial

F ig . 1 2 .2 V is ta g e ra l d e u m a s u b e s ta ç ã o d o tip o s u b tr a n s m is s ã o d e 6 9 k V

449

Capítulo D oze

0 W )

r

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V2

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J

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C a rg a

i % ---- ---- -

Fig. 12.3 Circuito magnético elementar de um transformador

Conforme o diagrama da Fig. 12.4, esta corrente poderá ser decomposta em dois componentes, sendo / a cor­ rente responsável pela magnetização do núcleo, enquanto Ipé a corrente que o transformador absorve da rede de alimentação para suprir as perdas internas, devido às correntes parasitas ou de Foulcault e às perdas por histerese. Os valores de I)Le Ip são expressos de acordo com as Eqs. (12.1) e (12.2): Ip = I0 X cos i//0 (12.1) /„ = I0 X sen t//0 (12.2) A corrente I0 é normalmente muito pequena e, em geral, atingecerca de 8% da corrente primária com o trans­ formador a plena carga. Já a correnteIppode variar entre 2 e 15% do valor da corrente /„, valor este que depende da qualidade da chapa utilizada na fabricação do núcleo. Para muitas considerações práticas, o valor de 70é tomado igual a 7^. O co-seno do ângulo i//0 representa o fator de potência do transformador em operação em vazio, e é normalmente muito pequeno, em virtude do valor elevado deste ângulo, ou seja: Fpo = cos tjj0 (12.3)

Fig. 12.4 D ia g r a m a v e to r ia l d a c o r r e n te d e m a g n e tiz a ç ã o

T ransformadores de P otência

451

Em operação em vazio do transformador, define-se intensidade de campo magnético H0 como o valor da corrente elétrica de excitação 70 que circula numa determinada quantidade de espiras primárias /V, cujo comprimento total mede Lm, envolvendo o núcleo do transformador. Pode ser dada pela Eq. (12.4): L X N, H0 =' (12.4) H0 - intensidade de campo magnético, em ampères X espiras/m. Finalmente, a potência absorvida da rede por um transformador monofásico em operação em vazio pode ser determinada a partir da Eq. (12.5): Pi = Vi X 70 (12.5) Para um transformador monofásico de 15 kVA (1F + AO, a potência absorvida da rede de alimentação quando operado em vazio, na tensão de l3,8/\p3 kV, é cerca de: 15 15 = 1,88 A / = Z l= Vt 13.8/V3 7,96 P0 =V1 X I0 = 7,96 X 1,88 X - — 1,19 kVA 100 Quando o transformador está operando em vazio nenhuma corrente percorre o enrolamento secundário. O fluxo (])„, que se desenvolve no núcleo pode ser determinado a partir da Eq. (12.6), desde que sejam consideradas nulas as resistências ôhmicas dos enrolamentos, e portanto, nula a queda de tensão correspondente, bem como nulas as dispersões dos fluxos magnéticos produzidos, isto é, todas as linhas de fluxo são admitidas circulando na massa de ferro do núcleo considerado.
108 X V,

(Wb)

(12.6)

(]>,„ - fluxo magnético, em weber (Wb); V, - tensão aplicada ao enrolamento, em V; F - freqüência do sistema, em Hz; N t - número de espiras do enrolamento primário. Considerando o fluxo magnético percorrendo uma determinada seção transversal do núcleo, pode-se determinar a sua densidade a partir da Eq. (1 2 .7 ), em seu valor máximo. ío 8 x v;

= --------------------------(gauss) 4,44 X S X F X Nt (1 2 .7 ) S - seção transversal do núcleo, em cm2; B m - densidade do fluxo magnético, em gauss (linhas/cm2). O valor de B ,n pode ser também expresso pela unidade tesla (7 ), onde 1 T = 1 Wb/m2, ou ainda, 1 gauss é igual B,„

a 1 0 -4 T. O fluxo magnético representa o número de linhas de força magnética entrando ou saindo de uma superfície magnetizada. A densidade de fluxo magnético relaciona o número das linhas de força, entrando ou saindo de uma superfície magnetizada pela área transversal perpendicular às linhas de fluxo. Os transformadores apresentam, em geral, uma densidade de fluxo variando entre 1 0 .0 0 0 e 1 6 .0 0 0 gauss. Quando analisadas as equações anteriores, pode-se concluir sobre alguns dados importantes na operação dos transformadores: • a redução da seção transversal do núcleo resulta em aumento da densidade de fluxo magnético e, em con­ seqüência, em aumento das perdas no ferro, acarretando maior corrente de excitação, 70; • a redução proporcional do número de espiras N t e N2 corresponde a um aumento da corrente em operação em vazio, e das perdas por histerese e por correntes de Foucault [veja Eqs. (1 2 .7 ) e (1 2 .2 6 )]; • a elevação da tensão aplicada aos terminais primários do transformador resulta em um aumento da corrente em operação em vazio, em perdas no ferro mais elevadas e em um maior número de correntes harmôni­ cas; • transformadores com perdas no ferro e correntes em operação em vazio de pequeno valor possuem menores correntes harmônicas, porém, apresentam custos bem mais elevados;

452

Capítulo Doze

• se o transformador for submetido a uma freqüência de alimentação superior a sua nominal, a densidade de fluxo magnético é reduzida na proporção inversa da freqüência correspondente, diminuindo as perdas no ferro; • os transformadores destinados a um ciclo de carga de tempo reduzido, como, em geral, acontece com transformadores rurais, podem apresentar perdas maiores no cobre, porém, devem possuir baixas perdas no ferro; • os transformadores destinados a um ciclo de carga de tempo elevado devem apresentar baixas perdas no cobre e no ferro. A Fig. 12.55 permite que sejam determinadas as perdas totais nas chapas de ferro de fabricação Armco, utili­ zadas na construção de transformadores de distribuição e de força. Assim, um transformador, em cujo projeto se admitiu umainduçãomagnética de12.600 gauss (12,6 kgauss), e seráutilizada uma chapa M5,na freqüência de 60 Hz, apresentaráuma perdano ferro correspondente de 0,880 W para cada kg de peso donúcleo. Se o núcleo pesa 80 kg, logo a perda resultante é de 70,40 W. As relações fundamentais dos transformadores são dadas pela Eq. (12.8): V = —I = —N ( 12.8) V, /, JV, —

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.1 U mtransform adorm onofásicodetensõesprim áriaesecundáriarespectivam enteiguaisa7,96kVe220Vtemumnúcleo m agnéticocomáreadaseçãotransversal igual a10x 12cm . Sabendo-sequeafreqüênciaéde60H z, calcularonúm erod e espirasnosdoisenrolam entos, considerandoum adensidadedefluxoigual a12.000gauss. D aEq. (12.7), tem -se: 108xl/; _ 10° x 7.960 4,44XS.XSXF 4,44X12.000X120X60 S = 10X12=120cm 2 A /, =2.074espirasprim árias V, _ N, _ 7.960_ 2.074 l/2 N2 220 N2 N2 =57espirassecundárias

Operação em carga

Quando uma carga é ligada aos bornes secundários do transformador, circula neste enrolamento uma corrente de valor I2 que, em conseqüência, faz surgir no primário, além da corrente de valor /„, uma nova corrente de valor li conforme mostrado no diagrama da Fig. 12.5. A força magnetomotriz N, X /' provocada por esta corrente equilibrará a força magnetomotriz (f.m.m.) gerada no secundário com a circulação da corrente de carga I2. O diagrama vetorial da Fig. 12.5 indica os novos valores elétricos com a ligação de uma carga indutiva no enro­ lamento secundário. Dessa forma, pode-se concluir que, quando uma determinada carga faz circular uma corrente 12 no enrolamento secundário de um transformador, o enrolamento primário absorve da rede de alimentação uma corrente total /„ que compreende a corrente magnetizante /0e a corrente de reação K e que está defasada em relação à tensão de um ângulo i//l5 cujo valor depende do ângulo do fator de potência da carga, i//2. Quando a carga do secundário é reduzida, I2 diminui e, conseqüentemente, a corrente primária /, também diminui. Se a carga é, finalmente, retirada, I2 torna-se nula e o transformador absorve da rede apenas a corrente de excitação /0. Quando o transformador trabalha em carga plena, a corrente de reação /, é, aproximadamente, igual à cor­ rente total primária /,, já que a corrente em vazio é muito pequena, como já se mencionou anteriormente. Dessa forma, as relações fundamentais expressas na Eq. (12.8) ficam praticamente inalteradas para a grande parte das aplicações. Porém, nem todo fluxo gerado pelos ampères-espiras N, X /, do enrolamento primário abraça o enrolamento secundário, e também nem todos os ampères-espiras gerados pelo enrolamento secundário, N2 X I2, abraçam o enrolamento primário. Isso porque parte dos fluxos gerados circula por fora do núcleo, o que é denominado fluxo de dispersão.

T ransformadores de P otência

453

Fig. 12.5 Diagrama vetorial de um transformador em operação de carga

A Fig. 12.6 representa um transformador ideal mostrando o percurso dos fluxos de dispersão gerados pelos ampères-espiras primário e secundário e, respectivamente, simbolizados por e 2. O fluxo 4>x, disperso no ar, mantém uma certa proporção com a corrente /,, o que é verdadeiro para o fluxo c/>2, em relação à corrente de carga /2. Quanto mais distantes são colocados os enrolamentos primário e secundário, maior é a quantidade das linhas de fluxo magnético produzidas por um enrolamento que não abraça outro, disper­ sando-se no ar, conforme mostrado na Fig. 12.6. Para reduzir esta dispersão, os transformadores são construídos com os enrolamentos primário e secundário colocados na mesma coluna e concêntricos, ficando o enrolamento primário superposto ao secundário. Com isso também são reduzidos os efeitos provocados pela intensa força produzida durante a ocorrência de curtos-circuitos no secundário do transformador, devido ao menor diâmetro formado pelo conjunto dos enrolamentos.

F ig . 1 2 .6 R e p r e s e n ta ç ã o d e u m tra n s f o r m a d o r id e a l e o s flu x o s d e d is p e rs ã o

Capítulo Doze

Fig. 12.7 Diagrama elétrico representativo de um transformador real

Um transformador pode ser representado pelo diagrama da Fig. 12.7, onde o enrolamento primário é identificado por uma resistência Rl e uma reatância Xl que, percorridas por uma corrente /„ provoca uma queda de tensão de valor igual a (/, X /?, + j l x X X,). Já no enrolamento secundário, a corrente de carga I2 provoca uma queda de tensão neste enrolamento de valor igual a X R 2 + jI2 X X 2). O diagrama da Fig. 12.7 representa o circuito equivalente de um transformador real em que os fluxos de dis­ persão e (f>2 foram substituídos pelas reatâncias X t e X2 chamadas de reatâncias de dispersão. O diagrama da Fig. 12.8 permite determinar as quedas de tensão primária e secundária num transformador real, cujo circuito equivalente está representado na Fig. 12.7. Dessa forma, a queda de tensão R2 X I2está em fase com a corrente de carga I2, enquanto X2 X I2está defasado de 90°, em avanço, a I2. Assim, a tensão disponível nos terminais secundários do transformador fica expressa pela Eq. (12.9): ( / 2

V2 = E 2 - (R2 X I2 + jX2 X I2)

Fig. 12.8 Diagrama vetorial de um transformador real

(12.9)

455

T ransformadores de P otência

De modo semelhante, no enrolamento primário a queda de tensão /?, X /, está em fase com a corrente da rede de alimentação /,, enquanto X, X Ix está em avanço de 90° em relação à mesma corrente. Assim, o valor da tensão Vj é dado pela Eq. (12.10): Vl — Et (/?, X /, + jXl X / , ) É importante observar que a f.e.m. £, gerada quando o transformador está em carga é inferior à f.e.m. para a condição de operação em vazio. Assim, mantendo-se constante o valor de V{ e elevando-se a corrente de carga I2, cresce o valor da corrente de reação primária /,, provocando uma queda de tensão na impedância (/?, + jXx) X /„ o que resulta em um decréscimo do valor de Ex. A redução de Exé função da queda na impedância primária mencionada. Embora o valor de El diminua, ainda permanece próximo ao da tensão aplicada Vx. O valor do fluxo magnético
2

Operação em curto-circuito

Quando os terminais de um transformador são ligados através de um condutor de impedância desprezível, a tensão medida entre esses terminais é praticamente nula. A força eletromotriz gerada nessas condições resulta em uma corrente secundária defasada desta de um ângulo <\>cc, dado pela Eq. (12.11): tg
1 1

« 2

2

As quedas de tensão no secundário do transformador, R2 X I2 e X2 X /2, podem facilmente ser representadas no primário através das Eqs. (12.13) e (12.14): RXa = m2 X R 2 (12.13) Xu = m2 X X 2 (12.14) Nos ensaios de curto-circuito de um transformador, aplica-se uma tensão VXcc nos terminais primários para se obter nos terminais secundários em curto-circuito uma corrente I2cc de valor igual ao da corrente nominal do transformador /„,. A essa tensão VUc dá-se o nome de tensão de curto-circuito, sendo seu valor muito pequeno, cerca de 5% da tensão nominal primária do equipamento. O transformador submetido a essa condição de curto-circuito apresenta um fluxo magnético no núcleo muito baixo, cerca de 5% do fluxo registrado em regime de carga. Assim, a força eletromotriz gerada também é pequena, de tal forma que os ampères-espiras primários Af, X /, são praticamente iguais aos ampères-espiras secundários n 2 x /2.

Fig. 12.9 Diagrama equivalente de um transformador

456

Capítulo Doze

Como o fluxo nessas condições é muito pequeno, as perdas no ferro do transformador são muito baixas, registrando-se como significativas as perdas Joule, que correspondem às perdas nos enrolamentos de cobre ou, simplesmente, perdas no cobre.

12.3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os transformadores são construídos com as mais diversas características, que dependem do tipo de carga que se quer alimentar ou mesmo do ambiente onde se pretende instalá-los. Atualmente, existem no Brasil algumas dezenas de indústrias que fabricam transformadores de distribuição e de força. O processo de fabricação e a linha de produção destas fábricas são, de maneira geral, semelhantes, logicamente apresentando sensíveis diferenças quanto aos recursos técnicos disponíveis, o que muitas vezes im­ plicam a qualidade final do equipamento. A fabricação de um transformador começa com a construção do núcleo. Inicialmente, uma guilhotina, con­ tendo na extremidade um rolo de chapa de ferro silício, processa o corte com dimensões e formatos devidamente especificados pelo setor de projeto. À medida que a chapa é cortada, a própria máquina (guilhotina) efetua um empilhamento inicial, de modo que facilite a execução de várias unidades de transformação de uma mesma po­ tência e característica. Após o corte, é efetuada a montagem do núcleo, sendo empilhadas as chapas, de acordo com o tipo a ser fabricado. Em uma linha de produção paralela se processa a fabricação dos enrolamentos, tanto primários como secundá­ rios. Nos transformadores de distribuição, por exemplo, os fios dos enrolamentos primários são de cobre, porém de seção retangular. Os enrolamentos podem ser executados de três diferentes modos:

a) Tipo camada

E o caso mais comum na execução dos enrolamentos dos transformadores de distribuição, onde são empre­ gados fios de pequena seção. Nesse caso, os fios são enrolados em formação helicoidal com espiras sucessivas e imediatamente adjacentes, podendo ter uma ou mais camadas de acordo com o projeto. No final, é obtida uma bobina única.

b) Tipo panqueca

Também conhecido como disco, é um enrolamento constituído de várias seções ou pequenas bobinas enroladas de forma helicoidal com espiras sucessivas e imediatamente adjacentes. As panquecas são montadas verticalmente e ligadas em série. Normalmente, são utilizadas em enrolamentos primários de transformadores de distribuição. Do ponto de vista de manutenção, são economicamente viáveis, já que, para pequenas falhas internas no trans­ formador, em geral, somente uma panqueca necessita ser substituída, em vez do enrolamento completo da coluna correspondente. A Fig. 12.10 mostra um núcleo de transformador trifásico onde podem ser observadas as bobinas primárias constituídas de panquecas. Com os enrolamentos concluídos, inicia-se a montagem dos mesmos sobre o núcleo de ferro, complementandose com a execução das conexões e colocação dos comutadores. Cabe aos montadores muito cuidado para evitar, nessa ocasião, a formação de partículas condutoras ou isolantes que venham a prejudicar as características dielétricas do óleo mineral isolante. Após a sua montagem, o núcleo do transformador é submetido a umacirculação de ar quente e depois levado à estufa, onde passará pela secagem da parte ativa para a retirada de toda a água impregnada na isolação, em conseqüência do próprio meio ambiente. Os processos de secagem variam de acordo com cada fabricante e o seu nível de qualificação. São mais comumente utilizados os seguintes processos: • secagem em estufas com ar quente; • secagem em estufas com ar quente na presença de vácuo; • secagem em estufas através de vapor de solvente. O primeiro processo é mais simples, porém impreciso quanto à determinação do ponto considerado, em que a parte ativa se encontra livre de umidade. Nesse processo, a secagem é feita no interior de uma estufa contendo ventiladores em pontos convenientes que permitem a circulação do ar quente, uniformizando o processo. No segundo caso, além das condições anteriores, o interior da estufa é submetido a uma pressão negativa, a fim de acelerar a retirada da umidade do núcleo. Através da quantidade de água condensada, da temperatura e da pressão, pode-se precisar o momento em que o núcleo está em condições adequadas para ser levado ao tanque.

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457

Term inal da

Fig. 12.10 Núcleo de um transformador

No terceiro e último processo, o núcleo é colocado na estufa onde é feita uma pressão negativa. Utiliza-se um evaporador, dentro do qual é colocada certa quantidade de solvente, que é aquecido até atingir uma determinada pressão (positiva). Ao ser aberta a válvula de comunicação entre a estufa e o evaporador, o solvente, por ser higroscópico, retira a umidade do núcleo, no que é auxiliado pela pressão negativa do interior da estufa. As estufas são, normalmente, de grandes dimensões, de forma que acomodem vários núcleos ao mesmo tempo, no caso de transformadores de distribuição. O tempo de secagem pode oscilar de cerca de horas a cinco dias, dependendo da grandeza e da quantidade de núcleos. Concluído o processo de secagem, o núcleo está pronto para ser colocado dentro da carcaça. Porém, antes de iniciar o enchimento do tanque com óleo mineral e com o respectivo núcleo montado no seu interior, devem ser observadas algumas questões básicas, ou seja: • que a parte isolante esteja isenta de gases. Para isso o transformador deve ser mantido sob condição de vácuo antes do enchimento; • que o óleo esteja a uma temperatura suficientemente elevada para não degradar as suas características químico-físicas e não absorver umidade. Além dos cuidados anteriormente descritos, muitos outros devem ser observados, principalmente quando se trata de transformadores de grande porte. Concluída a fase de montagem do núcleo e de fabricação da carcaça, inicia-se o processo de colocação do núcleo no interior do tanque. A Fig. 12.11 mostra o momento em que o núcleo é introduzido no interior do tanque ou carcaça. Após essa operação, o núcleo é fixado através de parafusos e em seguida o tanque recebe o óleo mineral isolante na quantidade adequada ao projeto do transformador. Normalmente, é pintada no interior do tanque a marca do limite do nível de óleo. Montadas as buchas e os acessórios, o transformador está concluído e deve seguir para a área do laboratório de ensaio, a fim de ser submetido aos ensaios de rotina, ao término dos quais será destinado ao pátio de armaze­ namento à espera do embarque. 1 0

458

Capítulo D oze

Gancho de levantamento do núcleo Terminais secundários

Bobina primária

Base do núcleo

Fig. 12.11 Vista do núcleo penetrando na carcaça de um transformador de distribuição

Formas Construtivas Quanto ao número de fases

Considerando somente os transformadores de distribuição e de força, podem ser construídos, quanto ao número de fases, de acordo com a característica da carga que irá alimentá-las, os seguintes tipos:

a) Transformadores monobuchas

São aqueles construídos para serem instalados em sistemas de distribuição rural caracterizados por monofilar com retorno por terra - MRT. São transformadores com somente uma bucha no primário e uma bucha no secun­ dário (ou, eventualmente, duas ou mais buchas secundárias). Apresentam baixo custo e têm potência nominal, geralmente não superior a 15 kVA na classe de tensão de 15 kV. Operam com terminal primário ligado à fase e o outro à terra, conforme mostra a Fig. 12.12. Estes transformadores atendem a cargas rurais monofásicas de pequeno porte, na tensão padronizada pelas concessionárias para seu sistema distribuidor. Na maioria das concessionárias do Nordeste que utilizam sistemas MRT, as tensões aplicadas são de 13,8/>/3 kV (7.968 V) no primário e 220 V no secundário. A Fig. 12.13 mostra um transformador monobucha e os seus diversos componentes.

b) Transformadores bifásicos

São aqueles construídos para operar individualmente em redes de distribuição rural, ou em formação de bancos de transformação, em poste ou em cabines, como é prática em algumas regiões americanas. Quando utilizados sozinhos atendem a cargas monofásicas. Quando operados em banco podem alimentar cargas monofásicas e trifásicas. A Fig. 12.14 mostra um transformador bifásico de largo uso em redes de distribuição rural e em áreas urbanas de baixo consumo.

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Rede primária

Fig. 12.12 Esquema de um transformador monobucha (MRT)

Terminal primário

Gancho para suspensão _

Terminal------- ► C f ' . secundário Tanque -

Dispositivo de__ fixação no poste

Fig. 12.13 Transformador monobucha (MRT)

460

Capítulo Doze

Fig. 12.14 Transformador bifásico

c) Transformadores trifásicos

São os mais empregados, tanto nos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica das concessionárias como no atendimento a cargas industriais. Por serem de utilização praticamente generalizada na maioria das aplicações, serão objeto de maior atenção neste estudo. São constituídos de um núcleo de lâminas de aço empacotadas, com colunas envolvidas por um conjunto de bobinas, normalmente de fios de cobre, que formam os enrolamentos primário e secundário, iniciando uma estru­ tura rígida com a aplicação de barrotes de madeira ou vigas de aço, devidamente fixadas de modo que prendam o conjunto laminado. A tudo isso dá-se simplesmente o nome de núcleo, como é mostrado na Fig. 12.10. Todo esse conjunto é colocado dentro de um tanque, adequadamente, cheio de um líquido isolante. O acesso aos terminais das bobinas é feito através de um conjunto de buchas de tensões apropriadas às características elétricas do trans­ formador, chamadas de buchas primárias e secundárias. Para refrigeração do líquido isolante, são construídos sistemas de radiadores térmicos com formato e características diversas. A Tabela 12.1 mostra as principais dimensões e pesos dos transformadores da classe 15 kV. Dependendo da potência e do tipo de utilização do transformador, outros acessórios são necessários, o que será objeto de estudo posterior. Tabela 12.1 Características dimensionais de transformadores trifásicos Potência Altura Largura Profundidade Peso kVA 15 30 45 75 112,5 150 225 300 500 750 1.000

mm 920 940 955 1.010 1.070 1.125 1.340 1.700 1.960 2.085 2.140

mm 785 860 920 1.110 1.350 1.470 1.530 1.690 1.840 2.540 2.650

mm 460 585 685 690 760 810 930 1.240 1.420 1.422 1.462

kg 271 375 540 627 855 950 1.230 1.800 2.300 2.600 2.800

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461

A Fig. 12.15 mostra as vistas frontal, lateral e superior de um transformador trifásico de pequena potência, tipo distribuição. No presente caso, o transformador de distribuição contém adicionalmente um pára-raios nas suas buchas primárias. Também, é provido de proteção contra sobrecorrente através de disjuntor de baixa tensão de instalação interna. Já a Fig. 12.16 apresenta um transformador de força de média tensão para aplicação em subestações blindadas normalmente utilizadas em instalações industriais. Os transformadores utilizados em redes subterrâneas são de construção específica e estão sujeitos a operar, em geral, no interior da câmara subterrânea. Têm sua construção apresentada na Fig. 12.17. A título de informação, os transformadores de força de 69 kV apresentam, em média, as seguintes dimensões e peso, conforme mostra a Tabela 12.2.

Quanto ao tipo de ligação

Os transformadores trifásicos, os mais comumente utilizados, podem ter os seus enrolamentos ligados de três diferentes maneiras, dependendo da conveniência do sistema em que serão aplicados.

a) Ligação triângulo

É aquela em que os terminais das bobinas são ligados entre si (um fim de uma bobina ao início da outra), per­ mitindo a alimentação em cada ponto de ligação. A tensão aplicada entre dois quaisquer destes pontos é chamada Tabela 12.2 Dimensões dos transformadores de 69 kV Potência Largura Altura Profundidade Peso MVA 5/6,25 10/12,5 20/26,6

Pára-raios

Olhai d e ___ suspensão Mecanismo de — operação do disjuntor interno

Terminal de_ aterramento

mm 3.500 4.000 4.200

mm 4.000 4.200 4.500

mm 3.500 3.800 4.000

kg 15.000 20.000 30.000

.Terminal primário

Janela de inspeção Presilha de fixação da tampa Terminal secundário

para fixação no poste

Tanque

Fig. 12.15 Transformador trifásico de distribuição do tipo protegido

Capítulo Doze

Fig. 12.16 Transformador para

subestações blindadas

de tensão de linha, e a corrente que entra em quaisquer desses pontos é chamada similarmente de corrente de linha. A corrente que circula em quaisquer das bobinas é denominada corrente de fase. Neste tipo de ligação tem-se: V, = Vf (12.15) V, - tensão de linha; /, - corrente de linha; Vf - tensão de fase; If - corrente de fase.

I^S X I,

Fig. 12.17 Transformador para rede subterrânea

(12.16)

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463

A Fig. 12.18 mostra o esquema de ligação das bobinas em triângulo e a Fig. 12.19 demonstra a Eq. (12.16). A ligação em triângulo é comumente utilizada no primário dos transformadores de força e de distribuição, podendo, no entanto, ser utilizada no secundário, em alguns casos particulares, como nos transformadores de forno a arco ou em aplicações em que não se deseja a circulação de correntes de terra no caso de um primeiro defeito entre fase e terra.

b) Ligação estrela

É aquela em que os terminais das bobinas são ligados a um ponto comum, podendo resultar esta ligação em três ouquatro fios. A tensãoaplicada entre dois quaisquer dos fios é chamada de tensão de linha, e a corrente que circula emquaisquer destes fios é chamada de corrente de linha. Já a tensão medida entre o pontocomum e quaisquer dos fios é denominada tensão de fase. Nesse tipo de ligação tem-se: Vt = S x V f (12.17) h = If (12.18) A Fig. 12.20 mostra o esquema de ligação das bobinas em estrela e a Fig. 12.21 demonstra a Eq. (12.17). A ligação estrela é comumente utilizada no secundário dos transformadores de força e de distribuição, podendo, também, ser utilizada no primário.

Fig. 12.18 Ligação

das bobinas em triângulo

Fig. 12.19 Diagrama vetorial das correntes

464

Capítulo Doze

c) Ligação ziguezague

É aquela em que se ligam em série dois enrolamentos em cada fase e, em seguida, ligam-se três terminais quaisquer a um ponto comum. Neste caso, as bobinas são ligadas em oposição. A Fig. 12.22 mostra o esquema de ligação mencionado. Esse tipo de ligação atenua os efeitos dos harmônicos de 3.a ordem, permitindo, ao mesmo tempo, a possi­ bilidade de três tensões de utilização, conforme pode ser visto na Fig. 12.22. No entanto, estes transformadores apresentam custos relativamente elevados, cerca de 30% maiores que um transformador, por exemplo, em ligação triângulo-estrela de mesma potência e tensão nominal. No caso de transformadores estrela-ziguezague, pode-se utilizar o neutro no secundário, admitindo toda espécie de desequilíbrio.

Quanto ao meio isolante

Os transformadores são classificados quanto ao meio isolante em dois grandes grupos: transformadores em líquido isolante e transformadores a seco.

a) Transformadores em líquido isolante

São de emprego generalizado em sistemas de distribuição e força e em plantas industriais comuns.

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465

Existem três tipos de líquidos isolantes que são usados em transformadores: óleo mineral, silicone e ascarel. A utilização do ascarel em território nacional está proibida por lei. Estes líquidos serão estudados detalhadamente na seção Líquidos Isolantes.

b) Transformadores a seco

São de emprego bastante específico por tratar-se de um equipamento de custo muito elevado, comparativamente aos transformadores em líquido isolante. São empregados mais especificamente em instalações onde os perigos de incêndio são iminentes, tais como refinarias de petróleo, indústrias petroquímicas, grandes centros comerciais, em que a norma da concessionária local proíbe o uso de transformadores a óleo mineral, além de outras instalações que requeiram um nível de se­ gurança elevado contra explosões de inflamáveis. A Fig. 12.23 mostra em detalhes os principais elementos construtivos de um transformador a seco de fabricação Tusa. A Fig. 12.24 mostra o emprego de um transformador a seco alimentando uma máquina, motivando uma grande economia à instalação. Os transformadores a seco são constituídos, semelhantemente aos transformadores a líquido isolante, de núcleo de ferro-silício laminado a frio e isolado com material inorgânico, e enrolamentos primário e secundário. Os enrolamentos primários, geralmente, são constituídos de fita de alumínio, formando as bobinas, que são colocadas no interior de um molde de ferro e, em seguida, encapsuladas em epóxi em ambiente de vácuo e sob temperatura elevada por um tempo determinado, durante o qual são resfriadas sob temperatura controlada. Os enrolamentos secundários, em geral, são constituídos de folhas de alumínio, com altura da chapa igual à altura da bobina. A isolação da chapa é feita com produto inorgânico à base de resina. O conjunto sofre um tratamento térmico específico para ser obtida a polimerização da isolação, que resulta na união das diversas ca­ madas, formando um bloco sólido e mecanicamente robusto. No caso de bobinas primárias, a utilização de fitas de alumínio resulta na construção de enrolamentos mecanicamente resistentes e isentos de absorção de umidade. Com os enrolamentos secundários em chapa de alumínio obtém-se uma elevada resistência mecânica, necessária às altas solicitações por causa das correntes de curto-circuito. Na montagem completa do transformador, é necessário deixar grandes canais de ventilação entre o núcleo de ferro propriamente dito e os enrolamentos secundários, e entre estes e os enrolamentos primários, com dimensões adequadas ao nível de isolamento do transformador e à condução de ar para refrigeração. Os transformadores a seco podem ser fabricados com invólucro metálico, quando destinados à instalação externa, enquanto que, quando usados em instalações abrigadas, são fornecidos sem o respectivo invólucro. A Fig. 12.25 mostra os detalhes construtivos de uma bobina encapsulada primária. O encapsulamento das bobinas dos transformadores a seco pode ser feito por meio de dois processos industriais.

Capítulo Doze

— Terminal secundário — Núcleo de ferro

Bobina primária Bobina secundária

Base do núcleo

Resina epóxi

Rodas -----bidirecionais

Fig.

12.23 Transformador trifásico a seco

Local de instalação do transformador

Fig. 12.24 Aplicação de transformador a seco diretamente na máquina

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467

Terminal — y

Bobina em fita de alumínio - Resina epóxi

Fig. 12.25 Bobina

de transformador a seco

a) Encapsulamento reforçado

Consiste em enrolar fios de fibra de vidro impregnados em epóxi sobre os condutores montados num cilindro base, empregando uma trançagem especial nos fios, de modo que resulte numa bobina completamente encapsulada. As bobinas primárias são constituídas de várias camadas, colocando-se dutos de ventilação entre elas.

b) Encapsulamento sob vácuo

Consiste em colocar os enrolamentos no interior de moldes aplicando-se, em seguida, uma certa quantidade de epóxi, dosado com sílica e talco, sob vácuo, que tem função de eliminar as bolhas e evitar as descargas parciais. O processo de encapsulamento reforçado apresenta vantagens de custo quando se trata de transformadores de potência elevada e altas tensões, evitando-se, deste modo, grandes massas de epóxi, que podem apresentar des­ cargas parciais e redução acelerada da vida útil do transformador. Já para os equipamentos de potência reduzida e baixas tensões, é mais econômico o emprego do processo a vácuo. A isolação dos enrolamentos não garante uma proteção adequada contra contatos diretos. E necessário que o transformador seja protegido através de barreiras que podem consistir em cercas metálicas, invólucros metálicos em chapa ou em tela. Um dos graus de dificuldade na construção dos transformadores a seco é a diferença entre os coeficientes de dilatação térmica do alumínio e da resina epóxi, pois quando o transformador aquece aparecem tensões mecâ­ nicas fortes em conseqüência das dilatações diferentes que esses materiais sofrem, estando rigidamente unidos. No entanto, como estes coeficientes não são tão diferentes, dentro dos limites de temperatura adotados na ope­ ração do equipamento, os esforços resultantes são compatíveis com os métodos de construção empregados. Se o material utilizado nos enrolamentos fosse o cobre, maiores dificuldades construtivas seriam percebidas, dada a diferença entre seus coeficientes de dilatação, o que constitui uma vantagem adicional à utilização do alumínio na fabricação das bobinas. Em geral, é de classe B o material isolante utilizado nos enrolamentos primários do transformador. Já no en­ rolamento secundário, utiliza-se normalmente material de classe F. Os transformadores a seco exigem que o pára-raios seja determinado de acordo com seus níveis de impulso, algumas vezes inferiores aos dos transformadores em óleo mineral. A elevação de temperatura, em geral, admitida nos enrolamentos primários é de 80°C, em média. Nos enrola­ mentos secundários, a elevação de temperatura admitida é, em média de 100°C, considerando que a temperatura ambiente máxima permitida seja de 40°C e a temperatura média de 30°C. Da mesma forma que os transformadores em líquido isolante, os transformadores a seco tem uma vida útil calculada, em função da percentagem de sobrecarga em que operam durante um determinado período. Se o trans-

Capítulo Doze

formador, em carga nominal, funciona em ambiente com temperaturas inferiores às mencionadas anteriormente, a sua vida útil pode aumentar, ou então pode-se utilizar uma potência superior àquela indicada como nominal de placa. Caso contrário, quando o transformador opera em regime de carga nominal em ambiente com temperaturas superiores às referidas, a sua vida útil é reduzida. Para que isto não aconteça, é necessário diminuir o carregamento máximo do transformador. Como será visto posteriormente no estudo dos transformadores de líquido isolante, os transformadores a seco podem sofrer períodos de sobrecarga, sem afetar a sua vida útil, desde que a sua temperatura de operação não supere os valores máximos admitidos para a classe de isolamento considerada. Muitas vezes, em algumas plantas industriais, por força do regime de utilização das máquinas, é necessário sobrecarregar os transformadores por um período curto. Se nesse período pressupõe-se que os limites de temperatura sejam superados, podem-se utilizar ventiladores manobrados em diferentes estágios do regime, sem que isto implique a redução de sua vida útil, desde que as temperaturas máximas admitidas para a classe de isolação sejam respeitadas. Os gráficos das Figs. 12.26 e 12.27 (sobrelevação de temperatura de 80/100°C) e Figs. 12.28 e 12.29 (sobrelevação de temperatura de 90/100°C) permitem que seja determinada a sobrecarga máxima admitida nos transformadores Geafol comercializados pela Tusa. Para exemplificar a utilização destes gráficos, supor uma indústria que apresente uma curva de carga de conformidade com a Fig. 12.30. Comprovar se o transformador de 750 kVA, tipo Geafol, é capaz de suportar o pico de carga previsto sem afetar a sua vida útil. A sobrecarga requerida é de: 900 - 750 AC = --------------X 100 = 20% 750 Pelo gráfico da Fig. 12.27, para uma sobrecarga de 20%, a duração do pico é cerca de 1,3 h, ou seja, 78 min, considerando que a carga anterior à sobrecarga é de 50% da nominal, conforme a curva da Fig. 12.30, isto é: 375 100 = 50% C = -----X 750 Esse carregamento não afetará a vida útil do transformador. Para poder controlar a temperatura dos enrolamentos dos transformadores a seco, alguns fabricantes inserem nas bobinas sensores térmicos capazes de detectar o limite máximo de temperatura permissível e de acionar um disparador eletrônico que, por sua vez, atua sobre a bobina de uma chave magnética responsável pela manobra do referido transformador. Esta chave poderá ser instalada tanto no lado primário como no secundário. Podem ser usados sensores térmicos tipo lâmina bimetálica ou sensores a resistência variável, chamados termistores.

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Sobrecarga em % da carga nominal —► Transformadores Geafol de 75 a 300 kVA

Fig. 12.26 Sobrelevação de temperatura de transformadores a seco Geafol (80/100°C)

T ransformadores de P otência

Fig. 12.27 Sobrelevação de temperatura de transformadores a seco Geafol (80/100°C)

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(D

52 J5o

O CO

56810

2 0 3 0 4 0 6 0 100 200 400

Sobrecarga em % da carga nominal

Transform adores Geafol 75 a 750 kVA

Fig. 12.28 Sobrelevação de temperatura de transformadores a seco Geafol (90/110°C)

470

Capítulo Doze

Fig. 12.29 Sobrelevação de temperatura de transformadores a seco Geafol (90/110°C)

Fig. 12.30 Curva de carga

r T ransformadores de P otência

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Fig. 12.31 Aspectos dimensionais dos transformadores

Os transformadores a seco são construídos, em geral, para tensões de até 38 kV. São providos de derivações primárias de s 2 a 2,5% ou com outros valores, conforme pedido. A impedância percentual do transformador também é definida pelo usuário e normalmente é de cerca de 5%. As dimensões dos transformadores variam para cada fabricante. Como valores médios, pode-se fornecer a Tabela 12.3, cujas dimensões são mostradas na Fig. 12.31.

Partes Construtivas

Os transformadores são constituídos de diferentes partes, cada uma com características específicas. A Fig. 12.32 identifica os principais componentes de um transformador, muitos dos quais serão estudados a seguir. Tabela 12.3 Dimensões dos transformadores a seco - 15 kV Características construtivas Potência kVA 15 30 45 75 112,5 150 300 500 750

Dimensões (mm) A 1.000 1.250 1.330 1.450 1.630 1.800 2.010 2.300 24.800

B 360 500 620 640 810 850 1.100 1.220 1.400

Peso C 710 910 1.000 1.100 1.100 1.140 1.300 1.530 1.730

kg 380 445 510 535 790 815 993 1.100 1.210

472

Capítulo Doze

Fig. 12.32 Partes componentes de um transformador 1 - buchas primárias; 2 - buchas secundárias; 3 - válvula de drenagem com conexão para filtro prensa e amostragem do líqui­ do isolante; 4 - termômetro indicador; 5 - indicador do nível magnético; - terminal de aterramento; 7 - secador de ar com sílica-gel; - relé de Buchholz; 9 - rodas orientavéis; 10 - apoio para macaco; 11 - olhais de suspensão do transformador; 12 - olhais de suspensão da tampa; 13 - bujão de drenagem; 14 - tampa de inspeção; 15 - válvula de segurança; 16 - caixa de proteção das buchas secundárias; 17 - placa de identificação e diagramática; 1 - bujão de enchimento; 19 - caixa de proteção dos terminais dos aparelhos auxiliares; - comando externo do comutador; - conservador de líquido isolante. 6

8

8

2 0

Tanque

2 1

É assim denominada a parte metálica do transformador que abriga o núcleo, contém óleo isolante, transmite ao meio exterior o calor gerado na parte ativa e onde são fixados os suportes de sustentação (transformadores para uso em poste). O tanque, também chamado comumente de carcaça, é construído em tamanhos e formatos diversos, dependendo da potência do transformador. Os transformadores de pequeno porte, ditos tipo distribuição, com potência nominal inicial de cerca de 15 kVA apresentam um tanque com formato ovalado e que normalmente é responsável pela transferência de calor para o meio exterior. Acima dessa potência, já é necessária a utilização de radiadores com área total de transferência de calor de acordo com a potência do equipamento. A construção do tanque deve ser suficientemente robusta, para suportar tanto a suspensão como a fixação (transformadores de distribuição) do transformador. A Tabela 12.4 mostra os valores da espessura das chapas que são empregadas na construção das diferentes partes do tanque dos transformadores de distribuição. Tabela 12.4 Espessura de chapas do tanque Espessura mínima (mm) Potência do transformador kVA />< 15 Superior a 15 e igual e inferior a 225 Igual e superior a 300

Tampa 1,90 2,65 3,15

Corpo 1,90 2,65 3,15

Fundo 1,90 3,15 3,15

T ransformadores de P otência

473

A opção pela utilização de radiadores em tubo ou em chapa de aço é uma função das características de projeto. Nor­ malmente, para os transformadores com potência superior a 500 kVA os radiadores são construídos em chapa de aço. Para potências menores são encontrados transformadores com radiadores tanto em tubo como em chapa de aço. A área de dissipação dos radiadores somada à área do tanque propriamente dito deve ser suficiente para dissipar todo o calor gerado pelas perdas internas do transformador. A espessura mínima dos tubos dos radiadores é de 1 mm, de acordo com a NBR 5440 - Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição - Padronização. O tanque dos transformadores está sujeito a/processos acelerados de corrosão, principalmente quando são instalados no interior de ambientes agressivos (câmaras de transformação de redes subterrâneas submersíveis) e nas proximidades da orla marítima. Dessa forma, são utilizadas as chapas de aço com características apropriadas a esses ambientes. Experiências demonstraram o excelente desempenho dos transformadores construídos em chapa de alumínio especial (ligas ABNT-6351 e ABNT-6063) para uso em ambientes de elevada atmosfera salina. No entanto, transformadores fabricados com chapa de aço inoxidável (ligas ASTM-304 e ASTM-316L) não foram bem-sucedidos nos mesmos ambientes anteriormente mencionados. Em ambientes normais, a utilização genérica é a de chapa de aço carbono ASTM-1020, devidamente tratada. O processo anticorrosivo mais comumente utilizado é o de decapagem do tanque através de jateamento abrasivo ou o processo químico. Isto é feito após concluído todo o processo de soldagem. Em seguida, deve ser aplicada internamente uma tinta que serve de base antiferruginosa, com espessura mínima de 30 /xm e que não afete nem seja afetada pelo líquido isolante. A pintura externa é composta por uma base antiferruginosa com espessura mínima, quando seca, de 40 /u,m por cima da qual é aplicada uma tinta de acabamento compatível com a base utilizada, na cor cinza-claro, em geral na notação MUNSELL 5.0BG7.0/4, com espessura mínima de 40 /um, o que é conseguido com aplicação, geralmente, de duas demãos de tinta. , 6

Conservador de líquido isolante

Consiste num reservatório fixado ao transformador, na parte superior da carcaça. É destinado a receber o óleo do tanque quando este se expande, devido aos efeitos do aquecimento por perdas internas. Os transformadores necessitam, portanto, de uma câmara de compensação de expansão do líquido isolante. Em unidades, em geral, superiores a 2.000 kVA, o tanque é construído para permanecer completamente cheio, o que implica a utilização do conservador de líquido. Já em unidades de menor potência, geralmente o tanque recebe o líquido isolante até aproximadamente 15 cm de sua borda, ficando o espaço vazio destinado à câmara de compensação. Os transformadores que não possuem o tanque de expansão são denominados transformadores selados. A Fig. 12.33 mostra um transformador com o seu respectivo conservador de líquido (óleo). A inexistência do conservador de óleo impossibilita o uso do relé de Buchholz, que é necessário para a detecção de pequenas falhas internas. Assim, os transformadores de potência elevada necessitam do conservador de óleo, e, além do mais, seria extremamente onerosa a sua construção selada por causa da grande espessura das chapas, necessária para suportar as grandes pressões internas. Já os transformadores providos com conservador de óleo sofrem grandes restrições quando destinados a ambientes com intensa poluição. Nesse caso, os transformadores selados seriam de uso mais adequado.

Secador de ar

Como se sabe, os transformadores operam normalmente com um ciclo de carga variável provocando aquecimento do líquido isolante em períodos de carga máxima e resfriamento do mesmo em períodos de carga leve. Assim, toda vez que o líquido isolante é aquecido, se expande, expulsando o ar que fica contido na câmara de compensação ou no conservador de óleo. Contrariamente, no período de carga leve, o líquido se resfria provocando a entrada de ar no interior do tanque, exceto nos transformadores selados, normalmente de pequena potência. Dessa forma, pode-se dizer que o transformador respira. Transformadores selados são aqueles que têm uma camada de gás inerte entre a tampa e o nível do líquido isolante, e quando este se expande, como resultado de um aquecimento devido à carga, a camada de gás é compri­ mida, exercendo um grande esforço no tanque. Nesse caso, todas as gaxetas e acessórios que se ligam ao interior do transformador devem ser dimensionados para operar nessas condições de sobrepressão, tais como termômetro, válvulas, buchas, etc. O limite prático de potência para construção desses transformadores é de cerca de kVA. São próprios para operar em ambientes agressivos ou extremamente úmidos onde o uso do secador de ar é desaconselhável. A penetração de umidade no interior do transformador reduz substancialmente as características dielétricas do líquido isolante, resultando em perdas de isolamento das partes ativas e a conseqüente queima do equipamento. Para evitar, portanto, a penetração do ar úmido no interior do transformador, instala-se um recipiente contendo sílica-gel, que serve de comunicação entre o interior do tanque e o ambiente externo. Assim, durante o processo 2 . 0 0 0

474

Capítulo Doze

•Conservador de óleo Relé de Buchholz ■Bucha primária

■Bucha secundária Placa de identificação

-Ventilador

-Termômetros

■Quadro de comando e controle

Radiador

Fig. 12.33 Transformador de potência com conservador de óleo de respiração do transformador, a umidade do ar que penetra no secador é absorvida pela sílica-gel, produto quí­ mico de cor azulada e que tem uma elevada capacidade de absorção de umidade. Em ambientes excessivamente úmidos, é necessária a troca da sílica-gel periodicamente, a fim de que não fique saturada e permita a entrada de umidade no interior do tanque.

Núcleo

O núcleo consiste basicamente em laminado de ferro-silício, enrolamentos primários e secundários e acessórios para mudança de tensão (comutador de tapes). Tem as seguintes partes:

a) Núcleo de aço

É constituído de uma grande quantidade de chapas de ferro-silício de grãos orientados, montadas em super­ posição. As chapas de ferro-silício possuem uma espessura variada e são fabricadas de acordo com padrões internacionais cuja nomenclatura mais corrente é a da Armco. Apresentam códigos dados pelos números 5, , 7 e , expressan­ do o número mais baixo chapas com menor corrente de excitação e menores perdas por histerese. As chapas de ferro-silício são ligas que contêm cerca de 5% de silício, cuja função é reduzir as perdas por histerese e aumentar a resistência do ferro, permitindo, desta forma, reduzir as correntes parasitas. As chapas de ferro-silício são laminadas a frio, seguidas de um tratamento térmico adequado, que permite que os grãos magnéticos sejam orientados no sentido da laminação. São cobertas por uma fina camada de ma­ terial isolante e fabricadas dentro de limites máximos de perdas eletromagnéticas, que variam entre 1,28 W/kg e uma densidade de fluxo de 1,50 T (tesla) a 1,83 W/kg, correspondente a uma densidade de fluxo de 1,7 T, na freqüência industrial. Além disso, as chapas de ferro-silício devem apresentar uma massa específica de cerca de 7,65 kg/dm e uma resistência à tração de cerca de 3,4 kg/mm2. A Tabela 12.5 mostra as perdas específicas das chapas de ferro-silício da Armco, usadas na fabricação de transformadores e relativas a uma indução magnética de 15.000 gauss que corresponde a 15.000 linhas/cm2, ou 1,50 T. O desempenho magnético do transformador vai depender da qualidade da mão-de-obra empregada nessa tarefa. Num transformador de 112,5 kVA, por exemplo, são utilizadas cerca de 2.600 chapas num só núcleo. As chapas são montadas de sorte que fiquem todas a s junções 6

2

8

T ransformadores de P otência

475

Tabela 12.5 Perdas específicas das chapas Armco - W/kg Indução magnética B = 15.000 gauss 50 Hz 60 Hz Tipo Espessura 0,304 0,356 0,304 0,356 M5 0,97 1,28 M6 1,07 1,46 1,41 1,11 M7 1,22 1,57 1,61 1,19 M8 1,76 /í,36 -

-

desencontradas alternadamente. As chapas do núcleo dos transformadores de grande potência sofrem um processo de colagem por meio de um composto de resina epóxi, de modo que evitem a vibração das mesmas, o que poderia resultar em danos na fina camada isolante de que são revestidas. Essas vibrações são percebidas através de um ruído intermitente no interior do transformador. Quando a isolação das chapas é afetada, as perdas do transfor­ mador aumentam significativamente devido às correntes de Foucault. A Fig. 12.34 mostra com detalhes o núcleo de um transformador trifásico. O dimensionamento do núcleo magnético deve ser feito equilibrando-se o número de espiras da bobina com as dimensões do núcleo de ferro. Utilizando-se bobinas com poucas espiras, é necessário empregar um núcleo de ferro de grandes dimensões. No caso de se utilizar bobinas com muitas espiras, o núcleo de ferro pode ganhar pequenas dimensões.

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-------Terminal secundário

Derivações da bobina primária Bobina primária

Base do núcleo

Fig. 12.34 Vista do núcleo de um transformador trifásico

Capítulo Doze

Os núcleos dos grandes transformadores são fabricados com lâminas empacotadas em vários conjuntos que, quando montadas, formam os canais de refrigeração, que têm como objetivo dissipar o calor resultante das cor­ rentes de Foucault e das perdas por histerese, conforme mostra a Fig. 12.35. As dimensões do núcleo dos transformadores de potência podem ser obtidas a partir de consulta à literatura específica.

b) Enrolamentos

São formados de bobinas primárias e secundárias e, em alguns casos, de terciárias. Os fios são normalmente de cobre eletrolítico, isolados com esmalte, fitas de algodão ou papel especial. A classe de isolamento dos enro­ lamentos pode ser: - Classe A - limite: 105°C; - Classe E - limite: 120°C; - Classe B - limite: 130°C; - Classe F - limite: 155°C; - Classe H - limite: 180°C. A utilização de isolamento de algodão implica um acréscimo da espessura da seção do condutor que chega a 0,5 mm para condutores de até 25 mm e a 1 mm para condutores de seção de 95 mm aproximadamente. Já no isolamento em esmalte, o acréscimo é de cerca de 0,15 mm. Os enrolamentos primários podem ser construídos em panquecas, comumente chamadas de pastilhas, ou bobina única. O enrolamento em panquecas consiste na construção da bobina em vários segmentos com um determinado gradiente de tensão. A especificação técnica de algumas concessionárias exige que os seus transformadores de distribuição, classe 15 kV, sejam fornecidos com os enrolamentos primários divididos em quatro panquecas, resultando num gradiente de tensão de 3.450 V, isto é, 13.800/4 = 3.450 V. O enrolamento em panquecas facilita a manutenção do transformador no caso de avaria na bobina, pois per­ mite que seja recuperada somente a fração danificada. No sistema de bobina única, é necessário substituí-la por completo, encarecendo a manutenção do equipamento. Já os enrolamentos secundários são construídos em bobina única. A seção dos condutores das bobinas primárias e secundárias é função da densidade de corrente fixada no projeto do equipamento. Transformadores de potência elevada requerem uma densidade de corrente inferior à dos transformadores de menor potência. Isto se deve ao fato de que quanto maior for o volume do transformador maiores são as dificuldades de refrigeração, necessitando-se, pois, reduzir as perdas por efeito Joule, o que é conseguido diminuindo-se a densidade de corrente. Na prática, as densidades de corrente utilizadas são dadas na Tabela 12.6. 2

2

477

T ransformadores de P otência

Tabela 12.6 Densidade de corrente Densidade de corrente A/mm2 3,2 2,9 2,8 2,6 2

Potência kVA 10- 15 30-45 75-112,5 150 - 500 1.000-2.500

(

Conhecida a densidade de corrente, a seção dos enrolamentos pode ser calculada através das Eqs. (12.19) e 12.20): •S, —~ (mm2) (12.19)

S = — (mm2) ( . ) 5, - seção do condutor do enrolamento primário, em mm2; S2 - seção do condutor do enrolamento secundário, em mm2; /, - corrente nominal primária, em A; I2 - corrente nominal secundária, em A; D - densidade de corrente, em A/mm2. Geralmente, são utilizadas barras de cobre retangulares ou quadradas nos enrolamentos cuja seção seja igual ou superior a mm2. 2

1 2

2 0

1 0

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.2 Calcular a seção dos condutores das bobinas primárias e secundárias de um transformador trifásico de potência nominal igual a 500 kVA, de tensões 13.800 - 380/220 V/60 Hz. /=

59°— = 20,9 A; V3 X 13,8

l2 =

_ J ° ° --- = 759,6A; V 3 X 0,38

S, = ^ 5 ii = 8,0mm2; '

2

2,6

= 759^6 =

2,6

m2

Logo, tem-se a escala de fios comerciais:

S, = 10 mm2; S2 = 300 mm2 ou barra de 172" x

178" aproximadamente.

Para determinar o número de espiras de uma bobina, utilizar as Eqs. (12.21) e (12.22): N' 2

i ° “ x v;

X B„ X S„, X F 1,1X10“ XV, 4,44 X B„, X S„, X F

4 ; 4 4

N, - número de espiras das bobinas primárias; N2 - número de espiras das bobinas secundárias; Vl - tensão do circuito primário, em V;

(12.21) (12.22)

T

Capítulo Doze

V2 - tensão do circuito secundário, em V; Bm- indução máxima do ferro, em gauss, cujo valor, em média, pode-se adotar igual a: • Para transformadores de distribuição: 11.000 gauss; • Para transformadores de potência: 15.000 gauss; Sm- seção quadrática do núcleo de ferro, em cm2. O fator 1,1 da Eq. (12.22) é utilizado para compensar a queda de tensão no enrolamento secundário.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.3 C alc u la r o nú m e ro de esp iras p rim á ria s e se cun d á ria s do exem p lo an terio r, sab end o-se que a se ção do nú cle o m agnético é de 302 cm 2. 108 x 13.800

N,1 = --------------------------= 1.143 espiras 4 ,4 4 X 1 5 .0 0 0 X 302 X 60 H 1 ,1 X 1 0 ° X 3 8 0 W* = 4,44" X 15.000 X 302 X 60 = 34 6SPÍraS E ste s re sulta d os devem sa tisfa ze r a equação fu n d a m e n ta l dos tran sfo rm a d o re s, ou seja:

K=Yl N2 V2

1.143 _ 13.800 34 380 3 3 ,6 = 3 6 ,3 (resu ltad o ap roxim ado)

Quanto ao núcleo, os transformadores podem ser classificados em dois tipos, ou seja:

a) Transformadores de núcleo envolvido

São assim denominados aqueles em que as bobinas envolvem o núcleo, conforme é mostrado na Fig. 12.36.

Comutador sob carga (veja Fig. 1 2 .4 1 ) Bobina

Base

Coluna envolvida

T ransformadores de P otência

479

____Terminal primário Terminal secundário

Bobina primária Núcleo de ferro ------Tanque

Fig. 12.37 Núcleo de um transformador do tipo envolvente

b)Transformadores de núcleo envolvente

São assim denominados aqueles em que as bobinas são abraçadas pelo núcleo de ferro, conforme a Fig. 12.37. A construção de transformadores de um ou outro tipo é uma questão técnico-econômica não tratada neste estudo.

Líquidos isolantes

São compostos líquidos, de baixa viscosidade, destinados à refrigeração de transformadores, ao transferir o calor gerado por efeito Joule às paredes do tanque. São caracterizados por uma elevada rigidez dielétrica, que, ao impregnar-se nos elementos isolantes, aumenta o poder destes materiais. Os óleos minerais são também empregados em capacitores, disjuntores e cabos elétricos, desempenhando funções específicas em cada componente em que são utilizados, além daquelas já mencionadas anteriormente. Atualmente são utilizados dois tipos de líquido isolante em transformadores fabricados no Brasil, ou seja:

a) Óleo mineral

É o fluido mais comumente utilizado em transformadores, quer nos de distribuição, quer nos de força. Tem a sua origem num processo químico de fracionamento do petróleo, para logo em seguida ser submetido a um rigoroso sistema de refinação. Apresenta um baixo ponto de combustão, resultando em perigo constante a sua utilização em transformadores localizados em prédios residenciais, comerciais e em áreas contendo produtos inflamáveis que possam causar sérios perigos à vida e ao patrimônio. O óleo mineral deve estar livre de impurezas, tais como umidade, poeiras e outros agentes que afetem sensi­ velmente o seu poder dielétrico, que não deve ser inferior a 30 kV/mm. Contudo, o tempo provoca um processo de envelhecimento do óleo, que resulta na formação de ácidos que são prejudiciais aos materiais isolantes do

Capítulo Doze

transformador. Ademais, com a perda das características isolantes, o óleo vai-se tomando imprestável para o uso em equipamentos elétricos. Um dos principais fatores de degradação do óleo em transformadores é a sobrecarga que provoca uma elevação de temperatura, às vezes, acima dos limites admissíveis. O contato do óleo com o ar ambiente (oxigênio) também é um fator de degeneração, o que geralmente ocorre durante a abertura do transformador para troca de tapes e outros serviços necessários. O óleo mineral, quando perde as suas qualidades dielétricas, pode ser regenerado através da aplicação de pro­ dutos químicos especiais denominados inibidores. Também pode ser recuperado através de sua passagem por um filtro-prensa, largamente utilizado nos trabalhos de manutenção de transformadores. Há dois diferentes tipos de óleo mineral isolante atualmente comercializados no Brasil: • óleo tipo A ou naftênico; • óleo tipo B ou parafínico. Até a crise do petróleo no ano de 1973, basicamente o óleo utilizado no Brasil e em outros países da América Latina era de origem naftênica. Com a escassez dos crus naftênicos, totalmente importados dos países do Oriente Médio, foram iniciados vários estudos em diferentes países procurando uma alternativa técnica e economica­ mente viável. Cerca de quatro anos após as primeiras pesquisas, foram obtidos bons resultados com o óleo tipo B derivado de crus parafínicos. A partir de então, a Eletrobrás e a Petrobrás passaram a defender as qualidades do óleo mineral isolante do tipo parafínico, e que, aliado à escassez dos naftênicos, levou o mercado a absorver sem dificuldade este produto. A Tabela 12.7 mostra as características dos óleos minerais do tipo S, parafínico, e do tipo M, naftênico mexicano. Óleos minerais, quando submetidos a descargas internas no interior do transformador, podem sofrer decom­ posições moleculares cujo resultado é a formação de outros produtos que, juntos, denominam-se lama. Por ter densidade superior à do óleo propriamente dito, a lama desce para o fundo do tanque do transformador, podendo ser depositada, em sua trajetória, sobre as bobinas do núcleo, acarretando sérios danos à isolação. Sendo a lama um produto com poder dielétrico baixo, a deposição entre os fios das bobinas pode acarretar a sua absorção pelo material isolante, normalmente o papel, que recobre os fios condutores, facilitando a ocorrência de descargas entre espiras e a conseqüente queima da bobina. Além disso, a lama pode solidificar-se nas paredes do tanque do transformador, dificultando a transferência do calor gerado por efeito das perdas internas para o meio externo. A conseqüência imediata é a deterioração do isolamento do transformador e a queima dos seus enrolamentos. Tabela 12.7 Características dos óleos tipo S e tipo M Parâmetros Tipo S Tipo M CorASTM Densidade 20°/40°C Ponto de fulgor, °C Ponto de fluidez, °C Viscosidade a 37,8°C Tensão interfacial a 25°C, dina/cm Enxofre corrosivo índice de neutralização (IAT), mg KOH/g Cloretos e sulfatos Enxofre total, % peso Teor de carbonos aromáticos * % peso Rigidez dielétrica, kV * elet. disco (2,50 mm) * elet. VDE (1,02 mm) Fator de potência 60 Hz, % * a 250C * a100°C Estabilidade à oxidação (CEI - 74) * ind. neutr. (IAT, mg KOH/g) * borra, % peso

Parafínico 1,0 máximo 0,870 máximo 145 mínimo —26 mínimo 10,4 máximo 36 mínimo Não corrosivo 0,03 máximo Negativo 4,0 máximo

Naftênico 1,0 máximo 0,865 a 0,910 145 mínimo —40 mínimo 10,4 máximo 40 mínimo Não corrosivo 0,03 máximo Negativo 0,1 máximo

4,0 máximo

6,0 máximo

30 mínimo 20 mínimo

30 mínimo 20 mínimo

0,05 máximo 0,5 máximo

0,05 máximo 0,5 máximo

0,4 máximo 0,1 máximo

0,4 máximo 0,1 máximo

T ransformadores de P otência

481

A fim de reduzir as conseqüências da explosão de um transformador sobre o transformador instalado ao seu lado, as subestações, muitas vezes, são dotadas de barreiras corta-fogo construídas de concreto armado, de acordo com a Fig. 12.38. Esse procedimento restringe os danos da explosão, reduzindo o tempo de inatividade da subestação.

b) Óleos de silicone

São assim denominados os fluidos líquidos utilizados em transformadores, constituídos de polímero sintético, cujo principal elemento é o silício. E um líquido claro e incolor. Apresenta uma excelente estabilidade térmica. Não é tóxico e, quimicamente, inerte. O silicone apresenta uma viscosidade sensivelmente superior à dos óleos minerais anteriores, o que implica o dimensionamento adequado das partes ativas dos transformadores. Normalmente, os transformadores que utilizam óleo silicone são projetados para a classe de temperatura A, apesar de existirem, em menor quantidade, transformadores fabricados nas classes B, F e H. O óleo silicone é caracterizado por possuir um ponto de chama em torno de 300°C, sendo, por isso, indicado também para uso como lubrificante em máquinas que operam em temperaturas elevadas. Outra característica importante do óleo silicone é a propriedade que possui, na ocorrência de um incêndio, de formar uma delgada camada de dióxido de silício na sua superfície, não permitindo o contato do oxigênio do ar ambiente com o líquido propriamente dito, o que resulta, pois, na extinção rápida da chama. Em virtude dessas características do óleo silicone, ele é indicado, por algumas normas de concessionárias de energia elétrica, para aplicação em transformadores destinados a edifícios residenciais e comerciais, onde se deve pre­ servar a segurança das pessoas. Também é bastante utilizado em plantas industriais de elevada periculosidade. Porém, devido ao seu custo mais elevado, o emprego em transformadores, neste caso, fica reduzido basicamente às prescrições normativas. A manutenção de transformadores a óleo silicone sofre os mesmos procedimentos dos transformadores a óleo mineral.

Casa do gerador de emergência

Casa de comando Transformador corta-fogo

Pátio

Fig. 12.38 Barreiras corta-fogo

482

r

Capítulo Doze

Derivações Normalmente, todos os transformadores de distribuição são dotados de uma ou mais derivações nos enrolamentos primários. A norma NBR 5440/87 - Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição - estabelece o número de derivações e as relações de tensão, conforme Tabela 12.8. No comutador de tape mais simples para trocar a posição do tape é necessário levantar a tampa de inspeção do transformador localizada na sua parte superior e introduzir a mão com uma ferramenta para alterar a posição da chapa de conexão dos terminais dos tapes conforme se observa na Fig. 12.39. Ainda existem muitos transforma­ dores em operação com esse tipo de comutador de tape. Atualmente está em desuso. No entanto, para ser realizada a mudança de derivação (tape), a mesma especificação estabelece que o sistema seja de comando rotativo, com mudança simultânea nas três fases, para operação sem tensão, com comando interno visível e acessível através de abertura para inspeção. Para que o óleo do transformador não seja contaminado, o

— Parte superior do núcleo r—Terminais de conexão do tape

•Chapa de conexão dos tapes

T ransformadores de P otência

483

comando do comutador deve ser instalado acima da superfície do nível do óleo. O acesso ao comando deve ser feito através da janela de inspeção vazada na tampa do transformador. Como o sistema de mudança de derivação é a única peça móvel do transformador, constitui-se no ponto sujeito ao maior índice de falhas. Por esse motivo, algumas concessionárias encomendam seus transformadores com uma única tensão primária, o que pode ser inconveniente na aplicação em algumas redes rurais de grande extensão. Cada fabricante produz um modelo diferente de comutador de derivação, sendo que a Fig. 12.40 mostra o tipo mais utilizado entre vários fornecedores de transformadores de distribuição. O comutador de derivação tem a função básica de elevar ou reduzir a tensão secundária do transformador conforme o nível da tensão primária. O comutador de derivação não corrige a falta de regulação do sistema. Quando a variação de tensão numa rede é muito grande em diferentes pontos da curva de carga diária, a mudança de derivação deve ser tomada com cautela, para que não se tenha, num determinado momento, níveis de tensão intoleráveis no secundário. Portanto, a utilização correta do comutador se faz quando a tensão está permanente­ mente baixa. Os comutadores de derivação são classificados como operação sem carga e com carga. No caso do comutador de derivação da Fig. 12.39, a operação deve ser feita sem carga, até porque, neste caso, o comutador está instala­ do internamente ao transformador. No caso de comutadores de derivação sem carga existem dois tipos básicos: comutadores de régua, conforme visto na Fig. 12.39, e os comutadores rotativos mostrados na Fig. 12.40. São utilizados normalmente nos transformadores de distribuição industriais. No entanto, o comutador de derivação da Fig. 12.41 é próprio para operação em cargâ e muito utilizado pelas concessionárias de distribuição para prover uma melhor regulação no seu sistema elétricò.

Placa de identificação

Todo transformador deve possuir uma placa que identifique as suas principais características elétricas e fun­ cionais. A placa de identificação, em geral, tem formato retangular, com espessura mínima de 0,8 mm, sendo que os dados impressos na placa devem ser legíveis, e sua disposição deve estar de acordo com o fixado na Fig. 12.42. A placa pode ser de material de alumínio anodizado ou aço inox. Deve ser fixada, através de rebites de mate­ rial resistente à corrosão, em um suporte com base, que impeça a deformação da mesma. Este suporte é soldado ao tanque ou aos radiadores, exceto quando este último for em chapa, condição em que não é permitida a sua fixação. Deve ser também observado um afastamento de, no mínimo, 20 mm entre o corpo do transformador e qualquer parte da placa.

Fig. 12.39 Comutador de tape

Tensão máxima do equipamento

Tabela 12.8 Derivação de tensões Tensão (V) Derivação

kV eficaz 15 24,2 36,2

1 2 3 1 2 3 1 2 3

Primário Trifásico Monofásico e monofásico (FF) (FN) 13.800 7.960 13.200 7.621 12.600 7.275 23.100 13.337 22.000 12.702 20.900 12.067 34.500 19.919 33.000 19.053 31.500 18.187

Secundário

Trifásico

Monofásico

380/220

2 terminais 220/127

380/220 220/127

2 terminais ou 3 terminais 440/220 254/127 240/120 230/115

Capítulo Doze

Fig. 12.41 Comutador de derivação em carga

WEG

TRANSFORMADORES

®

TIPO

]

POTÊNCIA

kVA N IVEL DE ISOLAMENTO

REG. SERV.

CONTINUO

n«

RESFRIAMENTO LN

T E R M IN A IS V0LTS

<

ISOLANTE

NORMA NBR 5 356

NBI

5 0 °C

ENROLAMENTO

L IG A R

%

1

12 -1 3

22 -2 3

3 2 -3 3

13-11

2 3 -2 1

33-31

3

11 -14

21 -2 4

31 -34

4 5

5 5 °C

A

7

*H1

xro

XO*

X

T E R M IN A IS

A

XO

- X3

X2

X1 -------- /-XO H3

n-32 - 31

LIQ .

ISOL.

30 ■

OLEO

LÍO . PARAFÍNICO

QUANTIDADE • H2 X1 X2 J<3

PESO TOTAL

L IG -<

X 3

D E S L . ANGULAR

TIPO

8

VO L T S

A

40“ C

HZ

H1

6

hm

EM

DIAGRAMA VETORIAL

1 rjL r M i -24 22 rr-1112 rr“21

6 0 HZ

ACIMA A M BIEN TE

3L

LIG .

2

FREQÜÊNCIA

KV

IMPEDANCIA A 75“ C

H5 - H2 - H3

P0S

TRANSFORMADOR

MES/ANO

FASES [~3~] N»

ELEVAÇÃO MÁX. TEM P LÍQUIDO



S/A

RUA Or. PEDRO ZIMMERMANN N* 6751 CP 913 - 8 9 1 0 0 - BLUMENAU - SC CGÇMF 82 64 2 521 / 0 0 0 1 - 0 7 INDUSTRIA B R A S ILE IR A

IN STR U N*

Fig. 12.42 Exemplo de placa de identificação do transformador

kg

T ransformadores de P otência

485

Termômetro

Normalmente, os transformadores de força com potência superior a 500 kVA dispõem de termômetro localizado na sua parte superior, para que se tenham informações da temperatura instantânea e da máxima registrada no período. Os termômetros possuem contatos auxiliares que possibilitam o acionamento da sinalização de advertência, ou da abertura do disjuntor, quando a temperatura atingir níveis preestabelecidos. A Fig. 12.43 mostra um termômetro para obtenção da temperatura no topo do óleo. O bulbo contém em seu interior uma coluna de mercúrio (Hg) que transmite as variações de temperatura até o bimetálico existente, que move a agulha indicadora.

Indicador de nível de óleo

Os indicadores magnéticos de nível têm por finalidade indicar o nível dos líquidos, e ainda, quando providos de contatos para alarme, servirem como aparelhos de proteção à máquina para a qual operam. Os transformadores de potência são, geralmente, dotados de dispositivos externos que permitem indicar o nível do óleo no tanque. Normalmente, são construídos em carcaça de alumínio com as partes móveis em latão. O ponteiro estabelece dois contatos, sendo um no nível mínimo e outro no nível máximo. A Fig. 12.44 mostra um indicador de nível de óleo do tipo magnético.

Indicador da temperatura

Visor

Bulbo ou sonda

Fig. 12.43 Termômetro para temperatura no topo do óleo

Ponteiro indicador Visor

Fig. 12.44 Indicador de nível de óleo do tipo magnético

486

Capítulo Doze

A NBR 9368 - Transformadores de Potência de Tensões Nominais até 145 kV - Padronização - estabelece que o indicador de nível de óleo deve ser magnético com as inscrições min, 25 °C, e máx correspondentes aos níveis mínimo, normal a 25°C e máximo respectivamente. Deve ter bóia, cujos contatos a ela acoplados podem acionar o sistema de sinalização ou provocar, quando projetado, a abertura do disjuntor. Os indicadores magnéticos de nível possuem a sua carcaça em alumínio fundido, sendo que a indicação de nível é feita por ponteiro acoplado a um ímã permanente, de grande sensibilidade, fato este que o torna bastante preciso.

Quadro de comando e controle

Os transformadores de potência dotados de controle de temperatura, nível de óleo, etc. possuem uma caixa metálica com grau de proteção mínima IP54, fixada rigidamente à carcaça do transformador ou através de um sistema antivibratório, conforme visto na Fig. 12.33.

Base para arrastamento

Os transformadores de distribuição possuem uma base com as laterais dobradas, de modo que não permita que o fundo do mesmo toque o piso. Já os transformadores de força possuem longarinas transversais fixadas em sua base, permitindo que os mesmos sejam arrastados sem afetar a sua base, conforme pode ser observado na Fig. 12.52.

Base com rodas bidireeionais

A fim de permitir o deslocamento dos transformadores de potência elevada, superior a 1.000 kVA, estes equi­ pamentos devem ser dotados de rodas orientáveis, feitas de aço, que possibilitem a sua movimentação bidirecional sobre trilhos, cuja distância entre os centros dos boletos é, preferencialmente, adotada pela NBR 9368/87, de 1.435 mm. As unidades menores possuem, também, rodas de aço com superfície de apoio lisa, para deslocamento em superfície plana. A Fig. 12.53 mostra o detalhe de aplicação das rodas bidireeionais.

Dispositivo para retirada da amostra de óleo

Os transformadores normalmente são dotados de um dispositivo para retirada de amostra de óleo, localizado na parte inferior, onde se concentra o volume contaminado do óleo. Este dispositivo normalmente consta de uma válvula de drenagem provida de bujão, conforme é visto na Fig. 12.52.

Fig. 12.45 Válvula de alívio de pressão

T ransformadores de P otência

487

Válvula para alívio d e p ressã o Os transformadores de potência devem possuir um dispositivo que seja acionado quando a pressão interna do equipamento atingir um valor superior ao limite máximo admissível, permitindo uma eventual descarga do óleo. As válvulas utilizadas para esta finalidade devem possuir contatos elétricos auxiliares a fim de permitir o desligamento do disjuntor de proteção. A diferença entre um relé de súbita pressão e uma válvula de alívio de pressão é a de que o primeiro atua durante a ocorrência de uma variação instantânea de pressão interna, enquanto a segunda opera na eventualidade de a pressão ultrapassar um limite preestabelecido. As válvulas de alívio de pressão de fechamento automático são instaladas em transformadores imersos em líquido isolante com a finalidade de protegê-los contra possível deformação ou ruptura do tanque, em casos de defeito interno com aparecimento de pressão elevada. São extremamente rápidas e operam em aproximadamente ms, fechando-se automaticamente após a operação, impedindo assim a entrada de qualquer agente externo no interior do transformador. A Figura 12.45 mostra a parte externa de uma válvula de alívio de pressão. 2

Relé de súbita pressão

É um equipamento de proteção que atua quando o transformador sofre um defeito interno, provocando uma elevação anormal na sua pressão. E destinado aos transformadores selados. A atuação do relé de súbita pressão só é efetuada mediante uma mudança rápida da pressão interna do trans­ formador, independente da pressão de operação em regime normal. O relé, portanto, não opera ante mudanças lentas da pressão, fato que ocorre durante o funcionamento normal do equipamento, em função das variações de temperatura. O relé possui uma câmara na qual se encontra um fole, que se comunica com a parte interna do transforma­ dor. A câmara também se comunica com o interior do transformador através de um pequeno orifício que tem a função básica de equalizar a pressão. Assim, quando ocorre um defeito no transformador surge um aumento de pressão no interior do tanque, muito rapidamente. Porém, o pequeno orifício permite que, por alguns instantes, a pressão na câmara seja inferior à pressão no interior do tanque, fazendo com que o fole sofra um alongamento, provocando o fechamento de um contato elétrico que aciona o alarme, ou o disjuntor de proteção. A Fig. 12.46 mostra, esquematicamente, o relé em questão. Se a pressão sobe lentamente, o fole não se alonga em virtude de a pressão da câmara igualar-se à pressão interna do transformador, através do pequeno orifício mencionado. Já a Fig. 12.47 mostra a parte exterior de um relé de súbita pressão.

Dispositivo de absorção de umidade

É constituído de um recipiente contendo uma determinada quantidade de sílica-gel destinada a retirar a umidade do ar durante o processo de resfriamento do transformador.

Fig. 12.46 Ilustração do funcionamento de um relé de súbita pressão

Capítulo Doze

O dispositivo de absorção de umidade é instalado somente em transformadores dotados de câmara de expan­ são. Quando o transformador está operando em carga crescente, o ar contido no interior do tanque de expansão, mas isolado do óleo, é expulso do mesmo através do dispositivo de absorção de umidade. No entanto, quando o transformador está em processo de resfriamento pelo decréscimo da carga, o ar exterior penetra pelo dispositivo de absorção de umidade motivado pela redução da pressão no interior do tanque de expansão. Como o ar atmos­ férico contém impurezas e umidade, ao passar pelo dispositivo de absorção de umidade, a sílica-gel nele contida absorve toda a umidade, deixando passar para o interior do tanque de expansão o ar seco. A Fig. 12.48 mostra um dispositivo de absorção de umidade de largo uso em transformadores de 69 kV. A sílica-gel tem constituição vítrea. É, quimicamente, quase neutra e altamente higroscópica. É formada de silício impregnado com cloreto de cobalto tendo a cor azul-celeste e aspecto cristalino, quando em estado ativo. É capaz de absorver água até 40% do seu próprio peso.

Tubo de_ respiro

Fig. 12.48 Dispositivo de absorção da umidade

T ransformadores de P otência

489

Quando a sílica-gel absorve uma quantidade de água que atinja o seu nível de saturação, adquire uma coloração rósea, devendo então ser substituída. Através de processo de secagem, a sílica-gel pode ser regenerada e reutilizada por diversas vezes. A sua rege­ neração é obtida através da elevação de temperatura de um recipiente apropriado contendo o produto, entre e 300°C. Dessa forma, evapora-se a água absorvida. Após a sua regeneração, a sílica-gel deve ser imediatamente armazenada em recipiente seco e hermeticamente fechado. 2 0 0

Motores para ventilação forçada

Os transformadores de potência, em geral, com capacidade superior a 2,5 MVA, são dotados de ventiladores acoplados ao seu tanque com a finalidade de refrigeração forçada do equipamento. Os ventiladores, normalmente ligados em estágios, operam à medida que o transformador adquire uma temperatura predeterminada nos seus enrolamentos. Desta forma, pode-se aumentar a capacidade nominal do transformador em cerca de 25%. Os transformadores dotados de ventilação forçada são designados através de dois valores de potência nominal, como, por exemplo, 5/6,25 MVA, sendo que o primeiro valor refere-se à potência do equipamento sem o fun­ cionamento dos ventiladores, enquanto o segundo valor considera a capacidade nominal do equipamento com o funcionamento de todos os estágios do sistema de ventilação forçada. A Fig. 12.49 mostra simplificadamente o diagrama de controle do sistema de resfriamento forçado de um transformador com sete ventiladores, conforme a NBR 9368/87. A tensão de alimentação deve ser de 22Í) V, em sistema trifásico e de freqüência de 60 Hz, segundo a NBR 9398. A proteção térmica dos motores dos Ventiladores deve ser individual para cada unidade. Deve possuir, também, uma proteção por falta de fase. Quando o número de ventiladores for inferior ou igual a sete, cada circuito deverá ser protegido individualmente. Para um número maior de ventiladores, cada grupo de dois ventiladores deve ter a sua proteção. Os elementos utilizados na proteção contra curto-circuito podem ser fusíveis, de preferência do tipo NH, ou disjuntores do tipo magnético. Os ventiladores são fixados do lado externo dos radiadores, de forma que seja retirada a maior quantidade de calor contida no óleo circulante. A Fig. 12.53 mostra um detalhe da instalação de quatro ventiladores num transformador de força.

Sistema de resfriamento

Os transformadores em operação geram internamente uma grande quantidade de calor que necessita ser levada ao meio externo, a fim de não prejudicar a qualidade da isolação dos enrolamentos. O calor gerado é resultado das perdas ôhmicas nos fios dos enrolamentos, quando o transformador está em carga, e das perdas por histerese e correntes de Foucault, em qualquer condição de operação. O calor assim gerado

Fig. 12.49 Circuito elétrico dos ventiladores de resfriamento do transformador

490

Capítulo Doze

é transferido ao meio de resfriamento interno, que é o óleo mineral isolante, e que em contato com as paredes do tanque ou através dos radiadores é conduzido ao meio ambiente. Os processos de transferência de calor, tanto interna como externamente, são realizados das seguintes formas: • condução; • radiação; • convecção. A contribuição da transferência de calor por condução e radiação é de pouca importância e pode ser desprezada para fins práticos. Dessa forma, o processo de convecção é basicamente o responsável tanto pela transferência de calor do núcleo para o óleo como do tanque para o meio ambiente. No entanto, a transferência de calor do óleo à carcaça do transformador é feita por condução. O processo de transferência de calor por convecção pode ser feito por duas diferentes formas: • convecção natural; • convecção forçada. Na convecção natural, a massa de ar aquecida em contato com o corpo do transformador movimenta-se para cima, sendo substituída por uma massa de ar mais frio que, ao ser aquecida, circula como a anterior, num processo lento e contínuo. Quando a massa de óleo quente atinge a parte superior do transformador, inicia o caminho de retomo através dos radiadores, cedendo calor ao meio exterior, chegando na sua parte inferior já bastante resfriada. Assim, a convecção natural apresenta baixas taxas de transferência de calor nos transformadores. No caso da convecção forçada é necessária a utilização de motores acoplados a ventiladores que aceleram a movimentação das massas de ar quente que são imediatamente substituídas por massas de ar frio, num processo rápido e contínuo. Este processo é comum aos transformadores de potência, principalmente os de tensão nominal de 69 kV e acima. Apresenta um custo de valor absoluto significativo, porém economicamente viável, já que obtém-se, por este processo, uma capacidade adicional de potência nominal do transformador. Por exemplo, um transformador de 20 MVA/69 kV pode ser operado continuamente com até 26,6 MVA, dentro dos requisitos de expectativa de vida esperada, de acordo com a NBR 5416, e posteriormente analisado. Os transformadores são designados quanto ao tipo de resfriamento por um conjunto de letras que representam as iniciais de palavras correspondentes, ou seja, transformador a: • óleo natural com resfriamento natural - ONAN (Óleo Natural, Ar Natural); • óleo natural com ventilação forçada - ONAF (Óleo Natural, Ar Forçado); • óleo com circulação forçada do líquido isolante e com ventilação forçada - OFAF (Óleo Forçado, Ar For­ çado); • óleo com circulação forçada do líquido isolante e com resfriamento a água - OFWF (Óleo Forçado, Água (water) Forçada; • seco com resfriamento natural - AN (Ar Natural); • seco com ventilação forçada - AF (Ar Forçado).

Relé de Buchholz

É um dispositivo instalado entre o tanque do transformador e o tanque de expansão de óleo. É destinado à prote­ ção do transformador quando do aparecimento de gases internos devido à queima de material isolante. Neste caso, o relé de Buchholz sinalizaria no Quadro de Comando da subestação indicando a presença de gases no interior do transformador. Se o transformador é submetido a uma intensa corrente de curto-circuito, o deslocamento do óleo do interior do tanque na direção do tanque de expansão sensibilizará o relé que ordenará a operação do disjuntor de proteção. A Fig. 12.50 mostra a instalação de um relé de Buchholz num transformador de potência. Esse assunto já foi devidamente tratado no Cap. 10. Os diversos componentes empregados nos transformadores podem ser observados na seqüência de figuras que será mostrada, de forma que fomeça ao leitor um subsídio visual importante para o entendimento da constituição de um transformador. A Fig. 12.51 mostra os componentes de um transformador do tipo distribuição da WEG Transformadores, de forma detalhada. Já a Fig. 12.52 mostra um transformador da classe 15 kV de potência elevada, de largo uso em instalações industriais, indicando os diversos componentes de instalação externa ao tanque. No caso de transformadores da classe de 145 kV, mostram-se na Fig. 12.53 os diversos componentes de insta­ lação externa ao tanque. Este tipo de transformador é muito utilizado em instalações industriais e em subestações de subtransmissão das companhias de distribuição de energia elétrica.

T ransformadores de P otência

491

— Tanque de expansão Relé de Buchholz

Tanque.

Fig. 12.50 Relé de Buchholz Bucha de alta tensão

Abertura de inspeção

Tampa Comutador de derivação Armadura

Bobina secundária Bobina primária Núcleo

Tanque

Bucha de baixa tensão

Olhai de suspensão

Radiador Placa de identificação Dispositivo de aterramento

Fig. 12.51 Ilustração da montagem dos componentes de um transforma­ dor - WEG

Suporte para fixação no poste

492

Capítulo D oze

-Termômetro indicador de temperatura ----- Conservador de óleo - Tubo de enchimento do conservador de óleo -Terminal primário -Indicador do nível do Terminal secundário óleo -Válvula de alívio de pressão Válvula de explosão

Radiadores

Visor do nível do óleo-T Tanque Válvula de drenagem

Base para arrastamento

Fig. 12.52 Vista dos componentes externos de um transformador

12.4 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS E TÉRMICAS

Os transformadores possuem características elétricas que devem ser cuidadosamente estudadas antes de sua aplicação, visando a uma operação segura e econômica.

Potência Nominal

Segundo a NBR 5356/81 - Transformadores de Potência - Especificação, a potência nominal de um transfor­ mador é o valor convencional da potência aparente que serve de base ao projeto, aos ensaios e às garantias do fabricante e que determina a corrente nominal que circula, sob tensão nominal, nas condições específicas. Se um transformador possuir algum sistema de resfriamento, conforme já esclarecido anteriormente, a sua potência nominal é definida como sendo a máxima potência que pode fornecer nas condições específicas. Se o transformador possui vários enrolamentos, deve-se declarar a potência nominal de cada um deles. Considerando os limites práticos de construção de transformadores, pode-se afirmar que as potências nominais crescem mais rapidamente que os respectivos pesos. Um outro dado importante diz que os transformadores de potência nominal elevada apresentam rendimentos maiores que os de menor potência nominal.

Tensão Nominal

E a tensão que é aplicada aos terminais de linha dos enrolamentos do transformador. Nos transformadores trifásicos, se as bobinas forem ligadas em triângulo, a tensão nominal dos enrolamentos coincide com a tensão

T ransformadores de P otência

493

indicador de nível de óleo

Tanque de expansão

Terminal primário

Terminal secundário

Ventilador

Tanque Termômetro do óleo

Termômetro do enrolamento

Recipiente de sílica-gel

Caixa de comando e controle

Rodas bidireeionais

Fig. 12.53 Vista dos componentes externos de um transformador da classe 145 kV

nominal do transformador. Se ligadas em estrela, a tensão nominal dos enrolamentos é ^3 inferior à tensão nominal do transformador.

Corrente Nominal

É a corrente que circula no terminal de linha dos enrolamentos. Seu valor é obtido pelas Eqs. (12.23) e (12.24): • transformadores monofásicos (F-N) ou bifásicos (F-F) • transformadores trifásicos

L = yv ni- (A)

(12.23)

P.. S X V„,

(12.24)

=

Pn, - potência nominal do transformador, em kVA; V„, - tensão entre os terminais de linha do transformador, em kV.

Freqüência Nominal

É a freqüência a qual foram determinados todos os parâmetros elétricos do transformador. Deve ser a mesma da rede de energia elétrica, onde o transformador vai operar.

494

Perdas

Capítulo D oze

Perda é a potência absorvida pelo transformador e dissipada, em forma de calor, pelos enrolamentos primários e secundários e pelo núcleo de ferro. As perdas de um transformador podem ser analisadas sob duas diferentes formas de operação, como é mostrado a seguir.

Perdas em vazio

Perda em vazio é aquela absorvida pelo transformador quando alimentado em tensão e freqüência nominais, estando os enrolamentos secundários ou terciários em aberto. As perdas em vazio do transformador se resumem nas perdas no núcleo de ferro e que se caracterizam pelas perdas produzidas pelas correntes parasitas ou de Foucault e pela histerese magnética. Analisando-se a Fig. 12.54, que complementa a Fig. 12.4, pode-se observar que o fluxo (j) senoidal, responsável pelas correntes de Foucault, Iof, está em avanço de 90° elétricos em relação à força eletromotriz Eof. A corrente que é absorvida pelo primário do transformador, I0„ é uma composição da corrente da corrente em vazio, por efeito da histerese, Ioh, e da corrente de magnetização Ifl não representada. O ábaco da Fig. 12.55 permite determinar as perdas totais específicas de uma chapa de ferro-silício de grãos orientados tipo M5 e espessura 0,304 mm, em função da indução magnética máxima, Bm e da freqüência a que está submetida. Este ábaco pode ser comparado com a Tabela 12.5, que corresponde a uma chapa de fabricação Armco.

a) Perdas por correntes parasitas ou de Foucault

Quando uma massa metálica é submetida a uma variação de fluxo magnético, é gerada uma força eletromotriz E que resulta em intensas correntes elétricas no seu interior, provocando perdas de potência. Estas perdas de po­ tência são transformadas em calor gerado no interior do núcleo de ferro do transformador. Para que as correntes de Foucault sejam bastante reduzidas, utilizam-se chapas de ferro-silício de pequena espessura, separadas com uma fina camada de material isolante. A Eq. (12.25) fornece, de maneira geral, as perdas por correntes de Foucault, em sua forma simplificada, re­ ferida a kg de lâmina de ferro-silício: Pcf = 2,0 X 10 X Bl X F2 X E2 X K (W/kg) (12.25) 1

- ' 1

Bm- máxima indução magnética nas lâminas, em gauss; F - freqüência da rede, em Hz;

Fig. 12.54 Diagrama das correntes em operação em vazio

T ransformadores de P otência

495

K - coeficiente que depende do material de que é constituída a chapa do núcleo. Para chapas siliciosas seu valor é de, aproximadamente, 1,10, para Bm - 16.000 gauss, com F = 60 Hz; Ec - espessura da chapa, em mm.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.4 Determinar as perdas por corrente de Foucault num transformador de 225 kVA, sabendo-se que a freqüência da rede é de 60 Hz, as lâminas são do tipo siliciosa, o valor máximo de indução nas lâminas é de 16.000 gauss e a chapa tem 0,304 mm.

Pcl = 2,0 X IO "'1 X Pcl = 1,87 W/kg

16.0002 X 602 X 0,3042 X 1,1

Considerando que o peso do ferro no transformador de 225 kVA seja igual a 350 kg, as perdas por efeito das correntes de Foucault valem:

Pcfn = 1,87 X

350 = 654,5 W

b) Perdas por histerese magnética

Todos os materiais ferromagnéticos apresentam uma estrutura molecular que se assemelha a minúsculos ímãs contendo um pólo norte N e um pólo sul S. Quando estes materiais são submetidos a um campo magnético, seus minúsculos ímãs tendem a se alinhar com o referido campo, resultando num campo magnético maior do que o produzido pela bobina, considerando-se que a permeabilidade destes materiais seja superior à unidade. À medida que a corrente na bobina se eleva, maior é a quantidade de dipolos que se alinham ao campo magnético, até que, para acréscimos sucessivos de corrente, sejam obtidas reduzidas variações do campo magnético. Para esta condição, diz-se que o material ferromagnético está saturado. A Fig. 12.56 mostra esquematicamente esse fenômeno. Para melhor representar esse fenômeno costuma-se plotar num gráfico os valores da intensidade do campo magnético H e do fluxo magnético correspondente B. Entende-se por intensidade de campo magnético H a força magnetomotriz que se desenvolve por unidade de comprimento do fio da bobina que a produz, o que corresponde, também, aos ampères-espiras gerados por unidade de comprimento da referida bobina.

Capítulo Doze

O ciclo histerético que provoca as perdas por histerese, aqui analisadas, está representado na Fig. 12.57. À medida que se aumenta a corrente na bobina, produz-se uma intensidade de campo magnético H maior, inician­ do-se no ponto O e findando no ponto A (curva de magnetização inicial). Ao ser removido o campo magnético, os materiais ferromagnéticos retêm parte do magnetismo, chamado magnetismo residual, o que corresponde ao ponto B da Fig. 12.57. Quando invertido o sentido do campo magnético, pode-se anular o fluxo magnético, o que é obtido no ponto C da mesma figura. Aumentando-se a intensidade do campo magnético no sentido inverso, o material irá magnetizarse novamente, agora no sentido inverso, até saturar-se no ponto D. Retirando-se o campo magnético, o material retém parte do magnetismo, o que corresponde ao ponto E. Aumentando-se, agora, o referido campo, pode-se saturar novamente o material ferromagnético, até o ponto A, completando-se assim um ciclo histerético. Se o material ferromagnético é submetido a um campo alternado, como o é o núcleo de um transformador, é necessário que o circuito elétrico, primário do transformador, ceda energia ao campo magnético, que é devolvida em forma de calor. A esta energia dá-se o nome de perdas por histerese. A Eq. (12.26) permite, de forma geral, que sejam calculadas simplificadamente as perdas por histerese de um núcleo de um transformador para kg de ferro-silício. P„m = 2 X IO X B'm* X F X K (W/kg) (12.26) 1

10

A

C

/

/

y / y

X // / O / E B

/

Fig. 12.57 Curva de magnetização

H”

T ransformadores de P otência

497

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.5 Considerando o exemplo anterior, determinar as perdas por histerese.

Phmm = 2 X 10-'° x Phmm = 0,48 W/kg

16.0001,8 X 60 X 1,1

Logo, a perda para 350 kg de ferro-silício vale:

Phmm = 0,48 x

350 = 168,0 W

Nas perdas em vazio de um transformador, são, portanto, consideradas a soma das perdas por correntes de Foucault e das perdas por histerese. No caso dos exemplos anteriores, a perda total do transformador em vazio de 225 kVA vale:

Pom = Pcn + Ptom = 654,5

+ 168,0 = 822,5 W

Estas mesmas perdas podem ser determinadas diretamente pela Tabela 12.10.

Perdas em carga Perda em carga é a que corresponde à potência ativa absorvida na freqüência nominal, quando os terminais primários de linha são percorridos pela corrente nominal, estando os terminais secundários em curto-circuito. Este é o procedimento adotado no ensaio de perdas do transformador, objeto de estudo posterior. As perdas em carga são causadas unicamente pela resistência ôhmica das bobinas dos transformadores, por­ tanto, denominadas perdas no cobre. Estas perdas são desprezíveis quando o transformador opera em vazio e são máximas quando o transformador opera em carga máxima. No primeiro caso, as perdas no cobre correspondem somente à corrente de magnetizaçãoque percorre o enrolamento primário do transformador, e no segundo caso, à corrente absorvida pela carga ligada aos seus terminais secundários. Simplificadamente, as perdas no cobre de um transformador podem ser expressas pela Eq. (12.27), para 1 kg de fio de cobre: Pcu = 2,43 X D2 (W/kg) (12.27) D - densidade de corrente em A/mm2. É tomada como média das densidades de corrente dos enrolamentos primários e secundários. A densidade de corrente pode ser determinada com base na seção transversal dos fios dos enrolamentos primá­ rios e secundários. As perdas totais de um transformador podem ser determinadas em qualquer regime de carga através da Eq. (12.28), ou seja: P, = P„ + F? X Pc„ (12.28) P, - perdas totais no transformador, em W; Fc - fator de carga; Pfe - perdas totais no ferro, em W, dado por: P f e ~ P c jn

Phm m

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.6 Ainda com base no exemplo anterior, determinar as perdas no cobre do transformador de 225 kVA. •

Corrente primária:

/„= r 225 =9,4 A V3 X 13,8 •

Corrente secundária:

ls = •

225— = 341,8 A V 3 X 0,38

Densidade de corrente adotada:

Será adotada a densidade de corrente de 3 A/mm2.

498

Capítulo Doze •

Seção do condutor primário:

/ <3 4 D = —3 = 3,1 mm2 Logo, Sp = 4 mm2 S=

•

Seção do condutor secundário: = A _ = 3 £ L í§ = 113 9 m m 2

D

3

Logo, Ss = 120 mm2 (o condutor será em barra de cobre) •

Densidade de corrente primária:

d p = 7r = — = 2,35 A/mm2 P

Sp

4

•

Densidade de corrente secundária:

D

=A . =

•

Densidade de corrente média:

5

/

0 4 -j

Ss

O

120

= 2,84 A/mm2

+ 2,84 ------- 1— Dm = —2,35 2 •

= 2,59 s 2,60 A/mm2

Perdas no cobre:

Pcu = 2,43 x

2,602 = 16,42 W/kg

Considerando que os enrolamentos de cobre pesem cerca de 170 kg, as perdas totais nas bobinas valem:

Pcu= 16,42 X

170 = 2.791,4 W

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.7 Determinar as perdas totais de um transformador de 1.000 kVA/13.800 - 380/220 V, operando com uma determinada carga média de 70% de sua capacidade nominal. De acordo com a Eq. (12.28), tem-se: P , = Pfe + F c X P cu

Fc = 0,70 Ple = P«n + Pm = 3 kW (Tabela 12.10) Pcu= 11 kW (Tabela 12.10) P,= 3 + 0,72 X 11 = 8,39 kW

Rendimento

Rendimento é a relação entre a potência elétrica fornecida pelo secundário do transformador e a potência elétrica absorvida pelo primário. A Eq. (12.29) expressa a conceituação feita anteriormente: v (12.29) Pp Ps - potência absorvida pelo secundário; Pp - potência absorvida pelo primário. A Eq. (12.30) fornece o rendimento do transformador, considerando o fator de potência da carga, o fator de carga e as perdas do equipamento, ou seja: 100 X (Pfe + Fc2 X p ) = 100 ---------------------------(12.30) Fc X Pnl X cos «A+ Pfe + Fc2 X Pcu Pfe - perdas no ferro, compreendendo as perdas por correntes de Foucault e por histerese, em kW; Fc - fator de carga do período em que se está analisando o rendimento do transformador; 7i

------------------------------

T ransformadores de P otência

499

Pcu - perdas nos enrolamentos de cobre, em kW; cos \J/ - fator de potência da carga; Pn, - potência nominal do transformador, em kVA. O ábaco da Fig. 12.58 permite que seja calculado o rendimento dos transformadores, tomando como base a fração de carga que está ligada ao seu secundário, as perdas no ferro em percentagem desta mesma potência. Por exemplo, um transformador de 500 kVA, operando a 50% da sua capacidade nominal, e tendo como caraterística os dados de perda a seguir discriminados, apresenta um rendimento de 98,85% ou seja: Pfe = 1.900 W = 1,9 kW Pcu = 4.300 W = 4,3 kW As perdas percentuais valem: PB, = — X 100 = 0,38% pf 500 P = — X 100 = 0,86% pc 500 Conforme está indicado na Fig. 12.58, o rendimento é de = 98,85%. Para determinar-se rendimento má­ ximo de um transformador, deve-se modular a carga de tal modo que se obtenha um fator de carga dado pela Eq. (12.31): 17

0

(12.31) Portanto, para que um transformador, trabalhando em regime de plena carga, tenha um rendimento máximo, é necessário que as perdas nominais no ferro e no cobre sejam iguais, isto é: Pfe = Pcu. O transformador deve estar em carga relativamente baixa para que as perdas no cobre, normalmente bem superiores às do ferro (que são pra­ ticamente constantes), sejam reduzidas a ponto de tornarem-se iguais. Nestas condições, o transformador estaria subutilizado, que é economicamente inviável. O rendimento de um transformador se reduz quando o fator de potência da carga diminui, mantendo-se esta constante. Conservando-se fixo o fator de potência, o rendimento varia em função da modulação da carga. A Tabela 0

a.o -O o c Eo
Oc

Q.O •a o ■3 8

C

Oc <0

p

Ea) cn

-a< 0

c

05

£ & 0

D) C

S. Fig. 12.58 Ábaco para a determinação do rendimento dos transformadores

500

Capítulo Doze

Tabela 12.9 Rendimento de transformadores (Fc = 1 e F. = 0,85) Potência nominal Transformadores trifásicos

Classe (kV)

15 25,8 38

15 96,52 96,08 96,08

15 25,8 38

5 96,26 95,94 95,94

30 97,07 96,74 96,74 1 0

96,92 96,59 96,59

45 97,35 97,06 97,06

75 97,66 97,4 97,4

112,5 97,88 97,88 97,65

150 98,04 97,81 97,81

225 98,15 98,01 98,01

15 97,18 96,88 96,88

25 97,52 97,25 97,25

3705 97,76 97,52 97,52

50 98,02 97,68 97,68

75 98,15 98 96

Transformadores monofásicos (F-N)

300 98,27 98,15 98,15

500 98,42 98,48 98,36

1 0 0

98,21 98,15 98,15

-

fornece o rendimento de um transformador em função de sua potência nominal, do fator de potência igual a 0,85, das perdas normalizadas pela ABNT e de um fator de carga igual a 1. É bom frisar que, em muitos casos, os transformadores do tipo distribuição são dimensionados para uma situ­ ação de fator de carga igual a 0,5, o que é encontrado normalmente na prática nas redes das concessionárias. Isso permite uma redução de custo de fabricação desses equipamentos, quando comparados com transformadores de força, que são projetados, em geral, para uma condição de fator de carga igual a . Dependendo do tipo de carga que será alimentada pelo transformador, pode-se objetivar um rendimento máximo para a condição que corresponda ao maior tempo de operação. Se o transformador é destinado a uma instalação industrial cujo fator de carga é elevado e a carga se mantém praticamente constante ao longo do tempo, tal como nas indústrias têxteis, deve-se especificar o transformador de sorte que o rendimento máximo se dê em condições mais próximas à da carga nominal. Neste caso, o transformador deve ser projetado para uma perda mínima no cobre. Sem considerar os aspectos econômicos, o ponto de carregamento que corresponde ao maior rendimento do transformador é, para a condição de um dado fator de carga da instalação, cerca de 0,55. Como em projetos nor­ mais os transformadores apresentam perdas no cobre, em plena carga, bem superiores às perdas no ferro, logo, para melhor condição de rendimento, é necessário empregar condutores de maiores seções nos enrolamentos, para reduzir as perdas, mas acarretando custos adicionais na fabricação do transformador. De modo contrário é a especificação de um transformador para aplicação em redes de distribuição rural, que na maior parte do tempo opera em vazio (exceção para sistemas de irrigação). Neste caso, pode-se admitir perdas no cobre elevadas e procurar reduzir as perdas fixas no ferro. Estudos realizados demonstram que os transformadores rurais operam, em média, com 1/3 da carga nominal. 1 2 . 9

1

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.8 Calcular o rendimento de um transformador de 500 kVA em cujos ensaios foram constatadas perdas no cobre iguais a 6.000 W, em carga plena, e perdas no ferro iguais a 1.700 W. O fator de potência da carga, em média, é igual a 0,80. Sabe-se que a instalação opera praticamente com fator de carga unitário ( Fc = 1).

100 X (1,7 + 12 X 6 ,0) V = -- 1 X 5 0 0 X 0 ,8 + 1,7 + 12 X 6 ,0 - = 98,11% 1 0 0

O rendimento máximo desse transformador seria para operação cuja modulação da carga fornecesse um fator de carga igual a 0,53, ou seja:

= 0,53 = 53% . Neste caso o rendimento valeria:

77= 100-

100 X (1,7 + 0,532 X 6,0) = 98,42%. 0,53 X 500 X 0,8 + 1 ,7 + 0 ,5 3 2 X 6,0

T ransformadores de P otência

501

A nálise eco n ô m ica para a q u isiçã o d e tran sform ad ores Quando se tem várias propostas para aquisição de um ou mais transformadores, deve-se analisar, além dos aspectos técnicos dos equipamentos, os custos envolvidos na sua operação, notadamente os das perdas. Dessa forma, o transformador não deve ser adquirido apenas considerando-se o preço da proposta; outros fatores são importantes para a decisão de compra, conforme pode ser observado pela Eq. (12.32), utilizada por muitas con­ cessionárias do setor elétrico: C = (Pfe + FCX P J X Top X TkWh + Paq X Tam (12.32) C - custo final do transformador, R$ ou US$; Top - tempo de operação do equipamento, normalmente analisado para 1 ano ou 8.760 horas; TkWh - tarifa do consumo de energia elétrica, R$/kWh ou US$/kWh; Paq - preço da proposta ou de aquisição do transformador, em R$ ou US$; Tam- taxa de amortização do capital investidona transação, em %. Normalmente adota-se 12% ao ano; Fc - fator de carga da instalação onde o transformador iráoperar; Pfe - perdas no ferro, kW; Pcu - perdas no cobre, em kW. EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.9 Duas propostas devem ser comparadas para aquisição de um transformador de 1.000 kVA - 13.800/380 - 220 V, cujos valores são: a) Proposta 1: • preço: US$ 8.994,00; • perdasno ferro: 3.000 W = 3,0 kW; • perdasno cobre: 11.000 W = 11,00 kW b) Proposta 2: • preço: US$ 8.450,00; • perdasno ferro: 3.800 W = 3,8 kW; • perdasno cobre: 16.700 W = 16,7 kW. c) Outros dados: • fator de carga do sistema: 0,70 • tarifa do consumo de energia elétrica: US$ 0,04968/kWh; • tempo de operação do transformador: 8.760 horas; • taxa de amortização: 12% ao ano. Aplicando a Eq. (12.32) para as duas propostas em questão tem-se: C, = (3 + 0,7 X 11) X 8.760 X 0,04968 + 8.994 X 0,12 C, = US$5.735,88/ano C2 = (3,8 + 0,7 X 16,7) X 8.760 X 0,04968 + 8.450 X 0,12 C2 = US$7.755,19/ano Como pode ser percebido, apesar de a segunda proposta apresentar um preço inferior, o custo operacional do transformador é bem superior ao da primeira proposta, que deve ser a vencedora.

Kegulação

A regulação representa a variação de tensão no secundário do transformador, desde o seu funcionamento em vazio até a operação a plena carga, considerando a tensão primária constante. Também denominada queda de tensão industrial, pode ser calculada em função dos componentes ativo e reativo, da impedância percentual do transformador, do fator de potência e do fator de carga, conforme a Eq. (12.33): (x„, X cos é — Rn, X sen ili) (12 .3 3) R = F. X Rpl' X cos l/r + X„p X sen t// + ^ ............ 200 ......p--------- -1 R - regulação do transformador, em %; Rpl - resistência percentual do transformador; Xpl - reatância percentual do transformador; i// - ângulo do fator de potência da carga.

502

Capítulo Doze

O valor da tensão no secundário do transformador corresponde às condições de carga a que está submetido e é dado pela Eq. (12.34): (12.34) Vm - tensão nominal do secundário, em V. Quanto maior for a queda de tensão interna do transformador, maior será o valor da regulação. Isto significa resistências elevadas. EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.10 Calcular a regulação de um transformador de 750 kVA - 13.800 - 380/220 V, sabendo-se que a sua resistência percentual é de 1,28% e a sua reatância percentual, de 4,6% a fator de potência 0,80 e para um fator de carga da instalação igual a 0,70. R = 0,70 x 1,28X0,80 + 4,6X0,6 +

(4,6 X 0,8 —1,28 X 0,6 )2 200

R = 2,67% A tensão no secundário deste transformador nestas condições vale: V„ = 380 x 1

2

,(

370 V

Pode-se concluir que todo transformador deve possuir um baixo valor de regulação, a fim de manter a tensão secundária, em carga plena, próxima da sua tensão nominal.

A regulação também pode ser calculada pelo ábaco da Fig. 12.59, para um fator de carga igual a 1. Considerando uma instalação com um fator de carga igual a 1, Rp, = 1,31% e Xp, = 4,52%, e consultando-se o ábaco da Fig. 12.59, obtém-se o valor de R = 3,79%, conforme é mostrado na interseção da reta com a escala correspondente ao fator de potência igual a 0,80. O mesmo resultado pode ser obtido pela Eq. (12.33).

Fig. 12.59 Ábaco para determ inação da regulação em transformadores

503

T ransformadores de P otência

Impedância Percentual

Conhecida também como tensão nominal de curto-circuito, a impedância percentual representa numericamente a impedância do transformador em percentagem da tensão de ensaio de curto-circuito, em relação à tensão nominal. É medida provocando-se um curto-circuito nos terminais secundários e aplicando-se uma tensão nos terminais primários que faça circular nesse enrolamento a corrente nominal. A Eq. (12.35) expressa a definição anterior:

z ,„ = - ^ X 1 0 0 ( % ) (12.35) npt Vnccp - tensão nominal de curto-circuito, aplicada aos terminais do enrolamento primário; Vnpl - tensão nominal primária do transformador; Zpl - impedância percentual, ou tensão nominal de curto-circuito, em % da tensão nominal do transforma­ dor. Quando se diz que um transformador trifásico de 300 kVA - 13.800 V tem uma impedância percentual de 4,5%, quer-se dizer que, provocando-se um curto-circuito nos seus terminais secundários e aplicando nos terminais primários uma tensão de 621 V, faz-se circular nos enrolamentos primários e secundários as respectivas correntes nominais que são de 12,5 A e 455,8 A. Logo, 4,5 é a percentagem da tensão primária de curto-circuito, V„ccp, em relação à nominal, ou seja: z„

= 13.800 X 100 = 4,5%

A Fig. 12.60 pode esclarecer a descrição anterior. Também pode-se expressar a impedância percentual do transformador em função da impedância equivalente no circuito primário. A Fig. 12.61 representa o circuito fequivalente de um transformador, mostrando as resistências e reatâncias primárias e secundárias. Já a Fig. 12.62 representa o circuito simplificado do transformador em que as resistências e reatâncias primárias foram substituídas por resistências e reatâncias primárias equivalentes. Logo, tem-se:

Re - resistência equivalente, em íl; Xe - reatância equivalente, em íl; Rpl - resistência percentual; Xpl - reatância percentual.

R , = — — X 100 (%) v; /X X x p, = 'I

Fig. 12.60 Terminais secundários em curto-circuito

(12.36) ;L x

1 0 0

(%)(12.37)

504

Capítulo Doze

É importante saber que os valores de

2 \ N' . N *.

X

R2 e

X

X2, expressos no diagrama equivalente do

transformador da Fig. 12.61, correspondem a uma resistência e a uma reatância que, transferidas para o primário e adiciona­ das às resistências e reatâncias primárias, produziriam a mesma queda de tensão que as resistências e reatâncias secundárias quando tomadas no próprio secundário. As resistências e reatâncias equivalentes podem ser determinadas a partir das expressões abaixo, ou seja: A

X

R,

(12.38)

A

XX,

(12.39)

n2

X, +

N,

Os valores de Re e Xe são importantes devido à dificuldade de se determinar separadamente os valores de Rt e X, do transformador. Como indicado na Fig. 12.62, as resistências e reatâncias equivalentes quando consideradas no lado primário do transformador (R0 e X foram removidos para antes de R] e X,) produzem a mesma queda de tensão que pro­ duziriam as resistências e reatâncias primárias e secundárias tomadas separadamente, desde que seja desprezada a influência da corrente /0. O valor da resistência equivalente do transformador referida ao primário pode ser determinado pela Eq. (12.40), com base nos ensaios de curto-circuito, ou seja: 0

K = j . r ( f í)

(12.40)

R - resistência equivalente do transformador, em íl; Pcu - perdas no cobre, durante o ensaio de curto-circuito, em W; /, - corrente primária do transformador, em A. Ainda com base nos ensaios de curto-circuito, pode-se determinar a impedância equivalente, pela Eq. (12.41): (12.41) ■ *i Nos ensaios de curto-circuito, a potência registrada e dissipada nos enrolamentos, chamada potência de curtocircuito, mede, aproximadamente, as perdas no cobre, conforme expressa a Eq. (12.40).

T ransformadores de P otência

505

Fig. 12.62 Diagrama das impedâncias consideradas no lado primário As resistências e reatâncias equivalentes são, normalmente, admitidas no lado primário do transformador. Para tomá-las no lado secundário, basta multiplicar seus valores por (AyiV ou pela relação de transformação (V /V,)2. Quando se trabalha com as resistência e reatância percentuais, não há necessidade de identificar a que lado do transformador se quer referi-las, já que seus valores são iguais. , ) 2

2

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.11 Calcular as resistências e reatâncias equivalentes de um transformador de 300 kVA/13.800 - 380/220 V, normalizado na Tabela 12.10. 300— = 1 2 5 A

V 3 X 13,8 As resistências e reatâncias equivalentes referidas ao primário valem:

Pc„ = R

= 1-233,3 W/fase

’p = - I*^ = 1-233,3 12,52 =7 ,8 9 0

A tensão de curto-circuito vale:

Vcc = 0,045 X

13f ° ° = 358,53 V V3

Zn = %*.= 358,53 = 2 8,68 f l ep

/,

12,5

K = J Z l- R l = \j 28,682 - 7,892 = 27,57 íl = 13.800 = 7 9 6 7 4 V

Vã

Considerando, inicialmente, o lado primário do transformador, tem-se: flp , =

^

/, X R

Rp, = 1,23%

x 1 0 0

= _12,5X _ 7,89 _ x10°

27,57 xp, = / ,^X xX . i o „ „o„ —12,5X 79é7|4 - xioo

506

Capítulo D oze Xp, = 4,32% Z p, = ^1,232 + 4,322 = 4,5% Considerando agora o lado secundário do transformador, as resistências e reatâncias equivalentes valem: 2

~n 2 '

v2 ep =

_ w <.

2

Res = 0,00598 í l

*..=f nN,2'

2

XX„ = V y;

Xes = 0,0209 ft 300

4%X 0,38

2

x fLep =

1 VJ X 380 3.800

x X epto = r

380 J 3.800

7,89

V X 27,57

J

455,8 A

14 = 220 V

\, X f?„ X100 = ----— 455,8 X 0,00598 „ „ ------------X100 220

2 X X es V2

455,8X0,0209

,

-------- - X 1 0 0 = ------1 1 ------- x 100 220

Logo, demonstra-se que os valores percentuais das resistência e reatância são iguais. A queda de tensão referida à impedância equivalente do lado secundário vale: Al/'= (R ..+ J X ..)x l2 A V2 = (0,00598 + /0,0209) X 455,8 = 0,0217 X 455,8 A\/2 = 9,89V A força eletromotriz induzida, tomada à corrente nominal secundária e a fator de potência 0,80, vale:

Ê2 = (V2 x

cos i/<2 + /2 x /?„„) + j(v2 x sen
E2 está demonstrado graficamente na Fig. 12.8. É2 = (220 x 0,8 + 455,8 X 0,00598) + j (220 X 0,6 + 455,8 X 0,0209) È2 =178,72 + /141,52 V Ê2 = 227,9 V

O valor de

Tabela 12.10 Dados característicos de transformadores trifásicos a óleo para instalação interior ou exterior. Classe de tensão 15 kV - primário em estrela ou triângulo e secundário em estrela - freqüência 60 Hz Potência kVA 15 30 45 75 112,5 150 225 300 500 750 1,000 1,500

Tensão secundária (V) 220 a 440 220 a 440 220 a 440 220 a 440 220 a 440 220 a 440 220 380 ou 440 220 380 ou 440 220 380 ou 440 220 380 ou 440 220 380 ou 440 220 380 ou 440

Perdas Em vazio Cobre Pfc (W) Pcu (W) 120 300 570 200 750 260 390 1.200 520 1.650 640 2.050 2.950 2.800 900 3.900 3.700 1.120 6.400 1.700 6.000 10.000 8.500 2.000 12.500 11.000 3.000 18.000 16.000 4.000

Rendimento Cos = 0,8 % 96,24 96,85 97,09 97,32 97,51 97,68 97,88 97,96 97,96 98,04 98,02 98,11 98,04 98,28 98,10 98,28 98,20 98,36

Regulação Cos = 0,8 % 3,22 3,29 3,19 3,15 3,09 3,02 3,67 3,63 3,66 3,61 3,65 3,60 4,32 4,20 4,27 4,19 4,24 4,16

Impedância a 75°C % 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5

507

T ransformadores de P otência

Parâmetros elétricos Perdas em vazio

(W)

Tabela 12.11 Características típicas dos transformadores de tensão 69 kV Potência nominal (MVA)

Pot. d vent. nat. Pot. c/ vent. %V„ 90 1 0 0 1 1 0

Tapes (kV)

72,60 70,95 69,30 67,65

Perdas no cobre

(W) 75°C

66,00

72,60 70,95 69,30 67,65

Impedância

a 75°C %

66,00

FP Regulação (%)

% carga 1 0 0

0 ,8

75 50

1 0 0 1 ,0

75 50

1 0 0

Rendimento (%)

0 , 8

1,0

75 50

100

75 50

2,5 2,5 4.150 16.340 16.730 17.280 7,12 4,78 0,90 99,09 99,27 -

5 5 6.450 8.640 11.640 2 1 . 1 0 2

21.340 21.698 22.173 23.702 5,92 6,92 6,94 6,99 7,09 4,63 3,45 2,28 0,67 0,46 0,28 99,26 99,33 99,33 99,41 99,46 99,46

1 0

6,25 6.680 8.720 1 1 . 8 6 6

32.796 33.424 34.263 34.266 35.108 6,85 8,64 8 , 6 6

8,77 8 , 8 6

5,86 4,35 2,87 0,92 0,62 0,37 99,16 99,28 99,34 99,33 99,42 99,47

1 0

10.560 14.320 19.841 38.730 38.985 39.938 40.252 41.767 6,97 6,98 7,01 7,01 7,03 4,69 3,49 2,31 0,63 0,43 0,26 99,34 99,40 99,40 99,47 99,52 99,52

2 0

12,5 10.329 14.392 19.928 60.578 61.513 62.887 62.613 64.383 8 , 6 6

8,73 8,73 8,80 8,76 5,92 4,39 2,90 0 , 8 8

0,57 0,34 99,26 99,37 99,41 99,4 99,5 99,53

2 0

15.739 21.738 29.883 65.993 68.509 69.997 70.600 72.361 6,98 7,03 7,09 7,14 7,22 4,59 0,57 99,45 99,56 -

26,6 15.874 21.903 30.041 118.915 119.966 122.106 124.097 128.159 9,34 9,31 9,43 9,51 9,65 6,21

-

0 , 8 8

99,34 99,46 -

A regulação pode ser calculada por: E2----- V -2 X 100 = -----227,9-220 R=— 1----------- X 100 = 3,59% V, 220

A Tabela 12.10 expressa as principais características elétricas dos transformadores de potência da classe 15 kV. A Tabela 12.11 fornece as principais características elétricas de transformadores de 69 kV, referentes a diversos fabricantes. Complementando as Eqs. (12.36) e (12.37), a impedância de curto-circuito varia proporcionalmente ao valor de Ze, ou seja:

Z„ = Zc X y X 100 Ze - impedância do transformador, em íl; V, - tensão nominal primária do transformador; /, - corrente nominal primária do transformador.

(12-42>

508

Capítulo Doze

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.12 Calcular a resistência e a reatância porcentuais de um transformador de 1.000 kVA - 13.800 - 380/220 V, sabendo-se que no ensaio de curto-circuito a tensão medida foi de 760 V. A potência de curto-circuito registrada foi de 18.930 W. Determinar também a impedância equivalente do transformador. Z p, = ~ rr£' X 100 = 5,5%

"npf

r

"

-

p°" - P- - 18-930 - i s o r , 10XP„, 10 x Pn( 10X1.000

P^, - potência absorvida no ensaio de curto-circuito. Xp: = ^5 ,5 2 - 1 ,892 = 5,16% Logo, a impedância do transformador em pu, nas bases de sua potência e tensão nominais, vale: Zm = 0,0189 + j 0,0516 pu A impedância equivalente do transformador vale: Z ,X V„, 0,055X13.800 Z ao = —----- -- = ---------------------= 18,1 í l 41,8

Corrente de Excitação

Corrente de excitação é aquela que percorre os terminais de linha de um transformador, quando em operação, sob condições de tensão e freqüência nominais, mantendo em aberto os terminais secundários. A corrente de excitação dos transformadores trifásicos é diferente para cada uma das fases. No caso de transformadores com ligação primária em estrela, as correntes de excitação das fases externas são maiores do que as da fase central. Isso é decorrente da dissimetria dos circuitos magnéticos nas três colunas do trans­ formador. A corrente de excitação é conhecida também como corrente em vazio. É de pequeno valor e considerada des­ prezível quando o transformador está em carga. Para núcleos de chapas de cristais orientados, com laminação a frio, seu valor pode chegar a cerca de % da corrente nominal primária. Como as correntes de excitação são diferentes em cada fase, deve-se expressá-las como a média das correntes medidas nas três fases do transformador. A corrente em vazio eleva-se quando o transformador é alimentado com uma tensão superior à sua nominal, provocando o aumento das perdas no ferro. A corrente em vazio do transformador não é perfeitamente senoidal, apesar de, na prática, ser conveniente considerá-la como uma onda senoidal. Na realidade, a corrente em vazio toma forma de um sino. Assim, os trans­ formadores são geradores de harmônicos, principalmente os de terceira ordem. 8

Deslocamento Angular

É a diferença entre os fatores que representam as tensões entre o ponto neutro (real ou ideal) e os terminais correspondentes de dois enrolamentos, quando um sistema de seqüência positiva de tensão é aplicado aos ter­ minais de tensão mais elevada, na ordem numérica destes terminais. Admite-se que os fasores girem no sentido anti-horário (NBR 5356). Para determinar o ângulo de deslocamento entre os fasores das tensões primária e secundária é prático comparar os referidos fasores com os ponteiros de um relógio, posicionando o ponteiro dos minutos em horas, tendo a sua origem num ponto neutro real ou imaginário (H0) e atingindo um terminal de linha do enrolamento de tensão superior (//,). Já o ponteiro representativo do fasor de tensão inferior, ponteiro das horas, com origem no mesmo ponto anterior (H0 = X0) atinge o terminal de linha do outro enrolamento correspondente (Xj). O ângulo contado entre (H0 - Ht) e (X„ — X,) marcado no sentido anti-horário chama-se por definição deslocamento angular. (#o — H{) é tomado como vetor de referência. Esse procedimento é prático quando se deseja construir o diagrama a partir do conhecimento do ângulo de defasamento. Para definir o defasamento, considerar positivos os ângulos contados entre (H0 — Hx) e (X —X,). no sentido anti-horário no intervalo dos pontos de 6-0 (12) vistos, por exemplo, na Fig. 12.63. Neste caso, ert 1 2

0

T ransformadores de P otência

509

relação ao sentido anti-horário, o vetor referência (H0 - H,) está em adiantado de (XQ- X,). A partir do ponto 0, ainda no sentido anti-horário, os ângulos contados entre (H0 - Hx) e (X - X,) são negativos. As Figs. 12.63, 12.64, 12.65 e 12.66 mostram exemplos para a determinação do deslocamento angular a partir do tipo de conexão dos enrolamentos do transformador. Considerando os ponteiros de um relógio, no seu sentido anti-horário, tem-se que o deslocamento angular do transformador representado na Fig. 12.63 é de +150°. Neste caso, o ponteiro das horas está à direita do ponteiro dos minutos (referência) no sentido horário, perfazendo, assim, um ângulo positivo de 150°. No caso da Fig. 12.64 o deslocamento angular é zero, enquanto o da Fig. 12.65 é de -30°, pois o ponteiro das horas está à esquerda do ponteiro dos minutos (referência). Já a Fig. 12.66 representa um transformador com o deslocamento angular de +60°, pois o ponteiro das horas está à direita do ponteiro dos minutos. O deslocamento angular é designado pela simbologia apresentada na Fig. 12.67, indicando-se através das letras maiúsculas D e Y as conexões primárias do transformador, triângulo (delta) e estrela (ípsilon), enquanto as letras minúsculas d, y e z representam o tipo de conexão dos enrolamentos secundários, respectivamente iguais a triângulo, estrela e ziguezague. A estas letras segue-se um número que varia de 0 a 11, cada um representando o ângulo correspondente ao deslocamento angular. Desta forma tem-se: Deslocamento angular = 30 X horas. 0

Fig. 12.64 Demonstrativo para a determinação do deslocamento angular

Capítulo D oze

Fig. 12.65 Demonstrativo para a determinação do deslocamento angular

Fig. 12.66 Demonstrativo para a determinação do deslocamento angular Para exemplificar, no caso da Fig. 12.63, a designação completa da conexão dos enrolamentos do transforma­ dor é Dy5, enquanto a da Fig. 12.65 é D yll. Assim, o transformador da Fig. 12.63 apresenta um deslocamento angular de 30 X 5 = 150°, enquanto o da Fig. 12.65 vale 30 X 11 = 330° (considerando-se invertido o sentido de contagem do ângulo, ou seja, sentido horário) ou -30°, contados no sentido anti-horário. O deslocamento angular de um transformador é obtido em laboratório utilizando-se o medidor digital de ângulo de fase. O principal objetivo de se conhecer o valor do ângulo do defasamento é a necessidade da colocação correta de dois ou mais transformadores em serviço em paralelo. No caso de transformadores trifásicos, devem-se comparar as tensões entre fases das bobinas dos transformadores que se quer operar em paralelo, ligando-se as que corres­ pondem à mesma polaridade. E para determinar a polaridade de um transformador pode-se aplicar um dos mais fáceis métodos de laboratório, que é o método do golpe indutivo, como alternativa da medição através do medidor de ângulo de fase. A partir de um amperímetro de zero central, liga-se o borne positivo de uma fonte de corrente contínua, bateria ou pilha, a um dos bornes do aparelho de modo que o seu ponteiro deflita para a esquerda, por exemplo, o que se

T ransformadores de P otência

Tabela 12.12 Determinação do deslocamento angular a X, + + -

b *2

+ +

*i + 0

c x2

0

-

-

0

0

+ + +

*3 + -

Ângulo 0 30° 180° 210°

Def. angular 0 1 6 7

511

Capítulo Doze

convenciona como positivo. Em seguida, liga-se a mesma fonte aos terminais primários do transformador, confor­ me é visto na Fig. 12.68. Com o amperímetro anterior, determina-se o sentido de deflexão do ponteiro, ligando-o entre os terminais XlX2, XlXi e X2X3, conforme indicado na mesma figura. Quando a chave S é ligada, observa-se que o ponteiro poderá defletir no sentido positivo, negativo ou manterse na posição central, permitindo-se organizar a Tabela 12.12. Conforme a deflexão dos ponteiros, durante as medições, identifica-se o ângulo de defasamento do transformador. É fácil compreender como se obtêm os resultados anteriores, bastando observar as medições feitas num trans­ formador com ligação triângulo-triângulo, com deslocamento angular zero. Pode-se perceber através da Fig. 12.69 as indicações do amperímetro, nas três medições realizadas (a), (b) e (c) e compará-las com a primeira linha da Tabela 12.12. Para outros transformadores, observar as demais medições.

1

J

J

Fig. 12.69 Determinação do defasamento angular

T ransformadores de P otência

Efeito Ferranti

513

Todo transformador apresenta uma queda de tensão interna que varia com o fator de carga, o fator de potência da carga, a resistência e reatância percentuais, tornando a tensão secundária variável, em relação à tensão primária, de acordo com a regulação. Normalmente a queda de tensão interna no transformador resulta em uma tensão menor no secundário. Porém, em certos casos, quando a carga apresenta um fator de potência capacitivo, a tensão nos terminais secundários do transformador é maior do que quando em vazio demostrando que a queda de tensão interna é negativa. As Figs. 12.70,12.71 e 12.72 mostram, graficamente, a queda de tensão interna de um transformador em função da natureza da carga. Na Fig. 12.70 a carga é predominantemente indutiva, enquanto que na Fig. 12.71, a carga é basicamente resistiva. Já na Fig. 12.72 a carga é praticamente capacitiva. No primeiro caso, a corrente de carga I2 está em atraso de um ângulo
. /x2 Vi

\ \

!/ '

^0

Fig. 12.70 Carga excessivamente indutiva > ir2 /< \x2 / fv 2 \

\X

/V v \ 1

0

Fig. 12.71 Carga predominantemente resistiva

Fig. 12.72 Carga capacitiva

514

Capítulo Doze

Assim é que em muitas instalações industriais, quando o banco de capacitores é mantido ligado, após o encer­ ramento das atividades produtivas, verifica-se um acentuado aumento na queima de lâmpadas incandescentes, pois a sua vida útil fica drasticamente reduzida com a elevação da tensão de alimentação. Dessa forma, é necessário manobrar o banco de capacitores, fracionando as unidades, de sorte que seja mantido sempre o fator de potência indutivo, porém elevado.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.13 Determinar a tensão no secundário de um transformador de 300 kVA/13.800 - 380/220 V que, em determinado horário noturno, apresenta a seguinte carga ligada: • 30 lâmpadas incandescentes de 100 W; • 1 banco de capacitores de 200 kVAR. A potência de carga vale: P.,=-30X100• = 3kW

1000

P,c = -2 0 0 kvar As perdas ôhmicas são praticamente nulas, enquanto as perdas no ferro valem, segundo a Tabela 12.10: P,„ = 1.120 W = 1,12 kW As potências ativa e reativa resultantes são: Pa = 1,12 + 3 = 4,12 kW Pr = -2 0 0 kvar Pt =yJ 4,12 2 + (-2 0 0 f P, = 200,04 kVA (capacitiva) O fator de potência nestas condições vale:

F P‘ P

4 '1 2

200,04

A Fig. 12.72 explica a natureza do fator de potência. O ângulo do fator de potência vale: i/; = arc cos 0,020 = - 88,8° (fator de potência capacitivo) cos ( - 88,8°) = 0,020 sen ( - 88,8°) = -0,999 O fator de carga, nestas condições, pode ser substituído por:

^ = 20004^0 0 200,04

As resistências e reatâncias do transformador valem: _ 3 7 0 0 _ = 23% p' 10X300 X„, = -1 ,2 3 2 = 4,32% Aplicando a Eq. (12.33), tem-se: R = FCX Rpl x cos iji + Xp, x sen
(x pl x cos 11> - Rp,x sen i/if

R = 1,0X 1,23 X 0,020 + 4,32 X (-0,999) +

200

(4,32 X 0,020 -1 ,2 3 X (-0.999)2) 200

R = -4,28%

Logo, a tensão no secundário do transformador ficará, de acordo com a Eq. (12.34), em: H = 380 X í l - ^

l

8 ) = 396,2 V

100 )

T ransformadores de P otência

515

Fig. 12.73 Diagrama de carga

Pode-se observar que o acréscimo de tensão na carga é de: 396,2-380 A V = ----1-380 ----------X 100 = 4,26% Como no horário de carga leve o nível de tensão das redes elétricas de distribuição é normalmente acima do valor nominal, as indústrias dotadas de grandes bancos de capacitores podem ficar submetidas a tensões muito elevadas, associando a isso a contribuição do efeito Ferranti.

Carregamento

A utilização correta de um transformador, seja ele de distribuição ou de potência, propicia vida longa ao equi­ pamento e pode significar a redução nos investimentos do projeto. É comum, em muitas instalações industriais, o responsável ordenar a troca do transformador por outro de maior capacidade pelo simples fato de que em deter­ minado período do seu ciclo de operação a carga a ele conectada superou a sua potência nominal. O transformador pode suportar uma carga superior à sua nominal, desde que não se ultrapassem as temperatu­ ras limites previstas por norma. O carregamento de um transformador não deve afetar a sua vida útil, exceto em situações de emergência, quando a perda da produção numa instalação industrial, devido à queima de uma unidade de transformação numa subestação que contém dois transformadores, justifica este procedimento. A norma NBR 5416/97 - Aplicação de Carga em Transformadores de Potência - Procedimentos estabelece as condições básicas para que seja feito, com segurança, o cálculo de carregamento de um transformador numa con­ dição particular de carga. A carga limite estabelecida pela norma é de 150% tanto para transformadores de 55°C (de uso mais comum), como para os de 65°C, em condições de regime programado. Para regime de emergência a norma admite até 200% de carregamento. A limitação da temperatura, como critério geral, é de: • máxima temperatura no topo do óleo: 100°C para transformadores de 55°C e de 110°C, para transformadores de 65°C; • máxima temperatura no ponto mais quente: 120°C para transformadores de 55°C e de 140°C para transfor­ madores de 65°C. No entanto, as medições de carregamento em operação normal para efeito de simulação de carregamento onde não é permitida nenhuma perda de vida útil do transformador, assumem os seguintes valores: • máxima temperatura no topo do óleo: 95°C para transformadores de 55°C e de 105°C para transformadores de 65 °C; • máxima temperatura do ponto mais quente: 105°C para transformadores de 55°C e de 120°C para os de 65°C. Como se observou, a temperatura do meio ambiente é um dado fundamental para a determinação da perda de vida útil de um transformador, pois a temperatura final dos enrolamentos é definida como sendo a temperatura ambiente mais a elevação máxima de temperatura permitida (55°C ou 65°C).

516

Capítulo Doze

Quando o transformador está instalado numa subestação ao tempo, a temperatura ambiente pode ser determinada a partir de dados fornecidos pelos serviços de meteorologia regionais, e no caso de instalações em áreas rurais pelas Secretarias de Agricultura ou outros órgãos afins. Porém, quando o transformador é de instalação abrigada é necessário que seja registrado o valor da temperatura externa acrescida de cerca de 10 a 15°C, considerando as reais condições do ambiente quando o transformador for instalado. De acordo com a NBR 5416/97, são admitidas cargas de emergência de até duas vezes a potência nominal, devendo-se observar nesses casos que, além das capacidades térmicas dos enrolamentos e do sistema de refrige­ ração, pode haver outras limitações, tais como: expansão do líquido isolante, pressão nas unidades seladas, fluxo de dispersão (por exemplo, transformadores com reatância elevada), buchas, conexões, comutadores de derivação e outras. O ábaco da Fig. 12.74 permite determinar a perda no isolamento de um transformador em função da variação de temperatura a que está submetido o óleo mineral. Por exemplo, um transformador desenergizado apresentou uma resistência ôhmica de 1.500 M íl, a 35°C que corresponde à temperatura no interior da subestação. Ligan­ do-se este transformador e colocando-o em carga, o seu termômetro registrou, num determinado momento, uma temperatura no óleo de 50°C. Nesta condição, o isolamento do equipamento deve ser de 500 M íl, conforme indicado na Fig. 12.74.

Equivalência entre um ciclo de carga real e um ciclo de carga considerado

Numa instalação industrial, onde a curva de carga é normalmente muito irregular, deve-se determinar a carga equivalente à curva de carga real para que possa ser atribuído ao transformador um determinado valor de carrega-

Fig. 12.74 Ábaco para determinação de perda de isolamento

T ransformadores de P otência

517

Fig. 12.75 Curva de carga mento que, em média, estaria experimentando ao longo do ciclo considerado. Isto quer dizer que um transformador alimentando uma carga variável sofre uma perda de vida útil variável, cujo efeito é aproximadamente o mesmo que o de uma carga intermediária mantida constante pelo mesmo período de tempo. A carga equivalente de um ciclo de carga qualquer pode ser dada pela Eq. (12.43): P2 X T.----+ P22 X T2 + P2 X T, + ....P2 X T ------------- ------------------------n(12.43) C = —-------! ? \ Tt +T2 +T3....T„ Plt P2, P „ - potência demandada num determinado tempo Tu T2, ..., Tn, em kVA; Tu T2, ..., Tn - tempo de duração da potência demandada, em horas. A Fig. 12.75 mostra uma curva de carga aleatória que, para efeito de carregamento do transformador de força, necessitaria ser convertida numa curva equivalente. EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.14 Determinar a carga equivalente da curva de carga simplificada (curva de carga retangular da Fig. 12.76). _ I 200g X 4 + 3002 X 4 + 250g X 4 +150* x 4 + 3502 x 4 + 4002 X~4 “' ~ ] l 4 + 4 + 44-4 + 4 + 4 C„, = 288 kVA Isso quer dizer que esta instalação poderia ser alimentada por um transformador de potência nominal igual a 300 kVA, em vez de um transformador de 500 kVA, como se poderia supor, em função da carga de demanda de 350 kVA. É necessário ainda verificar a perda de vida útil para concretizar a decisão.

Expectativa de vida

A vida útil de um transformador está diretamente ligada ao carregamento que sofre ao longo do seu período de operação. A norma NBR 5416/97 publica várias tabelas expressando os carregamentos para a expectativa de vida normal que são equivalentes aos carregamentos contínuos para o ponto mais quente a 105°C no caso de transformadores de 55°C ou a 120°C no caso de transformadores de 65°C. Para exemplificação, publica-se apenas a Tabela 12.13, referente a um carregamento inicial de 70%. Assim, para a determinação da perda de vida útil de um transformador da classe de temperatura de 55°C, ONAN (óleo natural e ar natural), com carga inicial de 70%, considerando uma ponta de carga de duas horas com valor de 172% para uma temperatura ambiente de 30°C, podese consultar a referida tabela, conforme indicado, obtendo-se uma perda de vida útil de 0,25% neste período. A perda da vida útil indicada na Tabela 12.13 é tomada em função de um ciclo de carga de 24 horas, isto é, o transformador em operação contínua a 95°C. Assim, para transformadores de 55°C, a perda de vida útil é a perda em excesso à perda de 0,03691% ao dia, produzida pela operação contínua a 95°C do transformador em questão.

518

Capítulo Doze

Tabela 12.13 Carregamento de transformadores de 55 - ONAN - Carga inicial = 70% Temp. ambiente °C B A

4

Normal 0,25 Normal 0,25 Normal 0,25 0,50 Normal 0,25 0,50

8

Normal 0,25 0,50

24

Normal 0,25 0,50

5

1 2

1,00

1,00 2,00

1,00 2,00 4,00

c

10 D

200 125 194 132 200 137 171 126 194 149 200 155 151 119 171 141 177 149 184 156 136 111 154 131 160 138 166 145 172 153 122 97 139 115 144 121 149 128 155 135 161 142

E 50 60 61 67 77 79 71 82

86

90 70 81 85 89 94 62 73 77 80 84 89

C

20 D

200 135 181

200 159 183 191 140 161 168 174 126 145 151 157 163

131 147 125 148 155 118 140 148 155

110

131 137 145 152 112 96 130 115 135 121 141 128 147 135 153 142

E 60 67 71 73 82 85 75 87 91 94 74 85 89 93 97 67 77 81

84

89 93

C 188

30 D

E

40 D

E C 68 170 134 76 70 200 155 80 73 150 127 80 80 183 153 87 78 130 121 82 88 159 145 93 91 168 153 96 79 114 114 83 91 140 138 95 95 147 145 99 99 155 153 103 77 102 106 80 89 125 129 93 93 131 135 97 97 138 143 101 102 145 151 105 71 90 96 75 81 110 115 86 85 116 120 89 89 122 127 93 93 129 134 97 97 135 141 101

136

200 145 167 196 146 172 180 128 151 158 165 115 135 141 148 155

130 154 124 147 155 117 139 147 154 108 130 136 144 152 101 96 120 115 126 121 132 128 138 134 145 142

50 D

C 141 126 191 159 123 119 168 151 106 113 146 144 155 151 94 107 127 136 136 144 144 152 85 102 114 128 121 135 128 142 136 150 77 95 99 114 105 120

E 82

88

84 94 85 98

101 84 99 103 107 82 97

101

105

110 79 90 93 97

112 127 120 134 101 126 141, 105

A - duração da ponta em horas; B - perda de vida útil, em %; C - carga da ponta, em %; D - temperatura do ponto mais quente em °C; E - temperatura do topo do óleo em °C

A Fig. 12.77 representa a curva de carregamento adequado à utilização da Tabela 12.13 e ao exemplo em questão. A Fig. 12.78 da NBR 5416/97 fornece a expectativa mínima de vida útil dos transformadores em função da temperatura do ponto mais quente em °C. Considerando, para exemplificar, um transformador com elevação de temperatura de 55°C e potência nominal de 1.500 kVA/13.800-380/220 V, que opera continuamente com um carre­ gamento que faz indicar no termômetro de temperatura dos enrolamentos um valor de 100°C, pode-se determinar pelo gráfico da Fig. 12.78 que a expectativa de sua vida útil é de 4 X 10 horas, o que eqüivale a 4,56 anos. 4

T ransformadores de P otência

Fig. 12.77 Curva de carga específica para a Tabela 12.13

Fig. 12.78 Expectativa de vida útil dos transformadores

519

Capítulo Doze

A mesma norma estabelece que um transformador de 55°C de elevação de temperatura, operando a 95°C, em carre­ gamento contínuo, apresenta uma expectativa mínima de vida útil de 6,5 X 10 horas, o que corresponde a 7,42 anos. Isto pode ser também determinado a partir do cálculo da perda de vida útil do transformador, dada pela Eq. (12.44): 4

Pv =

- ----5----t * X 100 X Al 1

0

^

‘ J

(12.44)

Pv - perda de vida útil, em percentagem; B - constante que vale 6.972,15; A - constante que vale: • transformadores de 55°C: 14,133; • transformadores de 65°C: 13,391; Te - temperatura do ponto mais quente do enrolamento; At - intervalo de tempo considerado em horas. Sendo o transformador um equipamento de custo elevado, normalmente é construído para uma expectativa de vida útil de 30 anos, que é o tempo de depreciação e que corresponde ao colapso dos isolantes imersos no óleo, normalmente o papel, elemento fundamental da isolação. Como a deterioração do papel é fortemente afetada pela temperatura a que é submetido ao longo do ciclo de carga, fica extremamente difícil a determinação precisa da vida útil de um transformador. Além disso, outros fatores influenciam na vida útil deste equipamento, tais como os curtos-circuitos, sobrecargas não controladas, tensão de alimentação, má utilização do equipamento, etc. Para que se mantenha uma expectativa de vida útil de um transformador igual a 30 anos, por exemplo, é necessário que a perda de vida anual média seja de 3,3%. Quando se fala na vida útil de um transformador, ou de qualquer outro equipamento elétrico, não se pretende dizer, necessariamente, que ele chegue à falha de seus componentes no tempo determinado, porém admite-se que o equipamento perdeu estatisticamente a confiabilidade para poder continuar em operação. Como a expectativa de vida útil de um transformador está diretamente ligada ao valor da temperatura nos en­ rolamentos, é de elevada importância a determinação da temperatura do meio ambiente, que deve ser acrescida à elevação de temperatura devido à carga. Quando é conhecida, por qualquer meio, a temperatura do meio ambiente, este valor deve ser usado na determinação da temperatura do ponto mais quente do enrolamento. Comprovou-se que o envelhecimento do papel isolante não é uniforme e varia com a temperatura de operação, presença de oxigênio, água e a própria presença de produtos contaminantes. A temperatura é o fator mais importante no envelhecimento dos transformadores. A regra muitas vezes seguida é a de que o nível de degradação do papel isolante dobra quando a temperatura cresce de a °C. A partir de amostra examinada de papel isolante pode-se afirmar teoricamente que este apresenta uma vida útil tendendo a infinito quando o transformador opera em vazio com uma temperatura no ponto mais quente ligeira­ mente superior à temperatura ambiente. Se um transformador opera continuamente, por exemplo, a 100°C, permite que no seu ponto mais quente a temperatura atinja um valor por volta dos 140°C, o que resulta uma elevada perda de vida útil. O ponto mais quente de um transformador corresponde à parte superior do enrolamento primário. No entanto, a parte mais fria corresponde à parte inferior do enrolamento mencionado, próxima à entrada de óleo que acabou de circular pelos radiadores. Para efeito de análise da importância da temperatura na vida útil do papel isolante podem ser mencionados alguns valores, ou seja: • Para uma temperatura de 40°C no ponto mais quente do transformador a vida útil do papel kraft 55°C é de 12.900 anos. • Para uma temperatura de 80°C, nas condições anteriores, a vida útil no papel kraft 55°C é de 56 anos. • Para uma temperatura de 100°C, nas condições anteriores, a vida útil do papel kraft 55°C é de apenas 10 meses. É bom conhecer o fato de que as grandes variações de temperatura resultam na carbonização do óleo isolante, formando gases que provocam alterações no seu pH, tornando-o mais ácido e aumentando o nível de oxidação. Esses novos produtos formados no interior do óleo causam o envelhecimento do papel isolante e encurtam a vida útil do transformador. Pode-se constatar que um transformador operando em carga nominal a uma temperatura ambiente de 20°C resulta em uma vida útil superior a 30 anos. Já o resfriamento do transformador depende da temperatura ambiente. Em geral, os transformadores operam segundo uma curva de carga que se repete a cada ciclo de funcionamento da instalação, podendo este ciclo ser diário, semanal, mensal ou mesmo semestral (indústrias sazonais), ou ainda 6

8

T ransformadores de P otência

521

apresentar uma curva de carga constante. Durante um ciclo de carga, normalmente ocorrem vários picos que devem ser contabilizados e convertidos em picos de formato retangular. Todo material apresenta uma inércia térmica até adquirir a temperatura do meio em que é colocado. No caso dos transformadores, as temperaturas do topo do óleo e do ponto mais quente do enrolamento sobem de maneira lenta, quando o equipamento é submetido a um pico de carga, atingindo os valores máximos após um determinado tempo que varia segundo o valor da carga e o seu tempo de duração. Ao se retirar a carga, as temperaturas mencionadas decrescem, também de maneira lenta, até atingir os valores iniciais, decorrido um certo período. Como pode ser observado, o fator preponderante no envelhecimento dos transformadores é a temperatura no ponto mais quente do enrolamento e no topo do óleo. Para que se determine com precisão a perda de vida útil destes equipamentos é necessário que existam termômetros que possam fornecer em tempo real estas medidas de temperatura. Esses instrumentos somente são encontrados com alguma freqüência em unidades de transformação de maior porte, cerca de 750 kVA e acima, na classe de 15 kV, e de 2,5 MVA e acima, na classe de 69 kV. Quando o transformador não dispõe de termômetro específico, o valor da temperatura no ponto mais quente do enrolamento pode ser determinado a partir da Eq. (12.45): Te = AT0 + ATe + Ta (12.45) Ar - elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente, em °C; ATe - elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento sobre a temperatura do topo do óleo, em °C; Ta - temperatura ambiente, em °C. A determinação do valor de Te é bastante laboriosa devido à aplicação de várias equações, cujos parâmetros envolvidos dependem, em alguns casos, das características de projeto do transformador. Tratando-se de transfor­ madores de força, a NBR 5416/97 publicou a Tabela 12.14 na qual são definidas as características técnicas dos transformadores. Estes dados são utilizados nas equações para o cálculo de Te, como segue, a) Elevação de temperatura durante o aquecimento no óleo (12.46) no enrolamento (12.47) b) Elevação de temperatura durante o resfriamento • no óleo (12.48) ATom = AToa (para o período de ponta) • no enrolamento (12.49) ATem = Aea (para o período de ponta de carga) As equações anteriores dependem dos valores obtidos a seguir: 0

(12.50) K? X R + 1 R+1 ATel = ATe„ X (K f)" ATen = ATpe - ATon

(12.51) (12.52) (12.53) (12.54) (12.55y

Capítulo Doze

m - valor contido na Tabela 12.14; n - valor contido na Tabela 12.14. ATof - elevação final da temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente para a carga de ponta Pcp, em °C; AToi - elevação inicial da temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente para o instante T = 0, em °C; à.Tef - elevação final da temperatura do ponto mais quente sobre o topo do óleo para a carga de ponta Pcp, em °C; l\Tei - elevação inicial da temperatura do ponto mais quente sobre o topo do óleo para o instante T = 0, em °C; ATon- elevação final de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente sob carga nominal, em °C (Tabela 12.14); ATen - elevação final de temperatura do ponto mais quente sobre a temperatura do topo do óleo sob carga nominal, em °C; T - tempo em horas; Tp - tempo de duração da ponta, em horas; Tx - tempo contado a partir do início do resfriamento do transformador, isto é, início do declínio da curva de carga; C, - constante de tempo térmica do ponto mais quente em horas (Tabela 12.14); T0 - constante de tempo térmica do transformador para qualquer carga e para qualquer diferença de temperatura entre a elevação final e inicial do topo do óleo, em horas (Tabela 12.14); Pcp - carga de ponta, em kVA ou MVA; Pci - carga anterior à sobrecarga, em kVA ou MVA; R - relação entre as perdas em carga sob carga nominal e a perda em vazio (Tabela 12.14); ATen + ATon - elevação de temperatura do ponto mais quente acima da temperatura, em °C (Tabela 12.14); ATom- elevação máxima de temperatura do topo do óleo sobre o ambiente, durante a sobrecarga, em °C; ATem- elevação máxima de temperatura do ponto mais quente (enrolamento) sobre o topo do óleo, durante a sobrecarga.

Tabela 12.14 Dados típicos de transformadores de força de até 100 MVA - NBR 5416 Tipo de resfriamento

Características dos transformadores ATon ATen + Tx on c, T0

ONAN ONAF < 133% ONAF > 133% ONAF ou OFWF ODAF ou ODWF

40 40 37 37 37

ONAN ONAF < 133% ONAF > 133% OFAF ou OFWF ODAF ou ODWF

55 50 45 45 45

Transformadores de 55°C 65 2,70 0,08 65 1,70 0,08 65 1,25 0,08 65 1,25 0,08 65 1,25 0,08 Transformadores de 65°C 80 3,00 0,08 80 2,00 0,08 80 1,25 0,08 80 1,25 0,08 80 1,25 0,08

R

m

n

5,0 5,0 5,0 5,0 5,0

0,8 0,8 0,8 0,8 1,0

0,8 0,9 0,9 1,0 1,0

3,2 4,5 6,5 6,5 6,5

0,8 0,8 0,8 0,8 1,0

0,8 0,9 0,9 1,0 1,0

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.15 Determinar a perda de vida útil de um transformador de 20 MVA/69 - 13,80 kV, no período de 24 horas, cuja curva de carre­ gamento médio ocorrido num dia de contingência está na Tabela 12.15.0 transformador é do tipo ONAN, com elevação máxima de temperatura de 65°C. A temperatura ambiente é de 35°C.

T ransformadores de P otência

523

Tabela 12.15 Dados da curva de carga média - MVA Tempo (h) 0-3 3-6 6-9 9-12 12-15 15-18 18-21 21 -24 Carga 9,0 13,5 16,8 24,6 17,0 1 2 , 6

1 0 , 6

1 0 , 0

Aplicando a metodologia explanada anteriormente, tem-se: a) Elevação da temperatura no óleo durante o aquecimento O aquecimento se dá no intervalo da 0 às 12 h. Deve-se calcular a perda de vida acumulada em cada intervalo considerado neste período, ou seja: ATra = (A 7 0, - A 7 0, ) x [ l - e - W * » ] + A7V

A T„. = A T„„ X //

~K?XR +l" fl + 1

P1cp = —24,6 _ —— —i— = 1 23 20

Pcp = 24,6 MVA P„, = 20 MVA R = 3,2 (Tabela 12.14) n = 0,80 A Tm = 55°C (Tabela 12.14) 1,232 x 3,2 + 1 3,2 + 1 K f X R +1 A 7„, = A T„„ X

A Tol = 55 X

fl +

=71,60°C

1

Determinar inicialmente a carga equivalente no período anterior à ponta de carga. 9" X 3 + 13.52 X 3 + 16.82 X3 = 13,48 MVA 3+3+3

Kí= ' 5P.,, = 1M 20 8=0,67 = 55 X 0,672 X 3,2 +1 = 35,57°C 3,2 +1 T0 = 3,0 h (Tabela 12.14) Com base nos cálculos anteriores, pode-se determinar todos os valores de ATM que se referem ao período de aquecimento do óleo, ou seja: A Toa = (71,60 - 35,57) X [1 - e <™0>] + 35,57 Assim tem-se: - período: 0 h às 3 h (T = 0) A Toa = 36,03 X [1 - e-(o/3.o>] + 35 57 = 35,57=0 - período: 3 às 6 h [T = 3) A Toa= 36,03 X [1 - e -|3ao)] + 35,57 = 58,34°C - período: 6 às 9 h (7 = 6) ATot = 36,03 X [1 - e-<6/30>] + 35,57 = 66,72°C - período: 9 às 12 h (7 = 9) A7oa = 36,03 X [1 - e-<9/30>] + 35,57 = 69,80°C b) Elevação da temperatura no enrolamento durante 0 aquecimento Com base no mesmo procedimento anterior, calculam-se os valores de elevação de temperatura no enrolamento durante o período de crescimento da carga, ou seja: A 7„ = (A7S, —A7„) x [1 —e-(T/c,)] + A7ei A7„ = A7e„ X (K’2)m A

Capítulo Doze m = 0,80 (Tabela 12.14) A7OT + AT^ = 80 (Tabela 12.14) A70„ = 5 5 (Tabela 12.14) A 7e„ = 80 - 55 = 25°C A 7„ = 25 X (1,232)°80 = 34,81 °C AT„ = A 7 „ x (/C,2)" A7a, = 25 x (0,67a)0'8 = 13,17°C C ,= 0,08 (Tabela 12.14) A7ea = (34,81 - 13,17) X [1 - e-<™08>] + 13,17 A7ea = 21,64 X [1 - e-'77008»] + 13,17 - período: 0 às 3 h (7 = 0) A Tea = 21,64 X [1 - e <0/008»] + 13,17 = 13,17°C - período: 3 às 6 h (T = 3) A7ea = 21,64 X [1 - e~(3/0'08)] + 13,17 = 34,81°C - período: 6 às 9 h (7 = 6) A7ea = 21,64 X [1 - e-<6/008»] + 13,17 = 34,81°C - período: 9 às 12 h (7 = 9) A7ea = 21,64 X [1 - e-<9/008>] + 13,17 = 34,81°C c) Elevação de temperatura durante o resfriamento no óleo Deve-se calcular a elevação de temperatura durante o resfriamento do transformador e determinar a perda de vida útil neste período, que corresponde à redução da carga do sistema. A 7 „= (A 7 0„ - A 7 0()xe- + A70, &Tom= A7,a (período das 9 às 12 h - ponta de carga) A7om = 69,80°C A 7„ = (69,80 - 35,57) x e + 35,57 A7„ = 34,23 x e (r’/30) + 35,57 - período: 12 às 15 h (7, = 3) A7„ = 34,23 X e~<3/3’0) + 35,57 = 48,16°C - período: 15 às 18 h (7, = 6) A70, = 34,23 X e-|6/3'0) + 35,57 = 40,20°C - período: 18 às 21 h (7, = 9) \T or = 34,23 X e"<9/30> + 35,57 = 37,27°C - período: 21 às 24 h (7, = 12) A7or = 34,23 X e <12/30> + 35,57 = 36,19°C d) Elevação de temperatura durante o resfriamento no enrolamento Da mesma maneira anterior, deve-se calcular os valores de elevação de temperatura no enrolamento para a condição de declividade da curva de carga. Aplicando-se a Eq. (12.49), tem-se: A7„, = (A7em - A 7 „)x e~niCl) + A7„, A7am = A7ea (período das 9 às 12 h - ponta de carga) A7am = 34,81°C A7„ =(34,81 —13,17)xe-"“ i +13,17 - período: 12 às 15 h (7, = 3) A7sr = 21,64 X e-<3/008>+ 13,17 = 13,17°C - período: 15 às 18 h (7, = 6) A7e,= 21,64 x e-<6/008> + 13,17 = 13,17°C - período: 18 às 21 h (7, = 9) A7er = 21,64 X e <9/008>+ 13,17 = 13,17°C - período: 21 às 24 h (7, = 12)

T ransformadores de P otência e) Cálculo da temperatura do ponto mais quente do enrolamento. É dada pela Eq. (12.45) Te = A7"0 + A Te + Ta AT0-» A 7 M ou ATe, AT„-> ATBaOU A Ter - período: 0 às 3 h Tg = 35,57 + 13,17 + 35 = 83,74°C - período: 3 às 6 h Te = 58,34 + 34,81 + 35 = 128,15°C - período: 6 às 9 h Te = 66,72 + 34,81 + 35 = 136,53°C - período: 9 às 12 h T„ = 69,80 + 34,81 + 35 = 139,61 °C - período: 12 às 15 h Te = 48,16 + 13,17 + 35 = 96,33°C - período: 15 às 18 h T„ = 40,20 + 13,17 + 35 = 88,37°C - período: 18 às 21 h T„ = 37,27 + 13,17 + 35 = 85,44°C - período: 21 às 24 h T„ = 36,19 + 13,17 + 35 = 84,36°C f) Cálculo da perda de vida útil Aplicando-se a Eq. (12.44), tem-se:

-í—2_*-l

Pr =10 y273* r‘ > x 100 x Aí ( 6.972,15 t pv =10 U« +re+ J x 100 X Af - período: 0 às 3 h 4 _ 1 E Í 1 5 _ „ ,3.39,1

Pv =10 >273+8374

1 X 100 X 3 = 0,00021 %

- período: 3 às 6 h pv =10

j

6.972.15

' J X 100X3 = 0,030740%

- período: 6 às 9 h f

6,972’" i

13 m i )

p =10 l 273+13653 ' > X 100X3 = 0,069720% - período: 9 às 12 h ’15 3 0 l) P = 10 f[ 2736 '9+72139, 61 10 ■ J X 100 x 3 = 0,093421%

- período: 12 às 15 h í ° 9 72'15

13 3 0 l)

Pv =10 l 273+96-33 ' i X 100X 3 = 0,00097% - período: 15 às 18 h ____,3 3 9 ,1

pv =10 U73+88'47 ' J X 100X3 = 0,00038% - período: 18 às 21 h

526

Capítulo Doze período: 21 às 24 h p

= 10 l

2 7 3 + 84 36

I x 100 x 3 = 0,00022 %

g) Perda de vida útil percentual Consiste em somar as perdas de vida nos intervalos considerados, ou seja: Pv, =

= ° ’195921 % /dia

Dessa forma, o excesso de perda de vida útil acima da perda de vida útil normal vale: A Pv= 0,195921 -0,03691 = 0,159011 %/dia. Este transformador somente poderá operar nestas condições, considerando-se que funcione continuamente com esta curva de carga, durante no máximo 628 dias, ou seja:

100 = 628 dias P„ = -----------™ 0,159011

Em condições de operação, normal e de emergência, a Tabela 12.16 fornece os limites de temperatura no ponto mais quente do enrolamento e no topo do óleo seguidos pela maioria das concessionárias de energia elétrica. Os valores de temperatura do ponto mais quente do enrolamento e do topo do óleo, considerando-se os limites entre os carregamentos normal e de emergência de longa duração, não devem ser superiores a um período de quatro horas. As temperaturas mencionadas nas tabelas anteriores se referem a uma temperatura ambiente de 40°C. Porém, muitas vezes é necessário se estimar a perda de vida útil de um transformador que não possui termômetros de temperatura do topo do óleo e nem do ponto mais quente do enrolamento, e também não são conhecidos os dados térmicos de projeto do equipamento. Isto é verdade na maioria dos transformadores da classe distribuição. Apesar de não se dispor de elementos capazes de calcular as temperaturas mencionadas, pode-se estabelecer, com uma margem de erro aceitável, uma proporcionalidade entre a temperatura no ponto mais quente do enrolamento e o carregamento em tempo real do transformador, considerando-se a temperatura ambiente de 35°C e que o tempo dos carregamentos no período seja de pelo menos duas horas para que haja estabilidade térmica do transformador. Testes realizados em transformadores de distribuição de 55°C, durante 24 horas, apresentaram os seguintes resultados: • para 100% de carga:Te = 100°C; T0 = 75°C; •para 120% de carga: Te = 119,8°C; T0 = °C; •para 150% de carga: Te = 153,6°C; T0 = 105°C; 8 6

Te- temperatura no ponto mais quente do enrolamento, em °C; T0 - temperatura no topo do óleo, em °C. Aconselha-se, no entanto, utilizar o valor de Te = 95°C para 100% da carga. Há programas computacionais que calculam facilmente a expectativa de vida de um transformador e que são muito utilizados pelas concessionárias de energia elétrica.

Tabela 12.16 Operação de transformadores Transformadores Temperaturas 55°C 65°C Operação em regime normal Ponto mais quente do enrolamento 105° ° Temperatura do topo do óleo 95° 105° Operação em regime de emergência Ponto mais quente do enrolamento 115° 130° Temperatura do topo do óleo ° ° 1 2 0

1 0 0

1 1 0

T ransformadores de P otência

527

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.16 Determinar a expectativa de vida útil de um transformador novo de 500 kVA/13.800 - 380/220 V, limite de elevação de tem­ peratura de 55°C, operando no interior de uma subestação, cuja temperatura média é de 35°C, sendo que o ciclo de produção resulta numa curva de carga mostrada na Fig. 12.79 e é de modo repetitivo durante todo o ano. Inicialmente, divide-se a curva de carga diária original em uma curva de carga retangular. Neste caso, como a curva de carga apresenta dois pontos de carga máxima, deve-se transformá-la numa curva de base retangular, conforme a Fig. 12.80. Calculase, então, a carga equivalente de cada ciclo da curva de carga, ou seja: 4002 X 2 + 3502 X 2 + 3502 X 2 + 4002 X 2 + 4802 X 2 ____ WA ------------------------= 398 kVA 5X2

6202 X 2 + 6302 X 2 + 6202 X 2 C„„, 623 kVA 8,2 = 'I --------------------------------------------= 3X2 4802 X 2 + 5002 X 2 C , = ---------------------------- = 490 kVA

y

2X2

Coq4 = 520 kVA CeqS = 470 kVA Considerando que a temperatura do ponto mais quente do enrolamento é diretamente proporcional à carga do transformador em relação à sua potência nominal, para uma temperatura ambiente de 35°C, pode-se calcular a perda de vida útil para as diferentes faixas da curva de carga retangular. pv) = 10 l 273»75-6

J x 100X10 = 0,00135%

7;M= 500 x 95 = 75,6°C pv2 =10 l 273* " 8,3

J x 100X6 = 0,12394%

opq

7L = — X95 = 118,3°C 92 500

í «■»»■»___,,1

pv3 =10 I273* 93'’

J X 100X 4 = 0,00490%

7 = — x9 5 = 93,1°C 03 500 pvt =10 l 273* 98'80

£20

J X 1 0 0 X 2 = 0,00480%

T . = — x 95 = 98,8°C 04 500 Pv5 =10 l 273+893 J x 100 X 2 = 0,00154 % 470 7U = — “5 500 X 95 = 89,3°C

#•

Fig. 12.79 Curva de carga

Capítulo Doze Logo, a perda de vida útil correspondente à curva de carga retangular vale: P., = = °.13653 %/dia O excesso de perda de vida útil vale: A Pv= 0,13653-0,03691 = 0,09839%/dia Logo, a expectativa de vida útil será de:

100 = ------------= 100 1.016 dias Ev = —— Pvl 0,09839 Isto é, se o transformador for utilizado por 1.016 dias consecutivos nestas condições o seu tempo de vida útil se encerrará após decorrido este período. A perda de vida útil pode ser calculada também e com maior precisão considerando-se cada ponto da curva de carga, ou ainda, de maneira mais prática, considerando-se a curva de carga retangular, conforme a da Fig. 12.79, com base nos procedi­ mentos anteriores. O resultado pode ser computado pela Tabela 12.17, ou seja, para o período de 0 às 2 horas.

Ii

Pv, =10 l 273+760

J X 10 0X 2 = 0,00028%

7 ^ x 9 5 = 76*0

Fig. 12.80 Curva de carga retangular

Tabela 12.17 Perda de vida útil Período hora

Carga kVA

Temperatura °C

0 -2

400 350 350 400 480 620 630 620 480 500 520 470

76,0 66,5 66,5 76,0 91,2 117,8 119,7 117,8 91,2 95,0 98,8 89,3

2 -4 4 -6

6 -8 8-10 10 - 12 12- 14 14- 16 16-18 18-20

20-22 2 2 -2 4

Perda de vida útil em % 0,00028 0,00007 0,00007 0,00028 0,00195 0,0392 0,04782 0,0329 0,00195 0,00307 0,00480 0,00154 P, = 0,13393

T ransformadores de P otência

529

Os demais valores podem ser observados na Tabela 12.17. Como pode ser notado, quanto maior for o número de trechos retangulares tomados, mais preciso será o resultado. Neste caso, a expectativa de vida será de:

^ - = 1.030 dias 0,13393 - 0,03691

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.17 A curva de carga retangular da Fig. 12.81 representa a operação de uma indústria cuja subestação é composta de dois trans­ formadores de 1.000 kVA/13.800 - 380/220 V, classe de temperatura 55°C. Em dado momento queima-seuma dasunidades de transformação. Considerando que a produção não pode parar e que somente 25% da carga de picopode ser desligada, calcular quantos dias máximos são necessários para recuperar ou substituir o transformador defeituoso. A temperatura ambiente é de 40°C. O termômetro do transformador remanescente assinala os seguintes valores de temperatura: • temperatura no topo do óleo: 87,4°C; • temperatura no ponto mais quente do enrolamento: 109,8°C. A carga de pico racionada vale: C, = (1 - 0,25) X 1.700 = 1.275 kVA Perda de vida útil da unidade de transformação:

f

Pv =10 I273" ma

_14133]

J X 100 X 6 = 0,04984 %

A perda de vida útil de 0,04984% é para o período das 14 às 20 h. Como em regime de emergência se admite uma redução na vida útil de até 2%, tem-se: • Expectativa de vida nas condições de emergência. A perda de vida útil em excesso vale: APv= 0,04984 - — X 0,03691 = 0,04061% 24 Eyl = 100 = 2.462 dias " 0,04061 • Tempo para uma perda de vida útil de 2% total.

w‘ =õ ^ b r 49dias Para que a perda de vida útil do transformador remanescente fosse de 2% seria necessário que a substituição da unidade defeituosa se efetuasse no máximo em 49 dias.

kVA 1.700 1.275 -

Antes da queima Após a queima

800 r

14

Fig. 12.81 Curva de carga equivalente

20

24 h

*

530

Capítulo Doze

Refrigeração do Local de Instalação do Transformador

Todo transformador dissipa potência interna em forma de calor que é transferido ao meio ambiente onde está instalado, através dos seus elementos de refrigeração, que podem ser a própria carcaça do equipamento, com os radiadores nela instalados, ou ainda os ventiladores a eles acoplados. Pode-se, facilmente, perceber que é neces­ sário retirar este calor do recinto para que o transformador não seja prejudicado com a elevação de temperatura do meio ambiente que pode prejudicar a sua vida útil. Dessa forma, os cubículos de transformação devem conter aberturas de ventilação necessárias para permitir a passagem do ar quente para o meio exterior. Como já visto anteriormente, o calor gerado durante a operação de um transformador se deve às perdas de energia no núcleo de ferro e nos enrolamentos de cobre do transformador. Uma regra simples, porém imprecisa, para determinar as aberturas de ventilação, mas muito utilizada, é con­ siderar 0,30 m2de abertura para cada 100 kVA de potência de transformação instalada. As janelas de ventilação devem ser construídas em posições opostas, sendo que uma fique aproximadamente a 20 cm do piso e outra cerca de 10 cm abaixo do teto, conforme Fig. 12.82. Desta maneira, o ar frio é conduzido segundo a trajetória mostrada na mesma figura, atingindo o tanque do transformador, aquecendo-se e saindo pelo canal de ventilação oposto. Para calcular a área de ventilação necessária num cubículo de transformação, pode-se aplicar o monograma da Fig. 12.83, cujos valores dimensionais podem ser conhecidos na figura anterior: P - potência a ser dissipada do interior do cubículo, em kW; V - volume de ar necessário para ventilação do cubículo, em m3/min; S - seção de abertura de ventilação, em m2; Ha - diferença entre o centro do transformador até a abertura superior de ventilação, em m; Tx - temperatura do ar externo (aquele que vai penetrar na abertura de ventilação inferior), em °C; T2 - temperatura do ar que sai na abertura de ventilação superior, em °C. Além do gráfico anteriormente mencionado, as aberturas de ventilação podem ser determinadas através do seguinte método: a) Volume de ar necessário para dissipar as perdas internas do transformador: =

Pfe + P„ , + Pa 1 , 1 6

(

x ( ; - ;)^ 7

7

^

Fig. 12.82 Correntes de ar natural de um cubículo de transformação


T ransformadores de P otência

531

Pfe - total das perdas no ferro dos transformadores instalados no cubículo, em kW; ^ Pcu - total das perdas no cobre dos transformadores instalados no cubículo, em kW; (T2 — T{) - elevação de temperatura permitida no interior do cubículo; Pa - perdas adicionais, relativas aos equipamentos que normalmente são instalados no interior da su­ bestação, tais como o disjuntor de proteção geral primária, transformadores de corrente e potencial para a medição, e muitas vezes o próprio Quadro Geral de Força. O valor de Paé bastante variável em função do que está instalado no interior do cubículo. Pode-se admitir, com certa aproximação, que os transformadores de medida e o disjuntor, todos da classe de 15 kV, dissipam cerca de 0,16 kW de potência. Quanto ao QGF, as perdas são função da quantidade de equipamentos instalados no seu interior. É importante frisar que a Eq. (12.57) supõe condições de temperatura ambiente de 35°C, à pressão atmosférica ao nível do mar, ou seja, 760 mmHg. b) Quantidade de kcal/h acumulada no recinto da subestação em função de um diferencial de temperatura de 35°C. O ábaco da Fig. 12.84 fornece a quantidade de kcal/h acumulada, ou a potência correspondente em kW quando existe uma diferença de temperatura de 35°C entre o meio externo e o ar no interior de um recinto. Este calor deve ser adicionado à potência normalmente dissipada pelos equipamentos elétricos instalados no interior do recinto mencionado. O total do calor deve agora ser transferido para o meio exterior, de forma que seja mantido um diferencial de temperatura o menor possível entre o ambiente externo e o interior da subestação considerada. Esta solução é mais completa, pois é grande a quantidade de calor gerada no interior da subestação devida a um diferencial de temperatura, o que não ocorre na solução anterior. As escalas do ábaco mencionado correspondem às seguintes variáveis: • escala A (1) construção em alvenaria com paredes de dupla espessura ou concreto armado dotada de aberturas com área suficiente para circulação do ar refrigerante; (2) construção em alvenaria com paredes simples, dotada de aberturas com área de circulação do ar refrigerante; (3) construção em alvenaria de paredes de dupla espessura ou concreto armado com deficiência de circulação natural do ar refrigerante; (4) construção em alvenaria com paredes simples com deficiência de circulação natural do ar refrigerante.

Fig. 12.83 Monograma para determinação da área de ventilação

532

Capítulo Doze

Fig. 12.84 Quantidade de kcal/h acumulada num cubículo em função do diferencial de temperatura • escala B: quantidade de calorias em kcal/m3 necessária para ser retirada para uma diferença de temperatura entre o meio externo e o interno da subestação, de 35°C, isto é, (T2 — 7'1) = 35°C; • escala C: volume do ambiente da subestação, em m3; • escala D: quantidade total do calor acumulado em kcal/h, ou potência correspondente em kW, no interior do ambiente, em função somente do diferencial de temperatura de 35°C, entre o meio externo e o interno; • escala E: quantidade total de calorias, em kcal/h, considerando-se que a diferença de temperatura seja dife­ rente de 35°C; • escala F: diferença de temperatura (T2 — Tx) que se deseja manter entre o meio externo e o interior da su­ bestação. Muitas vezes é necessário que seja retirada, artificialmente, uma determinada quantidade de calor do interior da subestação, o que pode ser feito através de exaustores. A Tabela 12.18 fornece, aproximadamente, a capacidade que devem ter os exaustores para retirar do interior do recinto uma quantidade de potência dissipada em kW, a fim de manter um diferencial de temperatura de cerca de 15°C. Quando utilizados aparelhos de ar-condicionado para a refrigeração do interior da subestação, pode-se empregar a Tabela 12.19. Algumas vezes isto é necessário, quando não há área para localização da subestação que permita a circulação de ar natural como, por exemplo, a construção de subestação em subsolos de edificações. c) Área de ventilação superior (saída de ar quente) Pode ser dada pela Eq. (12.58), ou seja: As = — X 1,10 (m2) V

(12-58)

T ransformadores de P otência

533

Tabela 12.18 Dimensionamento de exaustores (T2 — Tt) = 15°C Perdas a dissipar (kW)

Vazão dos exaustores m2/min

1,60 2,17 2,70 3,70 4,82 7,70 10,50 14,00 20,00

6 12 16 27 38 67 95 128 188

Tabela 12.19 Potência em kW de condicionadores de ar Tipo janela Capacidade nominal Potência BTU/h kcal/h kW

7.100 8.500 10.000 12.000 14.000 18.000 21.000 27.500 30.000 Nota: 1 TR/h =

1.775 1,10 2.125 1,50 2.500 1,65 3.000 1,90 3.500 2,10 4.500 2,85 5.250 3,08 6.875 3,70 7.500 4,00 12.000 BTU/h

Minicentrais e centrais Capacidade nominal Potência TR/h kcal/h kW

3 4 5 6 7,5 8 10 12,5 15 17 20

9.000 12.000 15.000 18.000 22.500 24.000 30.000 37.500 45.000 51.000 60.000

5,2 7,0 8,7 10,4 13,0 13,9 18,9 21,7 26,0 29,5 34,7

Var - volume do ar necessário para a ventilação do cubículo, calculado pela Eq. (12.57); Vs - velocidade do ar de refrigeração, em m/s. Esta velocidade pode ser determinada a partir da Tabela 12.20, considerando-se uma elevação de temperatura permissível no interior do cubículo de transformação (T2 ~ Tt) igual a 20°C, e uma diferença entre o centro do tanque do transformador e a abertura superior Ha, variável. A constante 1,10 da Eq. (12.58) representa o acréscimo de área da abertura para compensar as obstruções referentes às telas metálicas de proteção cuja malha não deve ser inferior a 12 mm. Deve-se considerar, também, que as paredes do cubículo dissipam calor para o meio exterior, o que a Eq. (12.57) não levou em conta, propiciando, desta forma, uma área de ventilação inferior àquela normalmente requerida. Para determinar as perdas dissipadas pelas paredes, pode-se aplicar a Eq. (12.59): Pp = K X S X (T2 - Tx) (12.59) Pp - perdas dissipadas pelas paredes, em kW; S - superfície do cubículo que contribui com a dissipação das perdas geradas internamente, em m2; K - condutividade térmica (kW/m2/°C): K = 0,002 - paredes de alvenaria e teto de concreto; K = 0,005 - paredes metálicas.

Capítulo Doze

Para um cálculo mais preciso, na Eq. (12.57) deve-se subtrair as perdas dissipadas pelas paredes do cubículo, o que resulta na Eq. (12.60), ou seja: v _ (P/e+Pc„+ P a)-P „ / l,1 6 x (r2 - 7 ;) m S (12.60) É interessante observar que, se o cubículo é construído em locais elevados onde a pressão atmosférica é inferior a 760 mmHg (=1,013 bar), o volume de ar deve ser corrigido pela Eq. (12.61): K =Var X 1013 (m3/S) (12'61) Pb - pressão atmosférica do local de instalação do cubículo de transformação, em bar. d) Área de ventilação inferior (entrada do ar refrigerante) Como o volume do arfrio éinferior ao ar aquecido, a janela de entrada de ar refrigerante pode ter uma área inferior à janela superior,destinada à saída do ar, ou seja: A, = 0,90 X — X 1,10 (m2) (12.62) A, - área da abertura de entrada, em m2. Considerando-se o efeito de obstrução da tela metálica de proteção, que corresponde aproximadamente a 10% da área total, a abertura de entrada deve ser dada na Eq. (12.63), ou seja: A, = — (m2) (12.63) Muitas vezes, pode-se querer calcular a Eq. (12.60) em m /min, o que pode ser feito através da Eq. (12.64): 3

{ P f e + P c„ + P ' ) ~ P p , , , . x — --------- - (m /min) V„ = ---------0,0193 X (r2 - ;) 7

7

3

(12.64)

7

Tabela 12.20 Velocidade do ar de refrigeração para (T2 - 7\) = 20°C Diferença

Velocidade de saída

Diferença

Velocidade de saída

Ha 3 4 5 6 7 8 9 10

rn/s 0,81 0,94 1,07 1,18 1,28 1,35 1,44 1,51

Ha 12 14 16 18 20 22 24 26

m/s 1,66 1,79 1,9 2,05 2,15 2,22 2,34 2,44

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.8 Calcular as dimensões das áreas das janelas de ventilação de uma subestação de transformação, contendo um cubículo de medição, com 2 TP's e 2 TC's, um cubículo de disjunção e dois cubículos de transformação contendo um transformador de 750 kVA e outro de 1.000 kVA. Considerando que 0 QGF esteja instalado no interior da subestação, admitir para ele uma perda de 3,5 kW de potência dissipada. A temperatura média do ano é de 30°C. Admitir uma elevação de temperatura máxima de 15°C no interior da subestação. A tensão dos transformadores é de 13.800-380/220 V. Considerar que a subestação tem pé direito igual a 5,5 m e dimensões de 14,0 m x 7,0 m. A subestação tem um portão de aço de 4 m x 3 m, a construção das paredes é de alvenaria simples e permite fácil circulação do ar refrigerante. O teto é de concreto armado.

T ransformadores de P otênj§ a

535

a) Cálculo das perdas Pfe = 2.000 + 3.000 = 5.000 W = 5,0 kW (Tabela 12.10) = 8.500 + 11.000 = 19.500 = 19,5 kW (Tabela 12.10) Pa = 4 X 0,16 + 0,16+ 3,5 = 4,3kW (perdas: TP's, TC's e disjuntor QGF) b) Cálculo do volumede ar de refrigeração +Pcu+P>) 5 + 19,5 + 4,3 r = 1,65 m,3,/s V„ = -(P* -------7-------- r- = ------------------1 ,1 6 x(r2 -T ,) 1,16 X (4 5 -3 0 ) T2 - 7, = 15°C T2 - 30 = 15 T2 = 45°C c) Cálculo da área necessária da abertura superior

A = ~ r xl,10(m2)

"s

Para saber o valor de \/s é necessário conhecer-se a altura Ha (veja Fig. 12.82). Considerando que o ponto médio do tanque do transformador de 1.000 kVA está a 90 cm do piso, a altura do ponto médio da abertura de ventilação superior seja 1 m, e a distância entre a abertura superior e o teto seja de 10 cm, tem-se: Ha = 5,5 - (0,9 + 1,0 + 0,10) Ha = 3,5 m As dimensões do transformador estão na Tabela 12.1. Através da Tabela 12.20, a velocidade necessária de ar com circulação natural para resfriar o ambiente interior da subestação, a fim de não permitir uma elevação de temperatura superior a 15°C, vale. l/s = 0,875 m/s (valor interpolado) Como a Tabela 12.20 foi elaborada para (7 2 - 7,) = 20°C, logo, aproximadamente, pode-se considerar a proporção: K ' = — = 0,75 20 Isto é, com a redução do diferencial de temperatura entre o meio ambiente interno e o externo, a velocidade do ar entre as aberturas de entrada e saída também será reduzida. Logo: Vs = 0,875 X K' = 0,875 X 0,75 = 0,656 m/s Como se considerou de 2,0 m a altura da abertura, logo a sua largura vale: As = H x L 2,76 = 2,0 x L L = 1,38 m Logo, as dimensões na prática são 2 m x 1,5 m. d) Cálculo da área necessária da abertura inferior = _L®5_ = 251 m2 V, 0,656 A, = H X L 2,51= 2 ,0 X L L = 1,25 m Logo, as dimensões na prática são 2 m x 1,5 m. Se for considerada a contribuição das paredes na dissipação do calor, pode-se aplicar a Eq. (12.59), ou seja: Pp = K x S x (72 - 7,) K, = 0,002 K2 = 0,005 S, = (Spc x 2 + Spl x 2) x Hse + S,el0 - Spor S, = (14 X 2 + 7 X 2) X 5,5 + (14 X 7) - 4 X 3 = 317 m2 S, - área de contribuição das paredes e teto; Sp,. - área da parede no sentido do comprimento da subestação; Spi - área da parede no sentido da largura da subestação; Hsg - altura da subestação; Sleto - área do teto; A, =

Spor = 4 x 3 = 12 m2

Sp„, - área de contribuição do portão de ferro; Pp = (K, x S, + K2 x S2) x (72 - T,)

Capítulo D oze Pp = (0,002 X 317 + 0,005 X 12) X 15 Pp = 10,4 kW O volume de ar necessário nesta condição vale, de acordo com a Eq. (12.64): f o + P«, + P.) ~ Pp (5 +19,5 + 4,3) -10,4 1,16X(T2 - 7 ) 1,16X (45 —30) Va = 1,05 m3/s As novas dimensões da janela de ventilação superior serão: A =—

x

1,10 = - ^ ® - x 1,10

Vs 0,656 As = 1,76 m2 1,76 = H X L = 2 X L L = 0,88 m Logo, as dimensões são 2 m x 1 m. Para abertura da ventilação inferior, tem-se:

A' =Ya= V/s 0,656

60 m2

1,60 = H X L = 2 X L L s 0,88 m Logo, as dimensões na prática são 2 m x 1 m. Para conferir os resultados, pode-se utilizar o ábaco da Fig. 12.83, ou seja: P = 5 + 19,5 + 4,3 - 10,4 = 18,4 kW Ha = 3,5 m t2 - r, = 15°c Com estes dados deseja-se saber 0 volume de ar necessário e a área de abertura de ventilação. Deve-se assim proceder: com os valores de P = 18,4 kW e (72 - 7,) = 15°C, ligam-se estes pontos, obtendo-se 0 valor de 1/= 60 rrvVmin. A partir da interseção desta reta com a vertical K, une-se este ponto ao valor Ha = 3,5 m, obtendo-se S = 1,80 m2. Sendo H = 2,0 m, tem-se: A, = H x L 1,80 = 2,0 x í . L = 0,90 m Para se comparar o volume do ar de circulação obtido no gráfico com o valor calculado, tem-se, de acordo com a Eq. (12.64): (P » + P « .+ P .)-P , 0,0193 x (7 2 - 7 )

(5 + 19,5+ 4,3)-10,4 0,0193X15

Var = 63,5 m3/min (*= 60 m3/min), de acordo com 0 gráfico da Fig. 12.83. Considerar, agora, uma outra solução fundamentada na quantidade de calor em virtude do diferencial de temperatura do meio externo e interno e determinar as dimensões das aberturas de ventilação inferior e superior. Neste caso, basta calcular a potência dissipada no interior da subestação e adicionar as perdas devidas aos equipamentos elétricos, aplicando-se a Eq. (12.64). Esta solução é mais completa. Inicialmente usa-se 0 ábaco da Fig. 12.84, adotando 0 seguinte procedimento: • ligar 0 ponto 2 (construção de alvenaria de paredes simples e de boa circulação de ar) da escala A ao ponto da escala C que representa o volume do ambiente interno da subestação, que no caso vale: = 5,5 X 14 x 7 = 539 m3 • obtém-se na escala B a quantidade de kcal/m3 gerada no interior da subestação devido a um diferencial de temperatura de 35°C, cujo valor é de 39 kcal/m3; • obtém-se na escala D a quantidade de kcal/h (22.000 kcal/h) equivalente a uma dissipação térmica de 25,5 kW, devida a um diferencial de temperatura entre 0 meio externo e interno de 35°C; • como deseja-se, neste caso, que este diferencial não ultrapasse o valor de 15°C, isto é, (72- 7,) = 15°C, deve-se corrigir 0 valor do diferencial de 35°C, ligando-se 0 ponto de 25,5 kW da escala D ao ponto de 15°C na escala F; • obtém-se na escala E 0 novo valor da quantidade de calor gerado no interior da subestação que é de 9.000 kcal/h relativa a um diferencial de temperatura de 15°C. Sabendo-se que 1 kcal/h = 1,16 x 10 3 kW, a potência equivalente dissipada é de: P = 9.000 X 1,16 x 10 ~3 = 10,44 kW Para calcular 0 volume de ar de refrigeração a circular, deve-se aplicar a Eq. (12.60): (P„ + PrA! + Pa) —P„

^ - 1,16x1 7 - 7 )
Logo, às perdas adicionais deverão ser somadas as perdas geradas no interior da subestação em conseqüência do diferencial de temperatura interna-externa, de 15°C, ou seja:

T ransformadores de Potência

537

(5 + 19,5 + 4,3 + 10,44)-10,4 V„, = A------------------ 7---------- ^--------- = 1,65 m3/s 1,16 x (4 5 -3 0 ) Logo, as aberturas superiores e inferiores valem: A = ^Vsf x 1,10 = -0,656 ^ - x 1,10 = 2,76 m2 V, = 0,656 m/s (valor já corrigido e anteriormente calculado) Aa = 2,76 As = H x L 2,76 = 2,0 X L L = 1,25 m Logo, as dimensões na prática são 2 m x 1 m. = 2 51 m2 l/s 0,656 A, = H X L 2,51 = 2 ,0 X L L = 1,25 m Logo, as dimensões na prática são: 2 m x 1,5 m Se fossem utilizados exaustores na subestação, em vez das aberturas de ventilação, a sua capacidade poderia ser calculada através da Tabela 12.18, ou seja: • Perdas a dissipar Pa = (5 + 19,5 + 4,3 + 10,44 - 10,4) = 28,8 kW Adotando-se exaustores comerciais de 67 m3/min serão necessárias quatro unidades, ou seja: A, =

po O

_ £ 0^ _ 3 7

7,70

N =4

Se fossem utilizados aparelhos de ar-condicionado, a sua capacidade poderia ser calculada através da Tabela 12.19, ou seja: • Perdas a dissipar em kcal/h no o

Pkca,/h = ------— — = 24,827 kcal/h 1,16 x 10~3 • Capacidade do ar-condicionado 5 unidades x 5.250 kcal/h, ou ainda: 1 unidade de 27.500 BTU/h

Transformador em Regime de Desequilíbrio Somente há desequilíbrio de corrente em transformadores trifásicos que podem ser considerados como um agrupamento de três transformadores monofásicos. Normalmente, nos estudos de carregamento de transformadores, considera-se que o mesmo alimenta uma carga perfeitamente equilibrada, tal como são as cargas constituídas por motores trifásicos. Porém, a prática ensina que a maioria dos transformadores em operação está submetida a cargas diferentes, ligadas entre as fases, acarretando, em conseqüência, correntes desequilibradas. Dessa forma, para efetuar quaisquer estudos com transformadores, até então considerados alimentadores de cargas equilibradas, deve-se considerar o valor das cargas ligadas entre cada uma das fases e o neutro e tipo de agrupamento das fases primárias e secundárias. Como, na maioria dos casos, os transformadores são ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário, será dada ênfase ao exame desta alternativa. 0

a) Transformadores com ligação triângulo no primário e estrela no secundário

Observando a Fig. 12.85, quando se aplica somente uma carga C, entre o terminal X, e o neutro X0, pode-se perceber que a corrente de carga I20l gera no enrolamento primário uma corrente correspondente de valor igual a 7la que circula entre //, e H3, não interferindo nos demais enrolamentos. Há de se acrescentar com relação à Fig. 12.85 que o enrolamento H, - H3 (A) envolve física e eletricamente o enrolamento X0 - X, (a). Logo, a potência desenvolvida no secundário, Ps = Vl0i x hou correspondente à

538

Capítulo Doze

Fig. 12.85 Transformador em regime de desequilíbrio potência solicitada no enrolamento primário Pp ^ 1 3 x ha- Se for considerado que C, eqüivale a uma carga de 18 kW com fator de potência 0,8, a distribuição das correntes primárias e secundárias fica assim determinada, admitindo-se que seja um transformador de 13.800-380/220 V. Considera-se, também, que as perdas internas são desprezíveis, isto é: P = Ps ^>13 X = VM X /20, VM - tensão secundária entre fase e neutro P, = K„, x Aoi = = 22.500 VA I - 22 500 = 102,2 A 201 220 V x / = --------220x 10 2 ,2 / = " VpI3 13.800 /„ = 1,62 A /, 3 = /„ = 1,62 Il2 = 0 A Este mesmo procedimento se aplica quando ocorre um curto-circuito no sistema secundário do transformador. Se a corrente de curto-circuito entre o terminal X, e o neutro ou a terra for, por exemplo, de 530 A, a distribuição das correntes nos terminais primários fica igual a: V 220 /« = — X /201 = ------Vpl3 13.800X 530 / „ = / „ = 8,44 A /i2 = 0 / 13 = /„ = 8,44 A No caso da ligação de uma carga entre fases, C2, mostrada na Fig. 12.86, a distribuição das correntes pode ser definida de modo semelhante. Assim, a corrente de carga /203, de igual valor a /202, estabelece no primário a corrente Ic = ZI3, no enrolamento C, saindo no sentido de H2. Considerando que C2 seja uma carga bifásica de 30 kVA, a distribuição das correntes nas fases primárias pode ser determinada de acordo com o princípio da igualdade das potências consumidas no secundário e fornecidas pelo primário: Pp = Ps Vp23 X /13 = VS21 X /203

T ransformadores de P otência

539

Fig. 12.86 Transformador em regime de carga bifásico 30.000 78,9n A. ---------------380V 380 Ic. = 7,3 = 13 — x 7203 203 = --------1 3 8()0 X 78,9 = 2,17 A

■ ^203

/is = 7,, = 2,17 A (com base no mesmo procedimento) 7i2 = Ai + As = 2,17 + 2,17 = 4,34 A Este mesmo procedimento se aplica quando ocorre um curto-circuito entre duas quaisquer das fases. Consi­ derando que a corrente de defeito entre os terminais X2 - X3 seja de 4.000 A, a distribuição das correntes nos terminais primários fica: / = -liS- X 7 = x 4.800 = 132,1 A Vp23 13.800 7U = 7 = 132,1 A 7 = Al + As = 132,1 + 132,1 = 264,2 A No caso da ligação de uma carga trifásica perfeitamente equilibrada, no secundário do transformador, as correntes nestes terminais se dividem igualmente. O mesmo caso ocorre durante um curto-circuito trifásico nos terminais secundários do transformador, em que as correntes são perfeitamente iguais, resultando no primário, correntes correspondentes. 203

13

12

a) Transformadores com ligação estrela no primário e no secundário

Os transformadores ligados nesta configuração quando estão submetidos a cargas desequilibradas no seu se­ cundário propiciam a geração de fluxos homopolares que resultam no deslocamento do ponto neutro, conforme pode ser visto na Fig. 12.87. Os fluxos homopolares de natureza alternada são o resultado da falta de compensação dos ampères-espiras em cada coluna do núcleo. Esses fluxos estão em fase e em sua grande parte se fecham pela carcaça do transformador, provocando um aquecimento adicional. Uma carga monopolar aplicada no secundário resulta em correntes desequilibradas nos enrolamentos primários. A distribuição das correntes no primário, 7101, 7 e 7103, é percentual mente dada em função do valor da corrente da carga secundária. Se a carga está aplicada conforme a Fig. 12.88 entre a fase a e o neutro, é o seguinte o valor das correntes primárias: 7.01 = ~ 0,666 X 7? X 720, 7 = 0,333 X R X 720, (12.65) = 0,333 X 7? X 720, R = relação de transformação. Na prática, só são utilizados transformadores na ligação estrela no primário e no secundário quando o dese­ quilíbrio de corrente não superar os %. 102

.02

7 .0 3

1 0

Capítulo Doze C

OA - OB - OC - Forças eletromotrizes resultantes; AA'-CC'- Forças eletromotrizes induzidas pelos fluxos homopolares; OA'-OB'-OC'- Forças eletromotrizes primárias em vazio.

Fig. 12.87 Transformadores estrela-estrela submetidos a carga desequilibrada

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.19 Calcular as correntes primárias num alimentador que supre um transformador conectado em estrela no primário e no secun­ dário, sabendo-se que na condição mais desfavorável lhe é aplicada uma carga monopolar de 60,8 kVA. O transformador tem a potência nominal de 150 kVA e tensões primária de 13.800 V e secundária de 380/220 V. Analisando a Fig. 12.88, tem-se: _ P 60,8 201

Vm

0 ,2 2

2 7 6 ’3 A

4o3 “ 0 A relação nominal de transformação vale: R = 380 =0,02753 13.800 1

2

60,8 kVA

Fig. 12.88 Transformadores estrela-estrela a uma carga monofásica

3

T ransformadores de P otência

541

As correntes primárias, de acordo com as Eqs. (12.65), valem: /101 = -0,666 X R X /201 = -0,666 X 0,02753 X 276,3 l101 = -5,06 A /102 = 0,333 X R X /201 = 0,333 X 0,02753 X 276,3 /102 = 2,53 A /103 = 0,333 X R X /20, = 0,333 X 0,02753 X 276,3 A03 — 2,53 A

Operação em Serviço em Paralelo

Se dois ou mais transformadores de potência nominais iguais, construídos à base do mesmo projeto eletromecânico, forem postos em serviço em paralelo, a carga, para fins práticos, se distribuirá igualmente pelas referidas unidades. No entanto, considerando-se que estes transformadores tenham potências nominais iguais e impedâncias percentuais diferentes, o que constitui um caso de natureza prática muito comum, a carga se redistribuirá diferen­ temente em cada unidade de transformação. Em instalações industriais com potência nominal de até 500 kVA, considera-se a instalação de um único transformador, por motivo econômico, pela importância do empreendimento e a relativa facilidade com que se pode adquirir outro transformador com essa potência no mercado, no caso de um defeito no transformador da subestação, pois é bem mais difícil a disponibilidade de unidades de transformação de maior potência, logicamente dependendo do mercado local. Em subestações de potência superior a 500 kVA, normalmente são projetados dois transformadores operando em paralelo em virtude da maior segurança na continuidade de serviço, quando uma unidade de transformação apresentar um defeito. Para que dois ou mais transformadores operem em paralelo é necessário que tenham: • a mesma relação de transformação nominal; • a mesma polaridade ou deslocamento angular. Quando dois ou mais transformadores estão em serviço em paralelo, não tendo o mesmo deslocamento angular ou a mesma seqüência de fase, resultam nas seguintes conseqüências: • primeira condição: existirá uma diferença de potencial entre os secundários dos transformadores, propiciando uma circulação de corrente nos enrolamentos; • segunda condição: existirá uma diferença de tensão cíclica, produzindo, também, uma circulação de corrente nos enrolamentos. Esta circulação de corrente poderá ser determinada ligando-se um voltímetro entre as fases dos transformadores, conforme mostrado na Fig. 12.89.

Capítulo Doze

É interessante proceder a uma análise de paralelismo de transformadores considerando as seguintes circuns­ tâncias:

a) Tensões primárias iguais e relação de transformação diferente

Considerando dois transformadores em paralelo, a corrente de circulação em vazio tomada em percentagem da corrente nominal do transformador T, é dada pela Eq. (12.66): ARW I«r = ----------------\ X 100 (%) Z p l l + Z pl2x ( P ntl/P„l2) (12-66)

AR'P,„= ^j^-X 1 0 0

(12-67)

R, = 7 R'
(12.68)

Rn - relação de transformação do transformador 1; Ra - relação de transformação do transformador 2; R, - relação de transformação média; AR,p - variação percentual das relações de transformação dos transformadores Tj e T2; - impedância percentual do transformador T,; Zpl2 - impedância percentual do transformador T2; Pnll - potência nominal do transformador T„ em kVA; Pna - potência nominal do transformador T2, em kVA.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.20 Dois transformadores de 500 kVA - 13.800/13.200-380/220 V estão em paralelo. Porém, um dos transformadores foi erra­ damente ligado no tape de 13.200 V, enquanto o outro foi mantido no tape de 13.800 V. Calcular a corrente de circulação entre as duas unidades. • Relações de transformação R„

= 0,02753 13.800 R = - 380 = 0,02878 12 13.200 • Relação de transformação média R, = y] 0,02878 X 0,02753 = 0,02814 • Variação da relação de transformação 4 „ 0,02878 - 0,02753 AR* = ------ 0^02814-------- X10° = 4'44% Corrente de circulação em vazio em percentagem da corrente nominal do transformador T,

AR Zpn + Zpt2 x{PmIPnt2^

4 44 L = -----------------------------T X 100 = 49,3% 4,5 + 4,5 x (500/50°) Zpn = Zpa = 4,5% (na realidade Zpn > Zr>a) 500 - 759,6 A

43X0,38

A corrente efetiva de circulação em vazio em ampères vale: 49,3 X 759,6 „ 100

~ 3 7 4 '4 A

Observar que se estes transformadores operam em carga plena sofrerão um forte aquecimento, pois à corrente de circulação deve-se adicionar a corrente de carga.

543

T ransformadores de P otência

b) Defasagens angulares diferentes

Quando dois ou mais transformadores são postos em paralelo é de fundamental importância que as forças ele­ tromotrizes formadas pelos circuitos secundários sejam iguais e opostas anulando-se. Pode-se constatar, então, que na ligação de dois transformadores cujas tensões secundárias são somadas, a corrente de circulação será igualada à corrente de curto-circuito e é dada segundo a Eq. (12.69): 2 XV hr 12 69 Ai ' A lcir - corrente de circulação, em A; Vs - tensão entre os terminais secundários de fase do transformador, em V; Z(1 e Z;2 - impedâncias dos transformadores, em íl. Considerando genericamente a ligação de dois transformadores em paralelo com defasagens angulares dife­ rentes, porém com os demais parâmetros elétricos iguais, a corrente de circulação vale: ln, X sen(a/2) lar = -----------= - * ------- 1 X 100 (A) (12.70) ^ p tl Icir - corrente de circulação, em A; Ins - corrente nominal secundária; a - diferença do ângulo de defasagem entre os secundários dos dois transformadores, em graus elétricos; impedância percentual do transformador (Zpú ~ Zp,2 ... —Zp). = r

-

j

-

(

.

)

2

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.21 Calcular a corrente de circulação resultante do paralelo de dois transformadores de 500 kVA/13.800-380/220 V com as ligações respectivas iguais a Dy1 e Dy5. /„,=

— = 759,6 A V3 X 0,38 Dy5 —» a 5 = 150° Dy1 —» a, = 30° a = 150 - 30 = 120° 759.6 x sen Í120/2) lcl, = ----------------- i------- - X 100 = 14.618 A 4.5 No caso de dois transformadores Dd2 e Dy1, teríamos: Dd2 -> a 2 = 60° Dy1 a, = 30° a = 60 - 30 = 30° 759.6 x sen (30/2) lcl, = ----------------- i------- 1 X 100 = 4.368 A 4.5 Se a diferença entre os ângulos de defasamento for nula, não haverá corrente de circulação, como no caso dos transforma­ dores Dy1 e Y d l, ou seja: Dy1 —* a, = 30° Yd1 ^ a , = 30° a = 30 - 30 = 0° 759.6 xsen(0/2) L , = ----------^ -----ZX100 = 0 No caso de dois transformadores Dy5 e Dy11, onde a = 180°, teríamos a maior corrente de circulação, ou seja: Dy5 -» a 5 = 150° Dy11 ^ a „ = -3 0 ° a = 150 - (-3 0 ) = 180° 759.6 x sen Í180/2) ’C" = ---------------------------1 X 100 = 16.880 A Este mesmo resultado pode ser obtido, utilizando-se a Eq. (12.69), como será visto adiante. • Resistência equivalente referida ao lado primário do transformador

544

Capítulo Doze p 6.000/3 fl °p = —If = -----------= 20,9* 4,57 í l

Pcu = 6.000 W (veja Tabela 12.10) /=

500----- = 20,9 A V 3 X 13,80

• Impedância equivalente do lado primário do transformador _ 14 _ 358.53 14 =4,5 % X Vnp = --0,045X13.800 -----= 358,53 V v3 14 - tensão de curto-circuito • Reatância equivalente do lado primário do transformador

x.p = yl Z!P- R!P = 17,152 - 4,572 =16,53fí • Resistência equivalente do lado secundário do transformador

x

=4,57 x í 380 1 = 0,00346 íl V 13.800 )

Reatância equivalente do lado secundário do transformador

Ys. = 16,53 x í1,13.800 380 ) = 0,01253 í l ) .V, • Impedância equivalente do lado secundário do transformador Zls = A/0,003462 +0.012532 = 0,01299 í l Z „ = Z „ = ^ 3 X Z , S= ^ 3 X 0,01299 = 0,0225 íl x

• Corrente de circulação entre os secundários dos dois transformadores 2 x3 8 0 1C = 2o X 0,0225 = 16 888 A Observar que este resultado é igual ao obtido anteriormente.

c) Impedâncias diferentes

Considerando, agora, o caso de ligação de dois ou mais transformadores em paralelo, que possuem impedâncias percentuais diferentes, a distribuição de carga pelas diversas unidades de transformação pode ser calculada de acordo com as Eqs. (12.71) dadas para o caso específico de três transformadores: Pa, = P

, ______ P- X P- X 2 - ______

c'2 (í ,. „ + í >„ ! + í ,. „ ) x z „!

( •

Pr X P.,3 X Z,

Pr, = ■ [ P n,í + P ,„ 2 + ^ , , 3 ) X Z „ , j

Pau Pct2i P ■potências de carregamento de cada transformador em paralelo, em kVA; Pc - potência demandada de carga, em kVA; Pn/i» Pm2, Pnü - potências nominais dos transformadores em paralelo; Z„(1, Z„,2, Z„,3 - impedâncias percentuais dos transformadores em paralelo; Z,„, - impedância média dos transformadores dada pela Eq. (12.72): a 3

Z rnt

/i/l_L 1V1 n t2 -L 1p1 ní3

O

P

l

•*/»fl

7

^nt1

p

j

r n t2

p

|

7;if2 7

nl3

>i/3

(12.72)

T ransformadores de P otência

d) Grupos de ligação e índices horários

545

É importante neste ponto proceder a uma análise de paralelismo de transformadores, considerando os enqua­ dramentos por grupo e as possibilidades das respectivas ligações, com ângulos de defasagem diferentes. Como foi abordado anteriormente, era necessário, para que dois ou mais transformadores pudessem operar em paralelo, a igualdade de polaridade ou de defasagem angular. Porém, quando se tem transformadores com defasagens angulares diferentes, pode-se colocá-los em serviço em paralelo, desde que sejam observadas algumas condições. Para esta análise, pode-se dividir os transformadores em quatro grupos por tipo de ligação, de acordo com a Fig. 12.67, ou seja: • grupo I: índices 0, 4 e 8; • grupo II: índices 2, 6 e 10; • grupo III: índices 1 e 5; • grupo IV: índices 7 e 11. Para exemplificar, observando a Fig. 12.67, são identificados como transformadores do grupo I aqueles desig­ nados por DdO, Dd4, Dd8, YyO, DzO, Dz4 e Dz8. O estudo para verificar a possibilidade de colocação de dois ou mais transformadores em paralelo pode ser assim realizado: • Transformadores de qualquer grupo de ligação com o mesmo índice Neste caso, não é necessário nenhum estudo preliminar, pois os transformadores podem ser ligados para ope­ rar em paralelo. Como exemplo, podem ser citados o caso de dois transformadores com o tipo de ligação Dyl, enquadrados no grupo III. Também podem ser operados em paralelo os transformadores DdO-YyO, ou ainda os transformadores Dy7-Yd7, e igualmente para os demais grupos. • Transformadores pertencentes a um determinado grupo com índices diferentes Os transformadores nesta condição, apesar de apresentarem defasagens desiguais, diferenciam-se do mesmo número de graus elétricos de duas fases. Para que a ligação seja efetuada, deve-se assim proceder: • fazer a ligação dos terminais primários A,-A2, B,-B2 e C,-C2, no caso de dois transformadores; • efetuar a ligação dos terminais secundários obedecendo as seguintes condições: • se a diferença entre os índices dos dois transformadores do mesmo grupo for 4, fazer as ligações: a2b,, b2Cj e c2a„ conforme Fig. 12.90; • se a diferença entre os índices dos dois transformadores do mesmo grupo for 8, fazer as ligações: a 2c lt b2aj e c2b„ conforme Fig. 12.91.

A

Primário

B C

bi

Ci Cl

A2

b2

a2

b2

Secundário

Fig. 12.90 Transformadores em paralelo com ligações Dd0-Dd4

Capítulo Doze

Para melhor visualização, observar as ligações mostradas na Fig. 12.90, correspondentes à conexão de dois transformadores dos tipos Dd0-Dd4, em que a diferença dos índices é 4. Já na Fig. 12.91, observa-se a ligação de dois transformadores cuja diferença dos índices é 8, como, por exemplo, os transformadores Dd2-Ddl0. • Transformadores pertencentes a grupos de ligação distintos Com base no resultado da Eq. (12.73), temos os seguintes casos: • Se resultar K = 0, as ligações do paralelo são efetuadas modificando duas quaisquer ligações de fase no primário do segundo transformador, de acordo com a Fig. 12.92. Nas ligações secundárias, invertem-se entre si os terminais correspondentes ao primário; Primário

ai

B, bi

Ci Cl

A2

Bg

C2

a2

b2

c2

Secundário

Fig. 12.91 Transformadores em paralelo com ligações D d2-D dl0

Primário

A B

Ai ai

B, bi

C,

A2

b2

^2

Cl

a2

b2

c2

Secundário

Fig. 12.92 Transformadores em paralelo para K = 0 (Eq. 12.73)

T ransformadores de P otência

547

• Se resultar K + 0, as ligações primárias são efetuadas da maneira anterior, enquanto a ligação dos terminais secundários é efetuada fazendo-se a rotação de uma posição cíclica, quando K = 1 (a - b —c /a —c - b), e de duas posições para K = 2 (a — b — c /c — b — a), sempre no sentido de avanço. A Fig. 12.93 mostra a ligação de dois transformadores quando K = 2. ^ Se fossem postos dois transformadores Dyl 1 e Dy5 em serviço em paralelo teríamos: A = 11 B=5 Quando os transformadores a serem colocados em paralelo não dispõem dos grupos de ligação e nem dos índi­ ces respectivos, deve-se submetê-los a um ensaio que consiste no seguinte procedimento: ligar, aleatoriamente, à rede de energia elétrica os terminais primários dos transformadores. Ligar também, aleatoriamente, um terminal secundário de um transformador ao do outro, conforme pode ser observado na Fig. 12.94. De posse de um voltíPrimário

ai

B, bi

n2

a2

b2

'-'2 °2

Secundário

Fig. 12.93 Transformadores em paralelo para K # 0 (Eq. 12.73)

Fig. 12.94 Teste de verificação para indicar a viabilidade de paralelismo dos transformadores

548

Capítulo D oze

metro que possua uma escala de alcance duplo, relativamente à tensão nominal secundária dos transformadores procura-se identificar dois bornes quaisquer secundários, de modo que não haja diferença de tensão entre eles e nem com os demais. Se, desta forma, não for obtido nenhum resultado, liga-se o primeiro borne do primeiro transformador com o segundo borne do segundo transformador, repetindo-se o procedimento da medição. Se, por acaso, não forem obtidos resultados nulos de medição, recorrer às ligações primárias, permutando as conexões dos transformadores, seguindo o mesmo procedimento em relação às medições entre os terminais secundários. Se forem esgotadas todas as hipóteses e não for obtido nenhum resultado, pode-se concluir que os transformadores em questão não podem operar em serviço em paralelo.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.22 Considerar três transformadores em paralelo com as seguintes características: • transformador 1 Pn1 = 1.000 kVA Zm = 4,5% • transformador 2 Pne = 1.250 kVA Zna = 5,0% • transformador 3 Pn0 = 1.500 kVA = 5,5% Sabendo-se que a demanda solicitada é de 3.800 kVA, determinar a distribuição da carga pelas três unidades: , _ 1.000 + 1.250 + 1.500 m “ 1.000 1.250 1.500 “ ’ 4,5 5,0 5,5 Logo, a distribuição da carga para cada transformador vale: 3.800X1.000X5 , < n riw , P„, = t ------------------------------ 7--------= 1.125 kVA (1.000 +1.250 +1.500) X 4,5 3.800X1.250X5 Pc,2 = l ------------------------------t--------= 1 266 kVA (1.000 +1.250 + 1.500) X 5,0 3.800X1.500X5 Pa, = t ------------------------------r--------= 1.381 kVA (1.000 +1.250 +1.500) X 5,5 Percentualmente, a distribuição das cargas vale: 1.125-1.000 C,% = ----------------------x 100 = 12,5% em sobrecarga 1.000 a 1.266 -1.250 C, % = --------------------- x 100 = 1,28% em sobrecarga 1.250 a 1.381 -1.500 C3% = ------------------ x 100 = - 7,93% em subcarga 3 1.500 a Logo, as características dos transformadores não são adequadas para que os mesmos operem em paralelo com a d e m a n d a citada.

Descargas Parciais

Os transformadores com deficiência de projeto, defeitos de fabricação e construídos com materiais de baix qualidade estão sujeitos a descargas parciais quando entram em operação. As descargas parciais podem se apre sentar nos transformadores nas seguintes formas: • nos pontos com elevado gradiente de tensão, superior aos limites estabelecidos, e normalmente por desuniformidade do campo elétrico; • descargas na superfície dos isolantes sólidos motivadas, normalmente, por acúmulo de sujeira. cau sado*

T ransformadores de P otência

549

As descargas parciais provocam degradação acelerada no papel isolante, resultado na formaçãi%de gases que podem ser absorvidos, reduzindo a vida útil do equipamento. As descargas parciais podem ser definidas como descargas de baixa energia, contrariamente a um curto-circuito que é uma descarga de alta energia. Para a fabricação de transformadores de alta qualidade, a norma estabelece o ensaio de tipo de descargas par­ ciais, cujos método e valores fazem parte de seu conteúdo.

Corrente de Energização Quando os terminais primários de um transformador são ligados, surge no sistema uma elevada corrente circu­ lante que pode ser igual à própria corrente de curto-circuito nos terminais primários do equipamento. Em outras palavras, esta corrente, em média, é cerca de oito vezes a corrente nominal do transformador em consideração. O tempo de circulação desta corrente é muito curto, porém deve ser levado em consideração na calibração dos dispositivos de proteção, que devem sofrer um retardo no seu tempo de disparo para esta condição particular. Se o transformador é ligado quando a tensão está passando pelo seu valor máximo, então o fluxo $ e a corrente de excitação nesse momento estão no seu ponto zero. O contrário se verifica quando a tensão está no seu valor nulo no sentido ascendente. A partir desse instante, o fluxo é ascendente, proporcionando uma corrente de valor elevado.

Geração de Harmônicos

A prática tem demonstrado que alguns aparelhos elétricos, tais como os conversores estáticos, motores, gerado­ res e transformadores, são fontes de tensões e correntes de forte conteúdo harmônico que poluem os sistemas em que estão ligados. A esses aparelhos dá-se o nome de cargas não-lineares. Uma das conseqüências indesejáveis, em virtude da circulação de harmônicos, é a interferência nos circuitos de comunicação que porventura estejam instalados paralelos e próximos às redes elétricas submetidas aos efeitos de tensões e correntes harmônicas. Essa interferência se manifesta em forma de ruído nos receptores. No caso de transformadores, os harmônicos são conseqüência da relação não-linear entre o fluxo de magnetização e a corrente de excitação correspondente. Nestas condições são gerados a onda fundamental de freqüência industrial (60 Hz) e os vários componentes harmônicos de ordem ímpar (3.a, 5.a, 7 a, 9.a, etc.) destacando-se, pela importância, o harmônico de terceira ordem, devido à sua magnitude que é cerca de 40% da onda fundamental. Na Fig. 12.95, pode-se perceber a relação entre a corrente de magnetização na freqüência fundamental, Iof, o fluxo magnetizante corresponde, , a corrente harmônica (de magnetização, /03) de terceira ordem e a corrente de magnetização resultante, I0. A seguir serão resumidos os efeitos práticos motivados pela circulação da onda harmônica de terceira ordem. Os transformadores ligados em triângulo no primário geram harmônicos de terceira ordem e seus múltiplos, independentemente de estarem operando em carga ou em vazio. As correntes harmônicas de terceira ordem estão

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1 '

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/— '0 3 /

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Fig. 12.95 Corrente harmônica de terceira ordem

550

Capítulo Doze

em fase cuja soma nos pontos de conexão do triângulo com os terminais da rede é nula, e, portanto, não circulam nos condutores de alimentação do transformador. Neste caso as correntes harmônicas circulam somente no interior do circuito em triângulo. Os transformadores ligados em estrela não aterrada no primário não contribuem com tensões harmônicas, entre fases, de terceira ordem. Os transformadores com ligação em triângulo no primário e estrela não aterrada no secundário proporcionam, entre cada fase e neutro, uma pequena tensão harmônica de terceira ordem. No entanto, as tensões de terceira harmônica entre as fases secundárias são nulas. Os transformadores ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário, tendo acoplada aos seus terminais uma carga conectada em triângulo, não permitem a circulação de correntes harmônicas no circuito compreendido entre o transformador e a carga. Os transformadores ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário, tendo acoplada aos termi­ nais uma carga conectada em estrela, também aterrada, permitem a circulação de correntes harmônicas de terceira ordem, como pode ser visto na Fig. 12.96. As correntes harmônicas nas três fases são iguais e estão em fase. Os transformadores ligados em triângulo no primário e triângulo no secundário proporcionam a circulação de correntes harmônicas de terceira ordem no interior dos respectivos enrolamentos, não circulando nos circuitos primários e nem nos secundários. Os transformadores monofásicos ligados em banco na configuração de triângulo aberto podem sofrer uma elevação de tensão nos dois terminais não conectados, cujo valor é igual à soma dos harmônicos de terceira ordem correspondentes.

12.5 AUTOTRANSFORMADOR

Autotransformador é um equipamento destinado a elevar ou reduzir a tensão, de modo semelhante a um trans­ formador de potência, e que possui parte dos enrolamentos primários comuns aos enrolamentos secundários. Os autotransformadores podem ser monofásicos ou trifásicos. Quando trifásicos, geralmente são ligados em estrela, podendo, no entanto, ser ligados em triângulo. A Fig. 12.97 mostra o diagrama de um autotransformador monofásico. Já as Figs. 12.98 e 12.99 mostram os diagramas de autotransformadores trifásicos, ligados respecti­ vamente em triângulo e estrela. Assim, o autotransformador trifásico é formado pela composição de três autotransformadores monofásicos. Aplicando-se uma tensão V! nos terminais A-B de um autotransformador monofásico, conforme Fig. 12.97, sem nenhuma carga ligada nos terminais a-b, esse absorve da linha uma corrente de valor /„, correspondente à geração de um fluxo

T ransformadores de P otência

551

a seção do condutor das espiras N2 deve ser dimensionada somente pela corrente resultante da diferença entre /2 - /,. Esta economia no peso do cobre faz com que os autotransformadores tenham custos mais reduzidos que os transformadores normais. Porém, esta vantagem tem um limite, quando a relação de transformação é superior a 3. Os autotransformadores ainda apresentam outras vantagens caracterizadas pelo melhor rendimento, já que suas perdas internas são menores. Além disso, as quedas de tensão internas são também menores, apresentando ainda correntes em vazio de valor inferior ao dos transformadores normais. Observando a Fig. 12.97 pode-se perceber que a economia no peso docobreé inversamente proporcional à diferença entre (V2 - V,).Quanto maior esta diferença maior será acorrentecirculante /2, acarretando seções maiores de condutor. Nos autotransformadores, parte da potência é transferida do primário para o secundário por condução e a outra parte por ação de transformação eletromagnética. A potência transferida por condução é chamada de potência transformada, que serve de base para o desenvolvimento do projeto do equipamento. A potência transferida eletromagneticamente é chamada de potência própria ou potência interna. A Eq. (12.74) fornece o valor da potência transformada de um autotransformador monofásico: P, = /, X (V, - V2) (12.74) Já a potência nominal ou potência própria do autotransformador monofásico é dada pela Eq. (12.75). Pmt = / , X F , (12.75) É preciso lembrar que o projeto do transformador depende da potência transformada e não da sua potência nominal.

Fig. 12.98 Autotransformador trifásico ligado em triângulo

552

Capítulo Doze

Fig. 12.99 Autotransformador trifásico ligado em estrela

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12.23 Calcular as potências transformadas de dois autotransformadores trifásicos de 300 kVA, ligação Y, sendo o primário de 440/380 V e o outro de 440/220 V, freqüência de 60 Hz, ligação em estrela. Tomando somente uma fase dos autotransformadores trifásicos, conforme Fig. 12.100, tem-se: 440

V" =V'2 = ^ 3 254 V

K) = 3 8 0 . 220V

v3 1/22 = i2 0 =127V V3

V, , - tensão primária (1) do autotransformador (1); V2A - tensão secundária (2) do autotransformador (1). VZ2 - tensão secundária (2) do autotransformador (2). a) Autotransformador 1 • Potência nominal por fase P „= V ,X /, = —^ --1 0 0 k V A 3

Fig. 12.100 Autotransformador monofásico

T ransformadores de Potência

553

• Potência transformada por fase /, X ÍV ^ -V , ,) 393,7 X (254-220) Pn = ' \1.000 1= -----------77 — --------- L = 13,38 kVA 1.000 /,= — X 1.000 = 393,7 A 254 • Potência transformada trifásica Pa = 3 X Pn = 3 X 13,38 = 40 kVA Observar na Fig. 12.100 que a parte dos enrolamentos responsável pela potência de transformação eletromagnética, trecho 2-3, deve ser dimensionada somente para a corrente circulante de 60,8 A, ou seja: = (4 - /.) = (454,5 - 393,7) = 60,8 A 100^000 = 220 ou ainda: / = I 3i 38 =60,8A 0,22 Já a parte do enrolamento primário 1-2 deve ser dimensionada para a corrente /, = 393,7 A. b) Autotransformador 2 • Potência nominal por fase P « ,= /,x V 5 = - ^ = 100 A • Potência transformada por fase ,2------!Ü - V 22) = ----393,7 X (254-127) = 50 kVA :----i--------------= l,x (V1 12

1.000

1.000

/, = — X 1.000 = 393,7 A 254 • Potência transformada trifásica Pa = 3 x PE = 3 X 50 = 150 kVA A seção do condutor da parte dos enrolamentos responsável pela potência de transformação eletromagnética deve ser dimensionada somente para a corrente circulante de 393,7 A, ou seja: 43 = (4 - /1) = (787,4 - 393,7) = 393,7 A , 100X1.000 2 = -------------------= 787,4 A 127 Como se pode notar, neste exemplo, para dois autotransformadores de uma mesma potência nominal há duas potências transformadas correspondentes. Os autotransformadores apresentam uma impedância interna muito pequena, 0 que inicialmente parece uma vantagem. Porém, quando submetidos a um curto-circuito no seu secundário, a corrente correspondente assume valores muito elevados, que pode danificá-los. É necessário, pois, indicar em sua placa o valor máximo da corrente ou potência de curto-circuito que

A

B

C

Fig. 12.101 Esquema básico de um autotransformador trifásico

554

Capítulo Doze

Fig. 12.102 Autotransformador monofásico

o equipamento pode suportar. Dessa forma, deve-se contar com a impedância natural da instalação a montante do ponto de ligação do autotransformador, a fim de reduzir a corrente de curto-circuito. Os autotransformadores devem ter o ponto comum 3, na Fig. 12.102, ligado permanentemente à terra, a fim de evitar tensões elevadas quando da ocorrência de um defeito no circuito primário. Supor que o ponto K do autotransformador da Fig. 12.102 foi levado à terra. Com a fase A aterrada o ponto b está num po­ tencial igual a 4 .1 6 0 /^ V, ou 2.401 V. Já o potencial na fase a vale 2.401/440 V = 1.961 V, tornando o sistema extremamente perigoso a acidentes. Logo, o ponto 3 deve ser aterrado com segurança, conforme é visto na Fig. 12.103. Os autotransformadores não são equipamentos que convenientemente possam operar em paralelo, por causa dos baixos valores das impedâncias que dificultam esta ligação.

12.6 ENSAIOS E RECEBIMENTO Características dos Ensaios

As fábricas de transformadores necessitam de laboratórios bem equipados através dos quais são realizados testes e ensaios que irão dar garantia à qualidade do produto. Um dos principais elementos de um laboratório de ensaio de transformadores é a ponte capacitiva, destinada aos ensaios dielétricos. A Fig. 12.104 mostra o núcleo de um transformador em preparação para ser submetido aos ensaios dielétricos ao lado da ponte capacitiva. Todos os ensaios devem ser realizados pelo fabricante na presença do inspetor, ou não, de conformidade com as prescrições contidas no documento de aquisição do comprador. Os ensaios de recepção devem ser realizados de acordo com a NBR 5380, e estão enumerados a seguir.

Ensaios de rotina

Devem ser executados em todas as unidades de produção. São os seguintes: • resistência elétrica dos enrolamentos; • relação de tensões;

T ra n s fo rm a d o re s d e P o tê n c ia

Anel de equalização

555

Ponte capacitiva

Terminais primários

Base do núcleo

Bobina primária

Fig. 12.104 Ponte capacitiva para ensaio de tensão de impulso

• • • • • • • • •

polaridade; deslocamento angular e seqüência de fases; perdas (em vazio e em carga); corrente de excitação; tensão de curto-circuito; ensaios dielétricos: tensão suportável nominal à freqüência industrial (tensão aplicada); tensão induzida (transformadores com tensão máxima igual ou inferior a 145 kV); tensão suportável nominal de impulso de manobra (transformadores com tensão máxima igual ou superior a 242 kV); • tensão suportável nominal de impulso atmosférico (transformadores com tensão máxima igual ou superior a 242 kV); • tensão induzida de longa duração (transformadores com tensão máxima igual ou superior a 242 kV); • estanqueidade e resistência à pressão, a quente, em transformadores de potência nominal igual ou superior a 750 kVA; • verificação do funcionamento dos acessórios. Estão incluídos, ainda, nestes ensaios o funcionamento dos seguintes acessórios: • indicador externo do nível de óleo; • indicador de temperatura do óleo; • comutador de derivações sem tensão; • comutador de derivações em carga; • relé de Buchholz; • indicador de temperatura do enrolamento; • ventilador; • bomba de circulação de óleo; • dispositivo de alívio de pressão.

556

T C a p ít u l o D o z e

Ensaios de tipo Em geral, os ensaios de tipo são dispensados pelo comprador quando o fabricante exibe resultados de ensaios anteriormente executados sobre transformadores do mesmo projeto. Caso contrário, é sempre conveniente a pre­ sença de um inspetor na fábrica durante a realização dos ensaios que são: • todos os ensaios de rotina; • fator de potência do isolamento; • elevação de temperatura; • nível de ruído; • nível de tensão de radiointerferência; • tensão suportável nominal de impulso atmosférico para transformadores com tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 145 kV.

C apacitores de P otência

Ensaios especiais Às vezes, dada a importância da instalação ou o seu grau de periculosidade podem ser exigidos, ainda, os seguintes ensaios: • ensaio de curto-circuito; • medição da impedância de seqüência zero (em transformadores trifásicos); • medição dos harmônicos na corrente de excitação; • medição da potência absorvida pelos motores de bombas de óleo e ventiladores; • análise cromatográfíca dos gases dissolvidos no óleo isolante. A descrição de cada um destes ensaios está contida na NBR 5356/81 - Transformador de Potência - Especi­ ficação.

Recebimento Para o recebimento dos transformadores são considerados os seguintes aspectos, definidos na NBR 7036/81.

Inspeção visual

O transformador deve sofrer uma inspeção visual abrangendo os seguintes itens: confrontar as características da placa com o pedido de compra; verificar a inexistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos externos no tanque ou acessórios; verificar o nível correto do líquido isolante; verificar a exatidão dos instrumentos, através de leituras; examinar se há indícios de corrosão; examinar a marcação correta dos terminais; observar se há vazamentos através das buchas, bujões e soidas; verificar os componentes externos do sistema de comutação; verificar o estado da embalagem, quando esta existir.

12.7 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para a formulação do pedido de um transformador são necessários, no mínimo, os seguintes dados: tensão primária; tensão secundária fase-fase e fase-neutro; derivações desejadas (tapes); potência nominal; deslocamento angular; número de fases (monobucha, monofásico, bifásico ou trifásico); tensão suportável de impulso; impedância percentual; acessórios desejados.

13.1 INTRODUÇÃO

Determinados equipamentos, como motores elétricos, fomos a arco, transformadores, etc. necessitam para sua operação de uma certa quantidade de potência reativa, que pode ser suprida por diversas fontes ligadas ao sistema elétrico, funcionando individual ou simultaneamente. Estas fontes são: • geradores; • motores síncronos; • capacitores. A rigor, pode-se considerar as linhas de transmissão e de distribuição de energia elétrica como fontes de energia reativa, devido à sua reatância. Essa energia compreende duas diferentes parcelas: • energia reativa indutiva; • energia reativa capacitiva. Para evitar o transporte de energia reativa dos terminais de geração aos terminais distantes da carga consumidora é necessária a instalação, nas proximidades destes terminais consumidores, das referidas fontes de energia reativa. Dessa forma, reduzem-se as perdas na transmissão deste bloco de energia, resultando num melhor rendimento do sistema elétrico. A energia reativa indutiva é gerada por aparelhos consumidores normalmente dotados de bobinas, como mo­ tores de indução, reatores, transformadores, etc., ou que operam com formação de arco elétrico, como os fornos a arco. Esse tipo de carga apresenta fator de potência reativo indutivo. Já a energia reativa capacitiva pode ser gerada por motores síncronos superexcitados (compensadores síncronos) ou por capacitores. Neste caso, essas cargas apresentam fator de potência reativo capacitivo. Os aparelhos utilizados em uma instalação industrial, por exemplo, são em maioria geradores parciais de ener­ gia reativa indutiva e que não produzem nenhum trabalho útil; apenas são responsáveis pela formação do campo magnético dos referidos aparelhos. Logo, esta energia será suprida pela fonte geradora, normalmente localizada distante da planta industrial, acarretando perdas Joule elevadas no sistema de transmissão e de distribuição. Dessa forma, seria melhor que no próprio prédio industrial fosse instalada a fonte geradora desta energia, aliviando a carga de todo o sistema, que poderia transportar mais energia que efetivamente resultasse em trabalho, no caso a energia ativa. Esta fonte pode ser obtida através da operação de um motor síncrono superexcitado, ou, mais economicamente, através da instalação de capacitores de potência.

13.2 FATOR DE POTÊNCIA Conceitos Básicos

Matematicamente, o fator de potência pode ser definido como sendo a relação entre o componente ativo da potência e o valor total da potência, ou seja: F„ = P.„ (1 3 .1 )

558

C a p ítu lo T r e z e

Fp - fator de potência da carga; Pa, - componente ativo da potência, em W ou seus múltiplos e submúltiplos; Pap - potência total da carga, em VA ou seus múltiplos e submúltiplos. O fator de potência, sendo a relação entre duas quantidades representadas pela mesma unidade de potência, é um número adimensional. O fator de potência pode ser também definido como sendo o co-seno do ângulo formado entre a potência ativa e o componente total da potência ou seja: Fp = cos (f> (13.2) O triângulo da Fig. 13.1 ilustra e demonstra este conceito, sendo <£ o ângulo do fator de potência. Através dos lados do referido triângulo pode-se escrever a seguinte equação: Pa„ =

+n

(13.3)

P„ - potência reativa, em VAR ou seus múltiplos e submúltiplos. Fisicamente, o fator de potência representa o co-seno do ângulo de defasamento entre a onda senoidal da tensão e a onda senoidal da corrente. Quando a onda da corrente está atrasada em relação à onda de tensão, o fator de potência é dito indutivo. Caso contrário, o fator de potência é dito capacitivo. Assim, numa carga resistiva ali­ mentada por uma fonte de tensão senoidal de 380 V, valor eficaz, e uma corrente senoidal de 56,6 A, valor eficaz, registram-se os valores senoidais da tensão e da corrente conforme Fig. 13.2. A tensão e a corrente estão em fase e = 0. Os valores de pico correspondentes a 380 V e 56,6 A valem, respectivamente, 537 V e 80 A. Se a carga é constituída, por exemplo, por um motor de indução de 50 cv, corrente nominal em valor eficaz de 68,8 A e 97 A de valor de pico, conectado a uma rede elétrica de 380 V, valor eficaz, registram-se os valores senoidais da tensão e da corrente conforme Fig. 13.3 e cuja tensão está adiantada da corrente de um ângulo . Porém, se a carga é constituída de potência capacitiva, em predominância, por exemplo, 80 A capacitivos, valor de pico, ou seja 56,6 A em valor eficaz, e está ligada à mesma rede elétrica anteriormente mencionada, os valores senoidais da tensão e da corrente são registrados de conformidade com a Fig. 13.4 e cuja tensão está em atraso em relação à corrente de um ângulo .

Causas do Baixo Fator de Potência

Para uma instalação industrial podem ser apresentadas as seguintes causas que resultam num baixo fator de potência: • motores de indução trabalhando em vazio, durante um longo período de operação; • motores superdimensionados para as máquinas a eles acopladas; • transformadores em operação em vazio ou em carga leve; • grande número de reatores de baixo fator de potência suprindo lâmpadas de descarga (lâmpadas fluorescentes, vapor de mercúrio, vapor de sódio, etc.);

Fig. 13.1 Diagrama das potências

Fig. 13.2 Registro da tensão e corrente para Fp = 1

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

V/l

L / '/ x \

559

-T e n s ã o ^ -C o rre n te

537 V 97 A

\

//

1

/

\

\ y \

/

/ /

/

;

r


Fig. 13.3 R egistro da tensão e co rren te p ara fato r d e p o tê n cia indutivo

Fig. 13.4 R eg istro d a ten são e corrente p ara fato r de po tência capacitivo

• fornos a arco; • fornos de indução eletromagnética; • máquinas de solda a transformador; • equipamentos eletrônicos; • grande número de motores de pequena potência em operação, durante um longo período de tempo. Tratando-se de instalações industriais, há predominância de motores elétricos de indução no valor total da carga, o que torna necessário tecer algumas considerações sobre a sua influência no comportamento do fator de potência. Segundo as curvas da Fig. 13.5, pode-se observar que a potência reativa absorvida por um motor

Fig. 13.5 Gráfico do fator de potência e rendimento para um motor de 50 cv

560

C a p ítu lo T r e z e

de indução eleva-se moderadamente, desde a sua operação em vazio até a sua operação a plena carga. Porém, a potência ativa absorvida da rede cresce proporcionalmente com o aumento das frações da carga acoplada ao eixo do motor. Como resultado das variações das potências ativa e reativa na operação dos motores de indução desde o trabalho em vazio até a plena carga, o fator de potência varia também proporcionalmente a esta variação, tornando-se importante o controle operativo dos motores pelo responsável da instalação. Para exemplificar, reduzindo-se a carga solidária ao eixo de um motor de indução de 50 cv a 50% de sua carga nominal, o fator de potência cai de 0,85, obtido durante o regime de operação nominal,para 0,79, enquanto a potência reativa, originalmente igual a 23 kVAR, reduz-se para 14 kVAR. Se a redução da cargafosse de 75% da nominal, o fator de potência cairia para 0,63 e a potência reativa atingiria o valor de apenas 12 kVAR.

Custo Financeiro pelo Baixo Fator de Potência

Considerando o fato de que a potência reativa não produz trabalho útil, porém deva ser transportada desde a geração até a unidade consumidora, sem que as empresas concessionárias transformem esta energia em receita, a legislação federal expressa na Resolução N.° 456 da ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, estabeleceu em 0,92 o valor mínimo para o fator de potência das cargas dessas unidades consumidoras. Para valores inferiores a este será cobrado do consumidor um adicional na sua fatura de energia elétrica. Os princípios fundamentais da legislação são os seguintes: • necessidade de liberação da capacidade do sistema elétrico nacional; • promoção do uso racional de energia; • redução do consumo de energia reativa indutiva que provoca sobrecarga no sistema das empresas fornece­ doras e concessionárias de energia elétrica, principalmente nos períodos em que ele é mais solicitado; • redução do consumo de energia reativa capacitiva nos períodos de carga leve que provoca elevação de tensão no sistema de suprimento, havendo necessidade de investimento na aplicação de equipamentos corretivos e realização de procedimentos operacionais nem sempre de fácil execução; • criação de condições para que os custos de expansão do sistema elétrico nacional sejam distribuídos para a sociedade de forma mais justa. De acordo com a legislação, tanto o excesso de energia reativa indutiva como o de energia reativa capacitiva será medido e faturado. O ajuste por baixo fator de potência, de acordo com os limites da legislação, será realiza­ do através do faturamento do excedente de energia reativa indutiva consumida pela instalação e do excedente de energia reativa capacitiva fornecida à rede da concessionária pela unidade consumidora. O fator de potência deve ser controlado de forma que permaneça dentro do limite de 0,92 indutivo e 0,92 capacitivo; sua avaliação é horária durante as 24 horas e em tempos definidos, ou seja: a) a energia reativa indutiva será considerada para efeito de cobrança por excesso de consumo no período das 6 às 24 horas em intervalos de 1 hora; b) a energia reativa capacitiva será considerada para efeito de cobrança por excesso de consumo no período da 0 às 6 horas, também em intervalos de 1 hora. A curva da Fig. 13.6 ilustra os intervalos de avaliação do consumo de energia reativa excedente. Observa-se na Fig. 13.6 que no intervalo das 4 às 6 horas não será contabilizado o excedente de energia reativa indu­ tiva e nem nos intervalos das 11 às 13 horas e das 20 às 24 horas, onde há excedente de energia reativa capacitiva. De acordo com a legislação, para cada kWh de energia ativa consumida, a concessionária permite a utilização de 0,425 kVARh de energia reativa indutiva ou capacitiva, sem acréscimo no faturamento. A avaliação do fator de potência poderá ser feita através de duas formas distintas:

a) Avaliação horária

O fator de potência será calculado através dos valores de energia ativa e reativa medidos a cada intervalo de 1 hora, durante o ciclo de faturamento. Este caso aplica-se a consumidores do grupo tarifário horosazonal, tarifas Azul e Verde ou na estrutura convencional com medição apropriada.

b) Avaliação mensal

O fator de potência será calculado através de valores médios de energia ativa e reativa medidos durante o ciclo de faturamento. Nesse caso serão medidas a energia ativa e a energia reativa indutiva durante o período de 30 dias. Para os consumidores pertencentes à estrutura tarifária convencional, a avaliação do fator de potência é feita pelo sistema de avaliação mensal, de acordo com a conveniência da concessionária.

C a pa c it o r e s

de

P o t ê n c ia

561

kVAR

24 Horas

Capacitivo

Fig. 13.6 A valiação d a curva d e carga reativ a

A avaliação da Fig. 13.6 condige aos seguintes resultados: • período da 0 às 4 horas: excedente de energia reativa capacitiva: valores pagos para F„< 0 ,92 capacitivo; • período das 4 às 6 horas: excedente de energia reativa indutiva: valores não pagos; • período das 6 às 11 horas: excedente de energia reativa indutiva: valores pagos para FP< 0,92 indutivo; • período das 11 às 13 horas: excedente de energia reativa capacitiva: valores não pagos, independentemente do valor F capacitivo; • período das 13 às 20 horas: excedente de energia reativa indutiva: valores pagos para FP< 0,92 indutivo. • período das 20 às 24 horas: excedente de energia reativa capacitiva: valores não pagos, independentemente do valor Fp capacitivo.

Faturamento da energia reativa excedente

De conformidade com o que foi explanado anteriormente, o faturamento da unidade consumidora deve ser feito de acordo com os procedimentos a seguir.

Avaliação horária do fato r de potência O faturamento da demanda e do consumo de energia reativa excedentes será determinado respectivamente pelas Eqs. (13.4) e (13.5). (13.4) (13.5) FJrp Ferp Da, DJp Táap ' Ca, Teap máx t-

faturamento da demanda de potência reativa excedente por posto tarifário, em reais; faturamento de consumo de energia reativa excedente por posto tarifário, em reais; demanda de potência ativa medida a cada intervalo de 1 hora, em kW; demanda de potência ativa faturada em cada posto horário, em kW (deve ser o maior entre a demanda con­ tratada, a demanda medida e aquela correspondente a 85% da maior demanda dos últimos 11 meses); tarifa de demanda de potência ativa, em R$/kW; consumo de energia ativa medido a cada intervalo de 1 hora, em kWh; tarifa de energia ativa, em R$/kWh; função que indica o maior valor da expressão entre parênteses, calculada a cada intervalo de 1 hora; cada intervalo de 1 hora;

C a p ít u l o T r e z e

n - número de intervalos de 1 hora por posto horário no período de faturamento; p - posto tarifário, isto é, ponta e fora de ponta para as tarifas horosazonais, e único para a tarifa conven­ cional. O fator de potência horário será calculado com base na Eq. (13.6). Fpp = cos arctg ^

j

(13.6)

Erh - energia reativa indutiva ou capacitiva medida a cada intervalo de 1 hora; Eah- energia ativa medida a cada intervalo de 1 hora. Os valores negativos do faturamento de energia reativa excedente, Ferp, e de demanda de potência reativa exce­ dente, Fdrp, não devem ser considerados. Neste livro será considerado período de ponta, o horário compreendido entre as 17 e as 20 horas. A legislação permite que num intervalo de cinco horas a concessionária estabeleça o seu horário do período de ponta que deve ser de três horas.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.1 Considerar uma indústria metalúrgica com potência instalada de 5.000 kVA em 13,80 kV e cuja avaliação de sua carga num período de 24 horas está expressa na Tabela 13.1. Sabe-se que: • grupo tarifário: tarifa Azul; • tarifa de consumo fora de ponta: US$ 0,05185/kWh;

Tabela 13.1 Medidas de carga diária Valores calculados

Valores medidos

Demanda Consumo Valores ativos Período

kW

Energia reativa Indutiva Capacitiva kVARh

kWh

Fator de potência

Tipo w

Faturamento excedente Demanda Consumo V

kW 0-1 1-2

2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9

9-10 10-11 11-12

150 130 130

150 130 130

140

140 130 150

130 150 1.000

1.700 2.400 2.400 2.500 2.500 800

1.000

1.700 2.400 2.400 2.500 2.500 800

12-13 13-14 14-15

700 3.200

15-16

3.250

3.200 3.250

16-17

3.400 200 200 200 2.500 2.500 2.200

3.400 200 200 200 2.500 2.500 2.200

17-18

18-19 19-20 20-21 21-22 22-23

700

23-24 2.100 2.100 Acréscimo na fatura de consumo (US$)

-

430 430 430

-

40 42

-

43

-

1.100 890

915 830 850 1.430

-

-

1.500

-

1.500

1.000

1.100 1.150 120 70 90 970 1.050 870

810

-

0,33 0,29 0,29 0,96

0,95 0,96 0,67 0,88

0.93 0,94 0,94 0,86

0,47 0,42 0,95

0,94 0,94 0,85

-

0,94 0,91 0,93 0,92

-

0.92

-

-

0,93

c c c c c c

I I i

I I I I

I I I I I I I I I

418 412

412 134

125 143 1.373

1.777 2.374 2.348

2.446 2.674

1.565 1.533 3.098 3.180 3.327

216 195 202 2.473

2.500 2.200

2.077

pp

/

US$ 13,90 14,64 14,64 0,00 0,00 0,00 19,34

4,00 0,00 0,00 0,00 9,04 0,00 0,00 0,00

0,00 0,00 0,85

0,00 0,11 0,00 0,00

0,00 0,00 7 6 ,5 2

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

563

• tarifa de demanda fora de ponta: US$ 5,84/kW; • tarifa de consumo na ponta: US$ 0,09016/kWh; • tarifa de demanda na ponta: US$ 13,55/kW; • demanda contratada fora da ponta: 3.500 kW (intervalo deintegração de 15 min); • demanda contratada na ponta: 210 kW (intervalo deintegração de 15 min). Considerar que as leituras verificadas na Tabela 13.1 sejam constantes para os 22 dias do mês durante os quais essa in­ dústria trabalha. Observar que houve erro no controle da manutenção operacional da indústria na conexão e desconexão do banco de capacitores e que permitiu ter excesso de energia reativa indutiva no período de ponta e fora de ponta por alguns momentos, bem como ter excesso de energia reativa capacitiva em períodos da 0 às 6 horas. Determinar o faturamento de energia reativa excedente mensal da referida indústria. Serão demonstrados os cálculos de faturamento horário apenas em alguns pontos do ciclo de carga, ou seja: a) Período: da 0 à 1 hora 150 X-, 0,92') 418 kW 0,33 150 X 3 £ - i ] X 0,05185 = US$13,90 0,33 ) b) Período: das 3 às 4 horas

'l40x°^-2 =134 kW 0,96 140 X r0,92 0,96

X 0,05185 = -US$0,30 -> F„vh = US$0,00

Os valores negativos não são considerados na soma final do faturamento de consumo de energia reativa excedente, portanto são nulos. c) Período: das 11 às 12 horas 2.500 X.0,92 2.674 kW 0,86

2.500

X 10,86 ) X 0,05185 = US$9,04

d) Período: das 12 às 13 horas Ddvn= (^800 x ^ f ] = 1-565 kW 800 Xc fá ? ? -iV X 0,05185 = US$39,71 -> F„„„ = US$0,00 10.47

J

Como o fator de potência é capacitivo não há pagamento de energia reativa excedente. Neste caso, o sistema elétrico está se beneficiando do excesso de energia capacitiva injetada na rede pela instalação industrial. e) Período: das 15 às 16 horas D ^ = j3 .2 5 0 x 5 |? j = 3.180 kW

- 2 - l í X 0,05185 = -US$3,58 h> Ferph 3.250 X í^ 1,0,94 )

= US$0,00

f) Período: das 17 às 18 horas

/

200 X

200 X

216 kW X 0,05185 = US$ 0,85

g) Acréscimo na fatura mensal Os valores máximos da expressão D „ x 0,92 obtidos na Tabela 13.1, no período fora de ponta e na ponta correspondem V Ppp

)

respectivamente aos intervalos das 16 às 17 horas e das 17 às 18 horas. Logo o acréscimo na fatura, nessas condições vale:

C a p ít u l o T r e z e

Os valores de 3.500 kW e 210 kW correspondem, respectivamente, às demandas contratadas fora de ponta e na ponta. O faturamento de demanda e energia reativas excedentes da indústria no final do mês, considerando-se 22 dias de trabalho útil mensal e todos os ciclos de carga perfeitamente iguais, vale: Fu, = Fdrpl + Fdrpp + XFerph = 0,00 + 87,67 + 22 X 76,52 = US$1.771,11

Avaliação mensal do fator de potência

Para os consumidores pertencentes ao sistema tarifário convencional, o faturamento de energia reativa excedente pode ser feito através das Eqs. (13.7) e (13.8). FJr = D.. X 0,92 D, X71 (13.7) F„, = C..

X

0,92 - 1

xr

(13.8)

faturamento da demanda de energia reativa excedente, em reais; Fer- faturamento do consumo de energia reativa excedente, em reais; Dam - demanda de potência ativa máxima registrada no mês, em kW; G am - consumo de energia ativa registrada no mês, em kWh; D f demanda de potência ativa faturável no mês, em kW; Tda ~ tarifa de demanda de potência ativa, em R$/kW; T - tarifa de energia ativa, em R$/kWh; *ea F P - fator de potência médio mensal, calculado de acordo com a Eq. (13.9). r consumo de energia reativa registrado no mês, em kVARh. F dr~

-

F„ =

+ Cl,

(13.9)

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.2 Considerar uma instalação industrial de pequeno porte, cuja conta de energia está representada na Tabela 13.2. Calcular o valor final da fatura. • Consumo de energia ativa: Cam = (leitura atual - leitura anterior) x FM M FM M- fator de multiplicação do medidor Cam= (230 - 120) X 720 = 79.200 kWh • Consumo de energia reativa Crm = (leitura atual - leitura anterior) x FM M Crm = (190 - 65) X 720 = 90.000 kVARh Tda = US$ 5,84/kW Tea = US$ 0,05185/kWh De acordo com a Eq. (13.9), tem-se: 79.200 = 0,66 ^/79.2002 +90.0002 D,= 170 kW (demanda contratada e que no caso presente é igual à declarada na conta de energia da Tabela 13.2); Dam= 200 kW (demanda registrada na Tabela 13.2 que corresponde à demanda faturável). De acordo com as Eqs. (13.7) e (13.8), determina-se o faturamento de energia reativa excedente. Fd, = 200 X ^1®? - 200 IX 5,84 = US$ 460,12 V 0,66 ) Fer = 79.200 X í - 1 ) x 0,05185 = US$ 1.617,72 ^ 0,66

• Fatura total do mês

C a p a c it o r e s

de

P o t ê n c ia

565

F,o, ”i" Fdam Feam+ Ffjr + Fer Fdam - faturamento de demanda de potência ativa mensal, em US$; Feam- faturamento de consumo de energia ativa mensal, em US$. Fto, = 200 X 5,84 + 79.200 X 0,05185 + 460,12 + 1.617,72 = US$ 7.352,36

Tabela 13.2 Conta de energia Conta de Energia Elétrica Fornecimento em Alta Tensão

Companhia de Distribuição do Nordeste S.A.

Nome/Razão Social

Classe IND

Cod. Local

N.° da Conta 05 00 0009213970

001

CPE - Consultoria e Projetos Elétricos N.° Medidor kWh

Banco Agência Conta Corrente 001 0200 00038965 Ult. Leit. kW 178 FMM 720 Dem. Regist. 200 Dem. Cont. 170 85% Dmáx

196 Dem. Incluída

Leit. Atual kWh 230 Leit. Ant. kWh 120 Diferença 110 FMM 720 Consumo kWh 79.200 Cons. Incluído

Perdas 2% Leit. Atual kVARh 190 Leit. Atual kVARh 65 Diferença 125 FMM 720 Consumo kVARh 90.000 Fat. de Potência

N.° Medidor kWh

CDN

Data Leitura

Conta de

12 I 01 | 99

Dez 99

Data Apres.

Vencimento

22 I 01 | 99

31 | 02 | 99

0,66 Total a pagar até o vencimento

N.° de Dias Acréscimo por dia em Atraso de Atraso TOTAL DO ACRÉSCIMO

R$ 7.352,36

R$

13.3 CARACTERÍSTICAS GERAIS Princípios Básicos Os capacitores são equipamentos capazes de acumular eletricidade. São constituídos basicamente de duas placas condutoras postas frontalmente em paralelo e separadas por um meio qualquer isolante, que pode ser o ar, papel, plástico, etc. Nas faces externas destas placas, liga-se uma fonte de tensão que gera um campo eletrostático no espaço compreendido entre as duas placas, conforme Fig. 13.7. O gerador G poderá ser uma bateria ou um gerador qualquer de corrente contínua ou alternada. As placas para­ lelas são denominadas eletrodos. As linhas de fluxo entre as placas paralelas são imaginárias. O material isolante colocado entre as placas paralelas é denominado dielétrico. A energia eletrostática fica acumulada entre as placas e em menor intensidade na sua vizinhança. Cada linha de fluxo tem origem numa carga de 1 coulomb. Considerando todas as linhas de fluxo do campo eletrostático, pode-se afirmar que elas se originam de uma carga de Q coulombs. O coulomb é a quantidade de carga elétrica que pode ser armazenada ou descarregada em forma de corrente elétrica durante um certo período de tempo tomado como unidade. Para melhor entendimento, pode-se considerar o caso de uma bateria automotiva de 54 A.h, que pode descarregar toda a sua energia na razão de 1A num tempo de 54 horas ou ainda 54 A num tempo de 1 hora. Um (1) coulomb é, portanto, o fluxo de carga ou descarga de

Capítulo T reze

uma corrente de 1 A num tempo de 1 s. Isto quer dizer que durante o tempo de 1 s, 6,25 X 1018elétrons são trans­ portados de uma placa a outra, quando a carga ou descarga do capacitor é de 1 coulomb (C). É bom saber que a carga elétrica de 1 elétron é de 1,6 X 10“19 C. Se uma determinada quantidade de carga elétrica Q (Axs) representada por Q linhas de fluxo é transportada de uma placa a outra e cuja área é de S m2, logo a densidade de carga elétrica do dielétrico é de: D = —(C/m 2) (13.10) S Se uma determinada tensão V (volts) é aplicada entre as placas paralelas separadas por uma distância de d (m), a intensidade de campo elétrico pode ser determinada pela Eq. (13.11): E = ^(V/m)

(13.11)

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.3 Calcular a densidade de carga e a intensidade de campo elétrico (gradiente de tensão) no capacitor inserido no circuito da Fig. 13.8. 0 = 8 ixC = 8 X 10"6C d _Q 8 x 1 0 “6 8 X 1 0 1 4 X 1 0 " C/m2 0,02 2 X 10'2

E = - 125 = 83,3 x 103 V/m = 83,3 V/mm 1,5X10-

Fig. 13.8 Representação de capa­ citor carregado

567

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

Capacidade

Todo capacitor é avaliado pela quantidade de carga elétrica que é capaz de armazenar no seu campo e é dada pela Eq. (13.12): C = — (coulombs) (13.12) V C - capacidade do capacitor, em F; V - tensão aplicada, em V. A unidade que mede a capacidade de carga C de um capacitor é o farad. Logo, 1 farad é a capacidade de carga elétrica de um capacitor, quando uma carga elétrica de 1 coulomb (6,25 X 1018 elétrons) é armazenada no meio dielétrico, sob a aplicação da tensão de 1 V entre os terminais das placas paralelas. Na prática, o farad é uma unidade demasiadamente grande, sendo necessário utilizar os seus submútiplos que são: • 1 milifarad (1 mF): 10"3 F; • 1 microfarad (1 /jF): 10-6 F; • 1 nanofarad (1 nF): 10 9 F; • 1 picofarad (1 pF): 10“12 F.

Energia Armazenada Quando os eletrodos de um capacitor são submetidos a uma tensão nos seus terminais, passa a circular no seu interior uma corrente de carga, o que faz com que uma determinada quantidade de energia se acumule no seu campo elétrico. A energia média armazenada no capacitor pode ser dada pela Eq. (13.13): £ = |x C X V „ ! ( J)

(13.13)

C - capacidade do capacitor, em F; Vm - tensão aplicada, em volts, valor de pico.

Corrente de Carga

A corrente de carga de um capacitor depende da tensão aplicada em seus terminais. Elevando-se a tensão, elevase a carga acumulada. Considerando uma corrente I, correspondente a uma carga média do capacitor circulando durante um período de tempo Aí, para uma variação AV de tensão em seus terminais, a sua grandeza vale: / = C X — (A) Aí

(13.14)

AV - variação da tensão, em V; Aí - período de tempodurante o qual se variou a tensão. 0 fenômeno de carga edescarga de um capacitor pode ser mais bem entendido com as explanações a seguir. Quando um capacitor é energizado através de uma fonte de corrente contínua, estando inicialmente descarrega­ do, a corrente é muito elevada e este se comporta praticamente como se estivesse em curto-circuito, cuja corrente somente é limitada pela impedância do circuito de alimentação. Após um tempo expresso pela constante de tempo do capacitor, a sua corrente chega a zero, como pode ser visto através da curva da Fig. 13.9. A curva  é expressa pela Eq. (13.15): 7C = / X e~T/Cl (A) (13.15) 1 - corrente inicial de carga no instante da energização, em A; C, - constante de tempo, em s; T - tempo em qualquer instante, em s; Ic - corrente do capacitor no instante T. De acordo com a Eq. (13.15), pode-se verificar que: • no instante da energização do capacitor, a corrente assume o valor máximo, isto é, para T = 0, tem-se: / = / x e~a,c' = / X 1 = / (como observado na curva);

C a p ít u l o T r e z e

Corrente

Fig. 13.9 Descarga

de um capacitor

• quando T é muito grande em relação a C„ tem-se: Ic = / X e~m = 0 (o capacitor está em plena carga e não flui mais corrente de carga). A tensão no capacitor cresce em conformidade com a curva mostrada na Fig. 13.10. A curva B é expressa pela Eq. (13.16): Vc = V x ( l - e ~ T/c')(V ) (13.16) V - tensão correspondente ao capacitor a plena carga, em V; Vc - tensão no capacitor para qualquer instante T, em V.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.4 Um capacitor monofásico de 15 kVAR/220 V/60 Hz é ligado a uma fonte de tensão alternada de mesmo valor. Determinar o valor da energia armazenada no capacitor. De acordo com a Eq. (13.13), tem-se:

C a p a c ito r e s d e P o tê n c ia

569

C = 822fiF (Tabela 13.11) Vm = y [2 x V „ = V 2 X 2 2 0 = 311,1V £ = - X 822 X 10~8 X 311,12 = 39,77 J = 39,77 W.s

2

Em kWh vale: E = 39,77 X 277,8 X 10~9 = 1,1048 X 10~5kWh

E importante saber que o capacitor opõe uma resistência praticamente infinita à passagem da corrente elétrica alternada ou contínua. Pode-se fazer uma comparação entre o funcionamento de um capacitor e o de um sistema hidráulico mostrado na Fig. 13.11. Quando é feita uma pressão no líquido na parte superior do sistema, o êmbolo é deslocado para baixo carre­ gando a mola por compressão, e armazenando nela uma determinada quantidade de energia e, ao mesmo tempo,

Fig. 13.11 Representação comparativa entre um capacitor e um sistema hidráulico

fazendo circular na parte inferior certa quantidade do líquido comprimido. Se for invertido o sentido da pressão, será carregada, agora, a mola superior, fazendo circular o líquido naquela região. Se comprimida a mola inferior, por exemplo, esta armazenará uma determinada quantidade de energia, até que seja feita intencionalmente a sua liberação, ou o líquido vaze através de pequeno orifício feito no sistema (perdas). O êmbolo, no caso, funciona como a resistência, praticamente infinita, do capacitor à passagem da corrente elétrica, representada pelo fluxo do líquido. A mola inferior comprimida e imóvel nesta posição representa o ca­ pacitor carregado por uma fonte de tensão contínua em que, ao ser ligada, faz surgir um fluxo intenso de corrente elétrica numa determinada direção. Analogamente, quando a mola deixa de ser comprimida, isto é, quando a pressão nos dois lados do êmbolo se iguala, cessa o fluxo de líquido. Quando o capacitor está carregado, somente se descarrega depois de algum tempo, por causa das suas perdas internas representadas, por exemplo, por um orifício feito no sistema hidráulico já referido. Se a mola fosse comprimida alternadamente, ora num sentido ora no outro, isto é, se a cada mudança de sentido a mola ficasse carregada, isto representaria o funcionamento do capacitor alimentado por um sistema de tensão alternada. Se a pressão no líquido for superior ao valor máximo admitido pelas paredes do sistema hidráulico, haverá ruptura deste. Isto pode acontecer no capacitor, conforme será visto adiante, quando ele é submetido a uma so­ brecarga de valor superior ao permitido. Esta comparação é muito útil para se entender o funcionamento de um capacitor, que é um equipamento de operação estática igual à de um transformador. Sob a ação de uma fonte de tensão contínua, ao ser energizado, o capacitor se comporta como se o sistema que o alimenta estivesse em curto-circuito. Após algumas constantes de tempo, está plenamente carregado, quando a corrente se anula, mantendo uma tensão V em seus terminais. Quando retirada a fonte de tensão contínua, o capacitor se descarrega na razão - A V/At.

570

C a p ítu lo T re z e

No entanto, quando um capacitor é ligado a um sistema de corrente alternada, continua oferecendo a mesma resistência infinita à passagem desta corrente, porém se submete a um ciclo de carga e descarga numa periodicidade igual à da freqüência do sistema. Assim, quando a onda de corrente está no seu semiciclo positivo, o capacitor está armazenando energia. Quando a onda de corrente passa para o semiciclo negativo, o capacitor se descarrega devolvendo à fonte a quantidade de energia armazenada anteriormente. A quantidade de energia média armazenada por um capacitor pode ser dada pela Eq. (13.17): E = 138,87 X 10“9 XK,! X C

(13.17)

Vm - tensão máxima do período, em V; C - capacidade do capacitor, em F; E - energia armazenada em kWh. Em corrente alternada, tem-se: Vm = j 2 X V eí

(13.18)

O exemplo anterior poderia ser calculado diretamente pela Eq. (13.8), ou seja: E = 138,87 X IO"9 X V* X C = 138,87 X IO"9 X 311,l2 X 822 X IO 6 E = 1,1048 X 10-5 kWh

Ligação dos Capacitores Como qualquer elemento de um circuito, os capacitores podem ser ligados em série ou em paralelo. A ligação em série de um determinado número de capacitores resulta numa capacidade do conjunto dada pela Eq. (13.19): 1 1 , 1 , 1 1 c ~ c x c 2 c 3 + - + c„ (1319) Ce - capacidade equivalente do conjunto, em F; C1; C2, C3 ... C„ - capacidade individual de cada célula capacitiva, em F. Com base nesta equação, pode-se dizer que a capacidade equivalente de um circuito com vários capacitores ligados em série é menor doque a capacidade do capacitor de menor capacidade do conjunto. Assim, dois capa­ citores colocados em sériecujas capacidades sejam, respectivamente, 20 /xF e 30 /x,F, resultam numa capacidade equivalente de: 1 _ i ] l _ C, X C2 _ 20 X 30 _ io Ce ~ C, C2 ~ Q + C 2 ~ 20 + 30 ~~ Ce = — = 0,083 juF = 83 nF 12 A ligação em paralelo de um determinado número de capacitores resulta numa capacidade do conjunto dada pela Eq. (13.20): Ce = C, + C2 + C3 + ...C„ (13.20) Com basenesta equação, pode-se dizer que a capacidade equivalente de um circuito com vários capacitores ligados em paralelo é igual à soma das capacidades individuais das células capacitivas. Considerando que os capa­ citores anteriores de 20 juF e 30 juF sejam ligados em paralelo, determinar a capacidade do circuito equivalente. Ce = C, + C2 = 20 + 30 = 50 fiF

13.4 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS As partes componentes de um capacitor de potência são as descritas a seguir.

Caixa Conhecida também como carcaça, a caixa é o invólucro da parte ativa do capacitor. É confeccionada em chapa de aço com espessura adequada ao volume da célula. A caixa compreende as seguintes partes:

C a pa c it o r e s

de

P o t ê n c ia

571

DRM S.A. C a p a c ito r d e P o tê n c ia - A li Film 2 5 /0 7 /9 4 0765 466815 Capacitância Tensão Nominal Potência 13,80 kV 551,09 u? 25 kVAR Massa Nível de Isolamento Freqüência 15 kg 60 Hz 34/110 kV Categoria de Ordem de Compra Conforme ABNT Temperatura NBR 5289 e 5282 BMP-CE-051 (f N.° de Série

Tipo

Data de Fabricação

Contém Dispositivo Interno de Descarga

FLUIDOCOMBUSTÍVEL WEMCOLCLASSE BIODEGRADÁVEL OSHA III - B CGC 025.984.263/04 -

07

Indústria Brasileira

--------------------------------------------------------------------------------- Fig. 13.12 Placa de identificação

a) Placa de identificação Nela estão contidos todos os dados característicos necessários à identificação do capacitor, de conformidade com a Fig. 13.12.

b) Isoladores

Correspondem aos terminais externos das células capacitivas.

c) Olhais para levantamento

Utilizados para alçar a célula capacitiva.

d) Alças ou suporte para fixação

Utilizadas para fixar a célula capacitiva na sua estrutura de montagem.

Armadura É constituída de folhas de alumínio enroladas com o dielétrico, conforme Fig. 13.13, com espessuras compreen­ didas entre 3 e 6 |xm e padrão de pureza de alta qualidade, a fim de manter em baixos níveis as perdas dielétricas e as capacitâncias nominais de projeto. Eletrodo

Fig. 13.13 Ilustração de uma armadura de capacitor

572

C apítulo Treze

Dielétrico Atualmente existem dois tipos básicos de capacitores quanto ao meio dielétrico:

a) Capacitores do tipo auto-regenerável. São aqueles cujo dielétrico é formado por uma fina camada de filme de polipropileno especial, associada muitas vezes, a uma camada de papel dielétrico (papel kraft) com cerca de 18 |xm de espessura. E necessário que os componentes dielétricos sejam constituídos de materiais selecionados e de alta qualidade, para não influenciar negativamente nas perdas dielétricas.

b) Capacitores do tipo impregnado

São construídos por uma substância impregnante e que será tratada na seção que se segue.

Líquido de Impregnação Até o fim da década de 1970 os capacitores nacionais e mesmo os importados eram impregnados com um líquido denominado ascarel. Por conter substâncias não biodegradáveis, que poderiam provocar manifestações cancerí­ genas nas pessoas que entrassem em contato direto com o líquido, o governo brasileiro proibiu a sua fabricação e utilização. E desprezível a quantidade de células capacitivas impregnadas com ascarel, atualmente em operação. Agora, os fabricantes utilizam, como líquido impregnante, uma substância biodegradável com estrutura mole­ cular constituída de carbono e hidrogênio (Ecóleo 200 - hidrocarboneto aromático sintético). Além de não agredir o meio ambiente, este impregnante apresenta características físicas até superiores ao seu antecessor.

Resistor de Descarga Quando a tensão é retirada dos terminais de um capacitor, a carga elétrica armazenada necessita ser drenada, para que a tensão resultante seja eliminada, evitando-se situações perigosas de contato com os referidos terminais. Para que isto seja possível, insere-se entre os terminais um resistor com a finalidade de transformar em perdas Joule a energia armazenada no dielétrico, reduzindo para 5 V o nível de tensão num tempo máximo de 1 min para capacitores de tensão nominal superior ao valor nominal de até 660 V, e de 5 min para capacitores de tensão no­ minal superior ao valor anterior. Esse dispositivo de descarga pode ser instalado interna ou externamente à célula, sendo mais comum a primeira solução, conforme mostrado na Fig. 13.14.

Terminais da unidade capacitiva

Fig. 13.14 Representação

interna de arranjo de uma unidade capacitiva

Capacitores de Potência

processo de Construção

573

A parte ativa dos capacitores é constituída de eletrodos de alumínio separados entre si pelo dielétrico de polipropileno associado ao papel kraft, formando o que se denomina armadura, bobina ou elemento, conforme visto na Fig. 13.13. Esses elementos são montados no interior da caixa metálica e ligados adequadamente em série, paralelo ou série-paralelo, de forma que resulte na potência reativa desejada ou na capacitância requerida em projeto. O conjunto é colocado no interior de estufas com temperatura controlada por um período aproximado de 3 a 7 dias, tempo suficiente para que se processe a secagem das bobinas, com a retirada total da célula. Neste processo, aplica-se uma pressão negativa da ordem de 10“3mmHg no interior da caixa, acelerando a retirada da umidade. Se a secagem não for perfeita, pode permanecer no interior da célula capacitiva uma certa quantidade de umi­ dade, o que certamente provocará, quando em operação, descargas parciais no interior do capacitor, reduzindo a sua vida útil com a conseqüente queima da célula. Concluído o processo de secagem, mantendo-se ainda sob vácuo toda a célula, inicia-se o processo de impreg­ nação, utilizando-se o líquido correspondente, após o que a caixa metálica é totalmente vedada. O processo continua com a pintura da caixa, recebendo posteriormente os isoladores, os terminais e a placa de identificação. Finalmente, a célula capacitiva se destina ao laboratório do fabricante, onde são realizados todos os ensaios previstos por norma, estando, então, pronta para o embarque. A fim de permitir um melhor entendimento, serão mostrados os tipos de células capacitivas de uso comercial atual. A Fig. 13.15 mostra em detalhes o interior de uma célula capacitiva de baixa tensão do tipo seco. Já a Fig. 13.16 mostra células capacitivas que podem ser montadas em módulos formando células capacitivas de diferentes potências nominais. E de uso bastante prático. A Fig. 13.17 mostra uma célula capacitiva do tipo seco em caixa metálica e de uso atual bastante difundido em instalações de baixa tensão. Para utilização em alta tensão a Fig. 13.18 mostra várias células capacitivas de diferentes potências nominais de tensão 13.800/ \[?> montadas em estrutura de aço galvanizado e de uso bastante intenso pelas concessionárias de energia elétrica. A Fig. 13.19 mostra uma estrutura de banco de capacitores em tensão primária de distribuição (13.800/\pi) muito empregada em subestações de 72,5/13,80 kV, bem como em subestações de 138/13,80 kV.

Terminais-i

Ponto de aterramento

Eletrólito

Unidade capacitiva

Fig. 13.15 Vista interna de uma célula capacitiva

C a p ít u l o T r e z e

/

Célula

capacitiva trifasica

Unidade capacitiva

Unidade capacitiva

Tampa

Fig. 13.16 Células capacitivas de baixa tensão do tipo modular

Conexões

■Caixa m etálica Tampa m etálica

Fig. 13.17 Célula capacitiva de baixa tensão em caixa metálica

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

Terminais

Suporte de fixação Caixa metálica

Fig. 13.18 Células capaci­ tivas de alta tensão de dife­ rentes potências

F u s ív e l

C é lu la cap acitiva

Estrutura m etálica

Chave de m anobra

Fig. 13.19 Banco de capacitores de alta ten­ são: células capacitivas 13.800/V3 V

575

576

Capítulo T reze

13.5 CARACTERÍSTICAS e le t r ic a s Conceitos Básicos Potência nominal

Os capacitores são normalmente designados por sua potência nominal reativa, contrariamente aos demais equipamentos, cuja característica principal é a potência nominal aparente. A potência nominal de um capacitor em kVAR é aquela absorvida do sistema quando este está submetido à tensão e freqüência nominais a uma temperatura ambiente não superior a 20°C (ABNT). Conhecida a potência nominal do capacitor, pode-se facilmente calcular a sua capacitância, através da Eq. (13.21): 1.000 X Pc C = --------------- ~ r 13.21) 2tt X F X V „ 2 ’ Pc - potência nominal do capacitor, em kVAR; F - freqüência nominal, Hz; V„ - tensão nominal, em kV; C - capacitância, em /XF. Para capacitores de até 660 V, a potência nominal não ultrapassa normalmente a 50 kVAr, em células trifásicas e a 30 kVAR, em células monofásicas. Já os capacitores de tensão de isolamento de 2,2 a 15 kV são geralmente mo­ nofásicos com potências padronizadas dos capacitores e outros dados adicionais fornecidos pela Tabela 13.12.

Freqüência nominal

Os capacitores devem operar normalmente na freqüência de 60 Hz. Para outras freqüências é necessário espe­ cificar o seu valor corretamente já que a sua potência nominal é diretamente proporcional a este parâmetro.

Tensão nominal

Os capacitores são normalmente fabricados para a tensão nominal do sistema entre fases ou entre fase e neutro respectivamente para células trifásicas e monofásicas. No caso de capacitores de baixa tensão, cuja maior utilização é em sistemas industriais de pequeno e médio portes, são fabricados para 220,380,440 e 480 V, independentemente de que sejam células monofásicas e trifásicas. Já os capacitores de tensão primária são normalmente fabricados para as tensões de 2.300, 3.810, 4.160, 4.800, 6.600, 7.620, 7.967, 13.200 e 13.800 V. Para tensões superiores, somente são fabricados sob encomenda.

Tensão máxima de operação

Os capacitores podem ser submetidos a uma tensão não superior a 110% da sua tensão nominal. É importante frisar que não é conveniente especificar a tensão do capacitor superior à tensão nominal do sistema no qual vai operar, porque a sua potência nominal fica reduzida na proporção inversa do quadrado da tensão. Isto pode ser percebido na Eq. (13.21). Assim um capacitor de 8,764 kV de tensão nominal e capacitância nominal de 3,456 yuF fornece uma potência nominal de:

2t t X F X C X V ? 277 X 60 X 3,456 X 8,7642 P, = ------------------------ = ----------------- ------------------- = 100 kVAR C1 1.000 1.000 Se este capacitor for operar num sistema cuja tensão nominal seja de 13,8/^3 = 7,967 kV, a potência forne­ cida será agora de: 2 tt X 60 X 3,456 X 7,9672 P„ = ----------------- ------------------- = 82,7 kVAR 2 1.000 Neste caso, verificou-se uma perda de potência de 17,3%. Por outro lado, se a regulação do sistema é precária, o capacitor poderá ficar submetido a sobretensões que reduziriam drasticamente a sua vida útil. Nesta situaçao, muitas vezes prefere-se utilizar, por exemplo, células capacitivas de 8,764 kV em detrimento das células de 7,967 kV.

C a p a c ito r e s d e P o tê n c ia

577

Sobretensão Segundo a NBR 5282, os capacitores devem suportar os seguintes limites de sobretensão: a) 110% da tensão nominal em regime de operação contínua; b) acima de 110% da tensão nominal durante períodos curtos de operação não superiores a 300 ocorrências ao longo de sua vida útil. Neste caso, tem-se: • duração de 6 Hz: 2,2 X Vn; • duração de 15 Hz: 2,0 X Vn\ • duração de 1 s: 1,75 X V„; • duração de 15 s: 1,40 X Vn\ • duração de 1 min: 1,30 X V„; • duração de 5 min: 1,20 X V„; • duração de 30 min: 1,15 X V„.

Sobrecargas

Os capacitores podem suportar uma sobrecarga admissível de até 135% da sua potência nominal, com tensão não superior a 110% da sua tensão nominal, acrescida das eventuais tensões harmônicas a que são submetidas as células capacitivas, como no caso de instalação contendo retificadores. Os capacitores podem operar continuamente com no máximo 180% da sua corrente nominal, em valor eficaz, com até 110% da sua tensão nominal, à freqüência nominal, considerando as eventuais correntes harmônicas. Se a elevação de tensão no sistema é mantida com a operação dos capacitores, pode ocorrer uma saturação no núcleo do transformador, resultando na formação de harmônicas, podendo chegar ao limite de provocar o fenô­ meno de ressonância entre o capacitor e o transformador. Por isso, é recomendável o desligamento do banco de capacitores no período de carga leve da instalação.

Perdas dielétricas

Os capacitores produzem perdas Joule em virtude da corrente que flui no seu meio dielétrico. As perdas médias obtidas nas células capacitivas são: • dielétrico de papel kraft: 2,2 W/kVAR; • dielétrico de papel kraft e filme: 1 W/kVAR; • dielétrico de filme: 0,6 W/kVAR. Chama-se tangente do ângulo de perdas (tg 6) a relação entre as perdas do capacitor e a sua potência reativa, como visto na Fig. 13.20.

13.6 aplicações dos capacitores

derivação

Costumeiramente, os capacitores têm sido aplicados nas instalações industriais e comerciais para corrigir o fator de potência, geralmente acima do limite mínimo estabelecido pela legislação em vigor e que é de 0,92. Além disso, são utilizados com muita intensidade nos sistemas de distribuição das concessionárias e nas subestações de potência, com a finalidade de reduzir as perdas e elevar a tensão do sistema.

Capitulo T reze

Inicialmente, será feito um estudo detalhado sobre a aplicação de capacitores nas instalações comerciais e indus­ triais, destacando-se esta última. Adiante, serão estudadas as aplicações dos capacitores nos sistemas de potência. Na realidade, quando se aplica um capacitor numa fábrica, está-se instalando uma fonte de potência reativa localizada, suprindo as necessidades das cargas daquele projeto, em vez de utilizar a potência reativa do sistema supridor, acarretando sobrecarga e perdas na geração e transmissão de energia. Por esse motivo, as concessionárias aplicam multas severas aos consumidores que não respeitam as limitações legais do fator de potência, pois caso contrário, elas teriam que suprir esta potência a um custo extremamente elevado, acima dos custos requeridos para a instalação de capacitores nas proximidades das cargas consumidoras. Os capacitores-derivação são utilizados em diferentes partes de um sistema elétrico, ou seja:

a) Nos sistemas de geração, transmissão e de distribuição

Neste caso, apresentam as seguintes vantagens: • liberam os geradores para fornecer maior potência ativa ao sistema; • corrigem o fator de potência na geração; • reduzem as perdas nas linhas de transmissão; • melhoram a regulação do sistema elétrico; • elevam o nível de tensão na carga; • reduzem as perdas por efeito Joule na resistência do sistema elétrico; • reduzem as perdas por efeito Joule na reatância do sistema elétrico.

b) Nos sistemas industriais e comerciais

Neste caso, apresentam as seguintes vantagens: • corrige o fator de potência da instalação, evitando o pagamento de potência reativa excedente e de energia reativa excedente; • liberam os transformadores da subestação para fornecer maior potência ativa ao sistema; • liberam os circuitos de distribuição e os circuitos terminais secundários para transportar maior potência ativa; • reduzem as perdas por efeito Joule na resistência do sistema elétrico; • reduzem as perdas por efeito Joule na reatância do sistema elétrico; • elevam o nível de tensão na carga; • aliviam os equipamentos de manobra dos motores quando os capacitores estão ligados junto a seus terminais de ligação. A aplicação correta dos capacitores-derivação numa instalação industrial deve ser precedida de um estudo rigoroso para evitar o dimensionamento de células desnecessárias no ponto de aplicação de duvidosa utilidade. Para melhor entendimento, basta observar com atenção a Fig. 13.21, onde é mostrado o funcionamento de um banco de capacitores num sistema em que a corrente reativa capacitiva é fornecida à carga, liberando o alimentador de parte desta tarefa. Os pontos indicados para a localização dos capacitores numa instalação industrial são:

a) No sistema primário

Neste caso, os capacitores devem ser localizados após a medição no sentido da fonte para a carga. Em geral, o custo final de sua instalação, principalmente em subestações abrigadas, é superior a um banco equivalente, loca­ lizado no sistema secundário. A grande desvantagem desta localização é a de não permitir a liberação de carga do transformador ou dos circuitos secundários da instalação consumidora. Assim, a sua função se restringe somente à correção do fator de potência e só depois à liberação de carga da rede da concessionária.

b) No secundário do transformador de potência

Neste caso, a localização dos capacitores geralmente ocorre no barramento do QGF (Quadro Geral de Força). Tem sido a de maior utilização na prática, por resultar, em geral, em menores custos finais. Tem a vantagem de liberar potência do(s) transformador(es) de força e de poder instalar-se no interior da subestação, local normalmente utilizado para instalação do próprio QGF.

c) No ponto de concentração de carga específica

Quando uma carga especificada, como no caso de um motor, apresenta baixo fator de potência, deve-se fazer a sua correção, alocando um banco de capacitores nos terminais de alimentação desta carga.

579

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

PA = 4 MW Pr = 1,5 MVAR Fp = 0,93 Pt = 4,2 MVA 'PA = 4 MW = 3,5 MVAR :0,75 PPRt =5,3 MVA

2 MVAR

Concessionária

Banco de capacitores 2 MVAR

P4 = 4 MW PR= 3,5 MVAR i ’ P4= 4 MW

Fig. 13.21 Esquema básico para correção do fator de potência de um capacitor

Carga

No caso específico de motores de indução, de uso generalizado em instalações industriais, o banco de capaci­ tores deve ter a sua potência limitada, aproximadamente, a 90% da potência absorvida pelo motor em operação sem carga que pode ser determinada a partir da corrente em vazio e que corresponde entre 20% e 30% da corrente nominal, para motores de IV pólos e velocidade síncrona de 1.800 rpm. A Tabela 13.3 determina a potência máxima do capacitor ou banco que deve ser ligado aos te r m in a is de um motor de indução trifásico. Assim num motor de 100 cv, 380 V/IV pólos, cuja corrente nominal é de 135,4 A, a potência máxima do capacitor será de: /„ = 0,27 X 135,4 = 36,5A PcaP = n/3 X V X I 0 = (V3 X 0,38 X 36,5) X 0,90 = 21 kVAR Pela Tabela 13.3, tem-se: Pcap = 21 kVAR Potência do motor de indução 5 7,5 10 15 20 25 30 40 50 60 75 100 125 150 200 250 300 400 500

Tabela 13.3 Potência máxima dos capacitores ligados a motores de indução Velocidade síncrona do motor, em rpm 3.600

1.800

1.200

900

720

600

3 4 5 6,5 7,5 9 10 12 15 18 21 27 32,5 37,5 47,5 57,5 65 97,5

4 5,5 6,5 8 9 11 12 15 19 22 26 32,5 40 47,5

4,5 6 7,5 9,5 12 14 16 20 24 27 32,5 40 47,5 52,5 65 77,5 87,5 105 115

kVAR 2 2,5 3 4 5 6 7 9 12 14 17 22 27 32,5 40 50 57,5 70 77,5

2 2,5 3 4 5 6 7 9 11 14 16 21 26 30 37,5 45 52,5 65 72,5

2 3 3,5 5 6,5 7,5 9 11 13 15 18 25 30 35 42,5 52,5 60 75 82,5

60

70 80 95 107,5

Capítulo T reze

Esta limitação tem como fundamento o fato de que quando um motor de indução é desligado da rede o seu rotor ainda continua em movimento por alguns instantes devido à inércia. Ademais, o capacitor após ser desligado da rede, juntamente com o motor, mantém uma determinada quantidade de energia armazenada no seu dielétrico, por alguns instantes, o que resulta numa tensão em seus terminais. Nestas condições, o estator do motor ficaria submetido à tensão dos terminais do capacitor e funcionaria como um gerador. No instante em que a impedância indutiva do motor for igual à reatância capacitiva do capacitor se estabelecerá o fenômeno de ferro-ressonância em que a impedância à corrente seria a resistência do próprio bobinado e do circuito de ligação entre motor e capacitor. Por causa disso, surgiriam sobretensões de risco para a integridade do motor e do próprio capacitor. Por motivo econômico, quando um capacitor for instalado junto a um motor de indução, a chave de comando do motor deverá também seccionar e energizar o capacitor, conforme mostra a Fig. 13.22. Nestas condições, a capacidade dos condutores que ligam o capacitor ao circuito terminal do motor não deverá ser inferior a 1/3 da capacidade do circuito de alimentação que supre os terminais do motor. Quando o motor é acionado através de uma chave estrela-triângulo, a ligação do capacitor no sistema deve obedecer ao esquema da Fig. 13.23. Dentro dessas considerações, o estudo pormenorizado das condições da instalação e da carga direcionarão o melhor procedimento para a localização do banco de capacitores necessário à correção do fator de potência ou liberação da carga de uma parte qualquer da planta. Um dos benefícios da instalação de capacitores-derivação é a elevação do nível de tensão. Porém, em instalações industriais ou comerciais, não se usa esse artifício para melhorar o nível de tensão, já que a mudança de tape do transformador é tradicionalmente mais vantajosa, desde que a regulação do sistema de suprimento não venha a provocar sobretensões em certos períodos. O estudo para aplicação de banco de capacitores-derivação pode ser dividido em dois grupos distintos. O pri­ meiro é o estudo para aplicação de capacitores-derivação em instalações industriais em fase de projeto. O segundo estudo é destinado às instalações industriais em pleno processo de operação. A aplicação de capacitores-derivação em ambas as situações será estudada detalhadamente logo a seguir. É importante frisar que a sobrecompensação, isto é, o excesso de potência capacitiva na instalação pode causar sobretensões nas instalações e, conseqüentemente, a queima de equipamentos, principalmente de lâmpadas in­ candescentes. Isso é muito comum quando se instala um banco de capacitores com potência elevada no QGF nas

Fig. 13.22 Representação da ligação de capacitor aos terminais de um motor

C a pa c it o r e s

de

P o t ê n c ia

581

proximidades do transformador da subestação e, no momento de carga leve, mantém-se o referido banco ligado. Esta sobretensão pode ser calculada pela Eq. (13.22):

v- ' v- x ( ‘ - i s )

<>3'22>

Vst - valor da sobretensão, em V; Vns - tensão nominal do secundário do transformador, em V; R - regulação do sistema (Cap. 12).

Instalações em Projeto Na prática, tem-se notado que, durante a elaboração de projetos elétricos de pequenas indústrias, há uma grande dificuldade em em relação aos detalhes técnicos e ao comportamento operativo da planta, tais como: • ciclo de operação diário, semanal, mensal ou anual; • taxa de carregamento dos motores; • cronograma de expansão das atividades produtivas. Estes dados são necessários para a determinação do fator de potência horário no caso de consumidores enquadra­ dos no grupo tarifário horosazonal ou fator de potência médio mensal, no caso de consumidores do grupo tarifário convencional, e previsão dos meios necessários para a sua correção, caso necessário. Porém, em planta de maior porte, o planejamento prevê com razoáveis detalhes todos os itens anteriormente citados e a seguir discriminados.

a) Levantamento da carga do projeto:

O levantamento da carga pode ser realizado de acordo com a Tabela 13.4. • Motores - tipo (indução, rotor bobinado e síncrono); - potência, em cv; - fator de potência; - número de fases; - número de pólos; - freqüência.

582

C a p itu lo T r e z e

Tabela 13.4 Levantamento da carga Setor

Quant.

Motores Potência Total

FP

Quant. -

Lâmpadas F -

I -

-

-

-

-

-

Das 8:00 às 18:00 h Das 6:00 às 20:00 h

A B

20

10

200

0,85

100

7,5

750

0,81

C

25

15

375

0,75

D

30 30

5 25

150 750

0,83 0,85

E

15

15

225

0,73

-

F

3 3

125 40

375 120

0,74 0,83

-

-

-

_

_

_

_

-

-

-

800 150 130

65 40

-

-

I

-

-

-

-

-

.

-

100

Período de funcionamento .........................

Das 6:00 às 20:00 h Das 6:00 às 22:00 h Das 6:00 às 14:00 h Das 16:00 às 24:00 h Das 8:00 às 20:00 h

Das 6:00 às 24:00 h Das 24:00 às 6:00 h Somente 10% da potência total

• Cargas resistivas - potência nominal, em kW; - potência de operação, em kW; - número de fases. • Fomos - tipo (indução eletromagnética, a arco, etc.); - número de fases; - fator de potência. • Máquinas de solda - tipo (transformadora, motogeradora, transformadora retificadora, transformadora à resistência); - número de fases; - fator de potência determinado em teste de bancada. • Iluminação - tipo (incandescente, fluorescente, vapor de mercúrio e vapor de sódio); - reator (alto ou baixo fator de potência). O próprio projetista pode decidir sobre o tipo de reator que uti­ lizará.

b) Ciclo de operação diário, semanal, mensal e anual

Como, em geral, nas indústrias as máquinas operam em grupos definidos, pode-se determinar o ciclo de opera­ ção para cada conjunto homogêneo de carga e depois compor os vários conjuntos, formando a curva de carga que corresponde ao funcionamento da instalação, durante o período considerado. Na prática, determina-se o ciclo de operação diário, considerando-se um dia típico provável de produção normal. Para as indústrias comprovadamente sazonais é importante determinar o seu comportamento durante um ciclo completo de atividade.

c) Determinação das demandas ativa e reativa para ciclo de carga considerado

Como sugestão, pode-se organizar os valores de demanda ativa e reativa, segundo as Tabelas 13.5 e 13.6;

C a p a c ito r e s d e P o tê n c ia

583

Tabela 13.5 Demanda ativa acumulada por período Setor A B C D E F I T

0 -2

8,2 8,2

2 -4

8,2 8,2

4 -6

8,2 8,2

6 -8 147 552 276 182 82 1.239

8 - 10 147 552 276 662 165 182 82 2.066

Período 10- 12 12-14 147 147 552 552 276 276 662 662 165 165 182 182 82 82 2.066 2.066

14- 16 147 552 662 165 182 82 1.790

1 6 -1 8 147 552 276 662 165 182 82 2.066

1 8-20 147 552 276 165 182 82 1.404

2 0 -2 2

22-24

552 276

276

82

82

910

358

2 0 -2 2

22-24

399 243

243

Tabela 13.6 Demanda reativa acumulada por período - kVAR Setor

0 -2

2 -4

A B C D E F I

1,7

1,7

T

1,7

1,7

4 -6

1,7 1,7

155 17

8 - 10 91 399 243 416 155 155 17

Período 12-1 4 10 -12 91 91 399 399 243 243 416 416 155 155 155 155 17 17

905

1.476

1.476

6 -8 91 399 243

1.476

14-1 6 91 399 416 155 155 17

16-18 91 399 243 416 155 155 17

18 -2 0 91 399 243 155 155 17

17

17

1.233

1.476

1.060

659

260

d) Traçado das curvas de demanda ativa e reativa

Com base nos valores finais obtidos nas tabelas mencionadas traçam-se os gráficos das Figs. 13.24 e 13.25, através dos quais o ciclo de operação diário da instalação pode ser visualizado. kW

Fig. 13.24 Curva de carga em kW

584

C a p ít u l o T r e z e

kVAR

Fig. 13.25 Curva de carga em kVAR

Determinação do fator de potência

O fator de potência pode ser determinado por um dos métodos adiante indicados, de acordo com os dados disponíveis ou com a precisão dos resultados.

a) Método dos consumos mensais previstos

Este método baseia-se na determinação dos consumos previstos no ciclo de operação mensal da instalação. Considerando uma indústria de atividade produtiva bem definida, pode-se determinar os consumos de energia ativa e reativa com base no ciclo de operação diário e projetar estes consumos de acordo com os dias trabalhados ao longo de um período do mês comercial, ou seja, 30 dias. Depois, aplicar a Eq. (13.23): Fp

=

.....- ■

(13.23)

V C kWh + Q v A R h

CkWh - consumo de energia ativa prevista no mês, em kWh; CkVARh ‘ consumo de energia reativa prevista no mês, em kvarh.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.5_________________________

_

Considere um projeto em desenvolvimento de uma indústria cujas cargas são conhecidas, segundo um ciclo de operação diário típico, sabendo-se, ainda, que o seu funcionamento é de segunda a sexta-feira, no período compreendido das 6 às 24 horas. Fora do período de sua atividade produtiva, a industria mantém apenas 10% da iluminação normal. Determinar o fator de potência provável. • Levantamento da carga O levantamento da carga conduziu aos resultados constantes na Tabela 13.4. • Determinação das demandas previstas Com base nos valores nominais das cargas, determinam-se as demandas ativa e reativa de cada setor produtivo conside­ rando-se um conjunto homogêneo. • Setor A Pala = 20 X 10 X 0,736 = 147 kW Prea = Paia x *9 [arc cos (0,85)] = 91 kVAR • Setor B Palb = 100 X 0,75 X 0,736 = 55,2 kW Prec = Palb X *9 [ãK cos (0,81)] = 39,9 kVAR

C a pa c it o r e s

de

P o t ê n c ia

585

• Setor C PaK = 25 x 15 x 0,736 = 276 kW Prec = Pato x tg [arc cos (0,75)] = 243 kVAR • Setor D PM = (30 X 5 + 30 X 25) X 0,736 = 662 kW P,ea = {30 x 5 x tg [arc cos (0,83)] + 30 x 25 x tg [arc cos (0,85)]} x 0,736 Pred= 416 kVAR • Setor E Pale = 15 x 15 x 0,736 = 165 kW Pree = Pate x tg [arc cos (0,73)] = 155 kVAR • Setor F Os motores de 125 e 40 cv somente funciona com metade de sua capacidade nominal. (3 X 125 + 3 X 40) X 0,736 = 182 kW P.., = 3X125 r , „ 3X40 — X tg [arc cos (0,74)] + — - — x tg [arc cos (0,83)] x 0,736 P„

■I

Pml = 155 kVAR Iluminação 150.X 24,1 (800 X 65) + (150 X 40) + (130 X 100) + (800 X 11,9) + —

P.» = ---------

1.000

PM = 82 kW (800 x 11,9) x tg [arc cos (0,5)] +

1.000

x 24,11X tg [arc cos (0,9)]

17 kVAR Os fatores de potência 0,5 e 0,9 correspondem, respectivamente, aos reatores de baixo e alto fator de potência utilizados. As perdas em watts dos reatores podem ser encontradas em catálogos de fabricantes, bem como o seu fator de potência. Os reatores simples para lâmpadas fluorescentes de 65 W, apresentam uma perda de 11,9 W com um fator de potência de 0,5, enquanto os reatores duplos utilizados neste exemplo têm perdas de 24,1 W, com um fator de potência de 0,9 (reatores compensados). Com base nos resultados anteriores, foram organizadas as Tabelas 13.5 e 13.6. • Traçado das curvas de carga A partir dos valores totais obtidos da formação das tabelas anteriores, traçam-se as curvas de carga das demandas previstas, ativa e reativa, que compõem um ciclo de carga diário, de acordo com os gráficos das Figs. 13.24 e 13.25. • Cálculo do fator de potência Segundo a Eq. (13.24), é necessário calcular os consumos de energia ativa e reativa para o período de um mês de operação da indústria. Estes valores são obtidos multiplicando-se as demandas ativa e reativa pelo tempo considerado de operação diária e pelo número de dias de funcionamento previsto. O valor do consumo de energia ativa diário é: Ckwhd = (8,2 X 6) + (1.239 X 2) + (2.066 X 8) + (1.790 X 2) + (1.404 X 2) + (910 X 2) + (358 X 2) CkWhd = 27.979 kWh/dia O valor do consumo de energia ativa mensal é: CkWhm = 27.979 X 22 = 615.538 kWh/mês O valor do consumo de energia reativa diário é: CkvARhd = (1,7 X 6) + (905 X 2) + (1.476 X 8) + (1.233 X 2) + (1.060 X 2) + (659 X 2) + (260 X 2) QvARhd = 20.052 kVARh/dia O valor do consumo de energia reativa mensal é: CkvARhm = 20.052 x 22 = 441.144 kVARh/mês O fator de potência médio mensal é:

F„ =

^hWhm

615.538 F. =■ = 0,812 ^615.538’ +441.144=

C a p ít u l o T r e z e

b) Método analítico

Este método se baseia na resolução do triângulo das potências. Cada carga é considerada individualmente, calculando-se a sua demanda ativa e reativa, com base no fator de potência nominal. Após a obtenção dos valores de demanda ativa e reativa, calcula-se o valor de , conforme as Figs. 13.26 e 13.27. Este método, em geral, é empregado quando se deseja obter o fator de potência num ponto determinado do ciclo de carga.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.6 Determinar o fator de potência, na demanda máxima prevista, de uma instalação industrial, cuja carga é composta de: • 25 motores de 3 cv/380 V/IV pólos, com fator de potência 0,73, trifásicos; • 15 motores de 30 cv/380 V/IV pólos, com fator de potência 0,83, trifásicos; • 500 lâmpadas fluorescentes de 40 W, com reator a baixo fator de potência, ou seja, 0,4 em atraso. A iluminação é ligada em 220 V. Para os motores de 3 cv, tem-se: P„3 = 3 X 0,736 X 25 = 55,2 kW Prj = 55,2 X tg [arc cos (0,73)] = 51,6 kVAR Para os motores de 30 cv, tem-se: P.30 = 30 X 0,736 X 15 = 331,2 kW P,30 = 331,2 X tg [arc cos (0,83)] = 222,5 kVAR A carga de iluminação vale: 500X40

500 X15, 3

P, = ------------ + ----------------= 27,6 kW 1.000 1.000 500 x 15,3 x tg [arc cos (0,4)]

1.000

331,2 kW

55,2 kW ^ \ A / > 1=43,1°

oc £

J (t)2 = 33,9°

2

LO

CD LO

(a)

GC

XÍ C\J

(b)

Fig. 13.26 Diagramas vetoriais parciais de potência

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

587

Os triângulos das potências correspondentes a cada conjunto de carga são mostrados nas Figs. 13.26(a), (b) e (c). Compondo os diversos triângulos das potências, tem-se o triângulo resultante, conforme a Fig. 13.27. O fator de potência do conjunto vale: Pa, = 55,2 + 331,2 + 27,6 = 414 kW P„ = 51,6 + 222,5 + 17,5 = 291,6 kVAR p = arc tg—

Pat

= 35,15o 414 Fp = cos 35,15° = 0,817 = arc tg

Instalações em Operação A determinação precisa do fator de potência somente é possível quando a instalação está operando em plena carga. Em geral, não se deve proceder à medição do fator de potência em indústrias recém-inauguradas, em virtude de nem sempre todas as máquinas estarem em operação de regime, a não ser que isto não seja verdadeiro para os casos em questão.

Determinação do fator de potência efetivo

O fator de potência de uma instalação industrial poderá ser alterado se algumas providências de ordem admi­ nistrativas forem executadas: • desligar da rede os motores operando em vazio; • manter energizado somente um transformador da subestação, quando a indústria está operando em carga leve, ou somente com a iluminação de vigia; • substituir os motores superdimensionados por células de menor potência. Para a determinação do fator de potência pode ser adotado um dos métodos analisados a seguir.

Método dos consumos médios mensais

Este é um dos métodos mais simples conhecidos. É empregado com certa freqüência pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. E aplicado em consumidores do grupo tarifário convencional ou de baixa tensão. Consiste em tabular os consumos de energia ativa e reativa fornecidos na conta emitida pela concessionária. É conveniente que sejam computadas as contas de energia correspondentes a um período igual ou superior a seis meses. Caso a indústria apresente sazonalidade de produção, é necessário considerar este fato, aumentando-se o período do estudo, por exemplo, para doze meses. Com os resultados obtidos pela média aritmética dos valores tabulados, emprega-se a Eq. (13.23).

588

C a p ítu lo T r e z e

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.7 Considerar uma indústria cujos consumos mensais foram organizados segundo a Tabela 13.7. Determinar o fator de potência médio da instalação. Aplicando a Eq. (13.23), tem-se: 18.070 =0,72 ^/18.0702 +17.3962

Tabela 13.7 Consumos médios Mês

Consumo kW h

kVAR

Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

17.580 19.410 20.070 18.480 15.320 17.560

17.900 18.720 19.400 17.560 13.200 17.600

Soma

108.420

104.380

Média

18.070

17.396

Método analítico

Este método é o mesmo explanado na seção Determinação do Fator de Potência (b).

Método das medições diretas

Existem no mercado nacional diversos aparelhos com múltiplas funções que registram o fator de potência horário, além das grandezas de demanda ativa, reativa, etc. São de fácil manuseio e os valores registrados são transferidos para um microcomputador na forma de planilha Excel. A partir dessa planilha são mostradas as dife­ rentes curvas das grandezas registradas. Para exemplificar, pode-se observar as curvas de potência ativa, reativa e fator de potência respectivamente registradas nas Figs. 13.28, 13.29 e 13.30. Curva de carga - kW 6.000 5.000 • ro 4.000 ■ C(0 3.000 E0 2.000 Q 1.000 ■

-

-

T — I----------------------------------- 1---------- 1------------ 1------------ 1------------ 1------------ 1---------

t*'


\'V Horas

Fig. 13.28 Curva de carga ativa diária (kW)

C a pa c it o r e s

de

P o t ê n c ia

589

Curva de demanda reativa - kVAR 4.500.0 4.000.0 3.500.0 3.000.0 ® 2.500,0

x>(0 c 2 .000,0 (0 ECl) 1.500.0 1 .000,0

D

Fig. 13.29 Curva de carga reativa diária (kVAR)

500.00 0,0

& Horas

Fator de potência horário

Fig. 13.30 Curva de fator de potência diária

Horas

A Fig. 13.31 mostra a parte frontal de um aparelho com múltiplas funções e utilizado também para registro do fator de potência. Esses aparelhos, quando acompanhados de funções de subtensão, sobretensão transitória, registros de harmônicos e distorção harmônica, etc., são normalmente denominados de analisadores de rede.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.8 Considerar a medição feita numa determinada indústria, através de um registrador gráfico, cujo resultado está mostrado nas Figs. 13.28, 13.29 e 13.30. Podem-se obter os resultados esperados diretamente pela curva do fator de potência mostrada na Fig. 13.30. Através dos gráficos das curvas de demanda ativa e reativa obtêm-se os diversos valores instantâneos do fator de potência. Para o horário de ponta de carga que corresponde às 18:30 horas nos gráficos das Figs. 13.28 e 13.29, tem-se: Fp = cos = cos arctg F„ = cos 4> = cos arctg

J

kVAFA kW

(I

300 = 0,87

100

Considerando que a carga leve desta instalação ocorre no horário de 4:30 horas, no gráfico da Fig. 13.28, o fator de potência nesta condição vale:

F„ = cos iji = cos arctg

= 0,98

590

C a p ítu lo T r e z e

Como será visto mais adiante, é necessário estudar criteriosamente a locação de bancos de capacitores nesta instalação, a fim de que, em carga leve, o fator de potência não se torne capacitivo, o que não é o caso do exemplo em questão.

Estudos para Aplicações Específicas Liberação da potência instalada em transformação A instalação de capacitores na rede de tensão inferior de uma instalação libera potência em kVA das unidades de transformação em serviço. A capacidade de potência liberada pode ser calculada segundo a Eq. (13.24):

P= L V

co^ ' | P- X sen^ p? p

P‘2 X

i

XP

(13.24)

Pi - potência, em kVA, liberada em transformação; Pc - potência dos capacitores utilizados, em kVAR; , - ângulo do fator de potência original; Ps - potência instalada em transformação, em kVA. Muitas vezes, é necessária a implantação de uma determinada máquina numa indústria em funcionamento, onde a subestação está operando com sua capacidade plena para um dado fator de potência. Em vez de ampliar a potência da subestação com gastos elevados, pode-se instalar um banco de capacitores, de sorte que reduza a potência reativa fornecida através da subestação, aliviando os respectivos transformadores.

Fig. 13.31 A n a lis a d o r d e re d e

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

591

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.9 Um projeto industrial tem uma potência instalada de 1.500 kVA, com dois transformadores de 750 kVA, em paralelo. O fator de potência medido é de 0,87, para uma demanda máxima de 1.480 kVA. Desejando-se fazer um aumento de carga com a instalação de um motor de 150 cv, com fator de potência de 0,87, calcular a potência dos capacitores necessária a fim de evitar alteração nas unidades de transformação. 150X0,736 ■P, ' 0,87 x 0,95 " 133,5 kVA

17 = 0,95 (rendimento do motor)

Ps = 1.500 kVA , = arc cos (0,87) = 29,54° Da Eq. (13.24), pode-se explicar 0 valor de Pc na equação do 1 ° grau: P02 - (2 x P, x sen , + 2 x Ps x sen $,) x Pc + (2 x Ps x P, + f f ) = 0 P/ - [2 x 133,5 x sen (29,54°) + 2 x 1.500 x sen (29,54°)] x Pc + 2 x 1.500 x 133,5 + 133,52 = 0 P/ - 1.610 XPC X 418.332 = 0 +1.610 ± ./l.6 1 0 2 - 4X1X418.332 p =. -------- --------1----------------------------------------2X1

PC1 =1.284 kVAR PC2 = 325 kVAR Analisando os dois resultados liberados pela equação do 1 ° grau, pode-se determinar 0 valor do banco de capacitores que técnica e economicamente mais satisfaz ao caso em questão. Aplicando-se a Eq. (13.24), com os valores de Pc, e PC2, tem-se: 1 - 1,2842 X cos229,54° 1.284 x sen 29,54° - 1 X 1.500 1.5002 1.500 0,667 + 0,422 - 1) X 1.500 = 133 kVA ! 1,2842 x cos2(29,54°) | 1.284 x sen (29,54°) X 1.500 1.5002 1.500 0,667 + 0,422 -1 ) X 1.500 = 133 kVA Logo, percebe-se que a solução mais econômica é adotar um banco de capacitores de 325 kVAR, ou seja: P’ = 6 X 50 + 1 X 25 = 325 kVAR

kVAR

(a)

Fig. 13.32 Diagrama de potência

(b)

Este resultado pode ser comprovado através do triângulo das potências, de acordo com as Figs. 13.32 (a) e (b), isto é: Pto = 1.480 X 0,87 = 1.287 kW Pk„, = 1.287 + 150 X 0,736 = 1.397 kW 1 'íQ7 PkVA1= l ^ i = 1.605 kVA 0.87 PkVARi = 1 -605 x sen (arc cos 0,87) = 791 kVA PkVAR2 = 791 - 325 = 466 kVAR PkVA2 = ^/1.3972 + 4662 = 1.472 kVA Assim, pode ser adicionado à instalação um motor de 150 cv, e o carregamento dos transformadores ainda é reduzido para 1.472 kVA, após a instalação de um banco de capacitores de 325 kVAR. ________________

592

C a p ítu lo T r e z e

Liberação da capacidade de carga de circuitos terminais e de distribuição

À semelhança do processo em que se pode obter potência adicional da subestação, muitas vezes é necessário acrescer uma determinada carga, por exemplo, num CCM (Centro de Controle de Motores), tendo-se como fa­ tor limitante a seção do condutor do circuito de distribuição que liga o QGF ao referido CCM. A instalação de capacitores no barramento do CCM poderá liberar a potência desejada. A Eq. (13.25) permite conhecer o valor desta potência: P, = ------------ P< X Xdr-------------(kVA) Xcir X sen 6 + Rcir X co s^,

(13 25) v

Xcir - reatância do circuito para o qual se quer liberar carga, em íl; Rcir - resistência do circuito para o qual se quer liberar carga, em íl; - ângulo do fator de potência original.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.10 Desejando-se instalar num determinado CCM um motor de 100 cv, com fator de potência 0,87, e sabendo-se que a demanda medida no seu circuito terminal é de 450 A e que ocondutor tem seção de 300 mm2 (limite de corrente de 475 A), determinar a quantidade de capacitores e a potência nominal necessária para evitara troca dos condutores. O fator depotência medido no barramento de CCM é de 0,71.0 circuito terminal mede 150 m. Da Eq. (13.25) pode-se explicitar o valor de Pc, ou seja: _ P,x(Xclrx sen , + Rcl, x cos ,) c X 100 X 0,736 P ~ 0,87 X 0,92 ’ =91,9kVA R = 0,0781 míl/m (Tabela 4.30); X = 0,1068 mft/m (Tabela 4.30). 0,0781X150 1.000 = 0 ’0117in ^=21^68X 150 1.000 % = arc cos (0,71) = 44,76° _ 91,9 x [0,01602 x sen (44,76°) + 0,01171 x cos (44,76°)] ' 0,01602 Pc = 112,4 kVAR Para a aplicação deste resultado deve ser estudada a viabilidade econômica entre a substituição do condutor e a instalação do banco de capacitores de 120 kVAR. Nesse caso, poderia ser constituído um banco de capacitores de: p = 3 X 40 = 120 kVAR

Redução das perdas

As perdas nos condutores são registradas nos medidores de energia da concessionária e o consumidor paga pelo consumo desperdiçado. A Eq. (13.26) permite que se determine a energia economizada num período anual: Rcir X Pc X (2 X Pd X sen <*>, - Pc) X 8.760 (13.26) E. = --------- 1---------------- ------1.000 X Vcl

Ee - energia anual economizada, em kWh; Pd - demanda do circuito, em kVA; Rcir - resistência do circuito para o qual está-se calculando as perdas, em íl; Vcir - tensão composta do circuito, em kV.

C a pa c it o r e s

Banco de capacitores

de

P o t ê n c ia

593

Banco de reatores

Fig. 13.33 Banco de capacitores e reatores de um compensador estático

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.11 Considerando as condições do exemplo anterior, sem a instalação do motor de 100 cv, determinar a economia anual em dólares com a instalação do banco de capacitores de 100 kVAR no circuito de distribuição. A tensão entre tases vale 380 V. 0,01171X 100 x [2 x 296,1 x sen (44,76°) - 100] x 8.760 E° ~ 1.000 x0,382 Rcjr = 0,011710 Pc = 100 kVAR P „= s [3 x 0,38 X 450 = 296,1 kVA Ee = 22.518 kWh/ano A economia em dólares é: Tc = US$ 0,06872/kWh (valor admitido) Ecr = 22.518 X Tc = 22.518 X 0,06872 = US$ 1.547,43/ano

Melhoria do nível de tensão

A instalação de capacitores num sistema conduz ao aumento do nível de tensão, como conseqüência da redu­ ção da corrente de carga e da redução efetiva da queda de tensão nos circuitos terminais e de distribuição. A Eq. (13.27) indica o valor percentual do aumento da tensão no circuito:

594

C a p ítu lo T r e z e

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.12 Considerando o exemplo da seção Liberação da Capacidade de Carga de Circuitos Terminais e de Distribuição, determinar o aumento do nível de tensão no circuito de distribuição. A1/ 120X0,01602 A = ---------- :-------- = 1,33% 10 X 0,382

É importante frisar que a melhoria do nível de tensão deve ser encarada como uma conseqüência natural da instalação dos capacitores para corrigir o fator de potência ou outra solução desejada para um caso particular da instalação. Como já comentado anteriormente, não é uma prática economicamente viável a utilização de bancos de capa­ citores para elevação de tensão em instalações industriais, quando é mais eficaz trocar a posição dos tapes do(s) transformador(es) da subestação, desde que a regulação do sistema o permita. No entanto, nas redes de distribuição das concessionárias é comum a instalação de bancos de capacitores como um meio de elevar o perfil de tensão do sistema. Podem ser utilizados bancos de capacitores fixos ou automáticos.

Compensação estática

A compensação estática é empregada onde é exigido um controle rápido e contínuo de potência reativa. Este controle pode ser exercido através dos compensadores estáticos que são equipamentos formados por capacitoresderivação e reatores controlados eletronicamente por um sistema de supervisão. Antes da eletrônica de potência, a compensação estática era realizada por compensadores síncronos associados ao banco de capacitores constituídos de vários módulos, conectados em série às pontes tiristorizadas de controle. Associado ao banco de capacitores existe um conjunto de reatores formando o sistema de compensação, de conformidade com a Fig. 13.34. Em geral, o banco de capacitores está ligado ao sistema de potência através de transformadores elevadores. O sistema de controle do compensador estático introduz ou retira os módulos de capacitores do sistema de potência, de forma que seja mantida a tensão dentro dos limites estabelecidos de projeto. A compensação estática é empregada notadamente em sistemas de transmissão de energia elétrica ou em cargas industriais de grande porte dotadas de operação oscilante, tais como os fornos de indução de indústrias siderúrgicas. Também é empregada para diminuir os efeitos de redução da tensão durante a partida de motores elétricos de indução. Existem diferentes tipos de tecnologias empregadas na concepção de um compensador estático, ou seja: • capacitor comandado por tiristores; • reator controlado a tiristores e banco de capacitor fixo; • reator chaveado por tiristores e banco de capacitores comandado por tiristores.

Fig. 13.34 Esquema básico de um com­ pensador estático

C a p a c ito r e s d e P o tê n c ia

595

A Fig. 13.34 mostra um esquema básico de um compensador estático do tipo reator chaveado por tiristores e capacitor comandado por tiristores. Os principais benefícios de um sistema de compensação estática são: • regularização da estabilidade dinâmica do sistema; • regularização da estabilidade do sistema em regime permanente; • amortecimento das oscilações subsíncronas; • redução do nível de flicker (este assunto pode visto no livro do autor Instalações Elétricas Industriais, 6.a ed., Rio de Janeiro, LTC, 2001); • redução dos níveis de sobretensão; • redução dos desequilíbrios de tensão e corrente.

13.7 CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA Como ficou evidenciado anteriormente, é de suma importância para o industrial manter o fator de potência de sua instalação com valor igual ou superior a 92%, índice estabelecido pela ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. A correção do fator de potência em sistemas de potência será tratada mais adiante. Agora, serão estudados os métodos utilizados para corrigir o fator de potência, quando já é conhecido o valor atual medido ou determinado. Para melhoria do fator de potência, podem-se indicar algumas soluções que devem ser adotadas, dependendo das condições particulares de cada instalação.

Meios Utilizados para a Correção do Fator de Potência Modificações na rotina operacional

Esta orientação deve ser dirigida, por exemplo, no sentido de manter os motores em operação a plena carga, evitando o seu funcionamento em vazio, ou desligar os mesmos quando a carga está desacoplando do eixo. Um exemplo clássico é o motor para esmeril.

Instalação de motores síncronos superexcitados

Os motores síncronos podem ser instalados exclusivamente para a correção do fator de potência ou podem ser acoplados a alguma carga da própria produção, em substituição, por exemplo, a um motor de indução. Praticamente, nenhuma destas soluções é adotada devido ao seu alto custo e dificuldades operacionais. Os motores síncronos, quando utilizados para corrigir o fator de potência, funcionam geralmente com carga constante. A seguir, será feita uma análise de sua operação nesta condição. • Motor subexcitado Corresponde à condição de baixa corrente de excitação, na qual o valor da força eletromotriz induzida nos pólos do estator (circuito estatórico), é pequena, o que acarreta a absorção de potência reativa da rede necessária à formação de seu campo magnético. Assim, a corrente estatórica mantém-se atrasada em relação à tensão. • Motor excitado para a condição de fator de potência unitário Partindo da condição anterior e aumentando-se a corrente de excitação, obtém-se uma elevação da força ele­ tromotriz no campo estatórico, cuja corrente ficará em fase com a tensão de alimentação. Dessa forma, o fator de potência assume o valor unitário e o motor não necessita de potência reativa da rede para a formação do seu campo magnético. • Motor sobreexcitado Qualquer elevação de corrente de excitação a partir de então proporciona o adiantamento da corrente estatórica em relação à tensão aplicada, fazendo com que o motor funcione com fator de potência capacitivo, fornecendo potência reativa à rede.

596

C a p ítu lo T r e z e

Instalação de capacitores-derivação

Esta é a solução mais empregada na correção do fator de potência de instalações industriais, comerciais e dos sistemas de distribuição e de potência. A determinação da potência do capacitor por quaisquer dos métodos adiante apresentados não deve implicar um fator de potência capacitivo, em qualquer ponto do ciclo de carga da instalação. E necessário, portanto, fazer uma verificação posterior ao cálculo tomando como base o estudo da curva de carga. Muitas vezes é necessária a operação dos bancos de capacitores em frações, cuja potência manobrada não deva permitir um fator de potência capacitivo, a fim de se evitar a sobrecompensação. A correção de fator de potência de motores, aplicando banco de capacitores em seus terminais, deve ser feita com bastante critério, para evitar a queima do equipamento, como já mencionado. Já as máquinas de solda, que trabalham normalmente com baixo fator de potência, quando compensadas indi­ vidualmente, devem obedecer às seguintes recomendações: • Máquinas de solda a transformador A potência máxima do capacitor é de: Pc = 0,50 X Pm (13.28) P,m- potência nominal do transformador da máquina de solda, em kVA. • Máquinas de solda com transformador retificador Pc = 0,10 X Plm (13.29)

a) Método analítico

A determinação da potência dos capacitores para elevar o fator de potência de Fpl para Fn pode ser feita com base na Eq. (13.30), de acordo com a Fig. 13.35. Pc = Pa X (tg0, - tg«fc) (13.30) Pa, - potência ativa, em kW; , - ângulo do fator de potência original; 2 - ângulo do fator de potência pretendido. Na Fig. 13.35, Prei significa a potência reativa da rede antes da instalação dos capacitores e Pre2, a potência reativa da rede após a instalação dos capacitores.

Fig. 13.35 Diagrama de potência

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.13 Corrigir o fator de potência da instalação citada no Exemplo de Aplicação 13.5 do valor original de 0,812 para 0,95, conside­ rando o período de demanda máxima, determinando o banco de capacitores necessário. <£, = arc cos (0,812) = 35,70° 2 = arc cos (0,95) = 18,19° P„ = 2.066 x [tg (35,70°) - tg (18,19°)]

C a pa c it o r e s

de

P o t ê n c ia

597

Pc = 805 kVAR Logo, o banco de capacitores é de:

^=c 8 2505 = 16

A/c = 16 capacitores de 50 kVAR

b) Método tabular Este método é uma conseqüência da tabulação da diferença de tangentes da Eq. (13.30), considerando-se uma série de ângulos do fator de potência original e do fator de potência desejado. A Eq. (13.31) permite o cálculo da potência procurada dos capacitores: Pc = Pal X Atg (13.31) Atg - valor encontrado na Tabela 13.8 Tabela 13.8 Tabela auxiliar para correção do fator de potência Fator de potência corrigido -Fp2

Fator de potência original (Fp,)

0,85

0,86

0,87

0,88

0,89

0,90

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

0,50 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 0,57 0,58 0,59

1,11 1,07 1,02 0,98 0,94 0,89 0,86 0,82 0,78 0,75

1,14 1,09 1,05 1,03 0,96 0,92 0,89 0,85 0,81 0,77

1,16 1,12 1,07 1,03 0,99 0,95 0,91 0,87 0,84 0,80

1,19 1,14 1,10 1,06 1,02 0,98 0,94 0,90 0,86 0,83

1,22 1,17 1,13 1,08 1,04 1,00 0,96 0,92 0,89 0,85

1,25 1,20 1,16 1,11 1,07 1,03 0,99 0,96 0,92 0,88

1,27 1,23 1,19 1,14 1,10 1,06 1,02 0,98 0,95 0,91

1,30 1,26 1,22 1,17 1,13 1,09 1,05 1,01 0,98 0,94

1,33 1,29 1,25 1,20 1,16 1,12 1,08 1,05 1,01 0,97

1,37 1,32 1,28 1,23 1,19 1,15 1,12 1,08 1,04 1,00

1,40 1,36 1,31 1,27 1,23 1,19 1,15 1,11 1,07 1,04

1,44 1,39 1,35 1,31 1,26 1,22 1,19 1,15 1,11 1,08

1,48 1,43 1,39 1,35 1,31 1,26 1,23 1,19 1,15 1,12

1,53 1,48 1,44 1,39 1,35 1,31 1,28 1,24 1,20 1,16

1,59 1,54 1,50 1,45 1,42 1,37 1,34 1,30 1,26 1,22

1,73 1,69 1,64 1,60 1,56 1,52 1,50 1,44 1,40 1,37

0,60 0,61 0,62 0,63 0,64 0,65 0,66 0,67 0,68 0,69

0,71 0,68 0,64 0,61 0,58 0,55 0,52 0,49 0,46 0,43

0,74 0,70 0,67 0,64 0,61 0,57 0,54 0,51 0,48 0,45

0,76 0,73 0,70 0,66 0,63 0,60 0,57 0,54 0,51 0,48

0,79 0,74 0,72 0,69 0,66 0,63 0,60 0,57 0,54 0,51

0,82 0,78 0,75 0,72 0,68 0,65 0,62 0,60 0,56 0,53

0,85 0,81 0,78 0,75 0,72 0,68 0,65 0,62 0,59 0,56

0,88 0,84 0,81 0,77 0,74 0,71 0,68 0,65 0,62 0,59

0,91 0,87 0,84 0,81 0,77 0,74 0,71 0,68 0,65 0,62

0,94 0,90 0,87 0,84 0,80 0,77 0,74 0,71 0,68 0,65

0,97 0,93 0,90 0,87 0,84 0,80 0,77 0,74 0,71 0,68

1,00 0,97 0,93 0,90 0,87 0,84 0,81 0,78 0,75 0,72

1,04 1,00 0,97 0,94 0,91 0,88 0,84 0,81 0,78 0,76

1,08 1,05 1,01 0,98 0,95 0,92 0,88 0,86 0,83 0,80

1,13 1,09 1,06 1,03 0,99 0,96 0,93 0,90 0,87 0,84

1,19 1,15 1,12 1,09 1,06 1,02 0,99 0,96 0,93 0,90

0,70 0,71 0,72 0,73 0,74 0,75 0,76 0,77 0,78 0,79 0,80

0,40 0,37 0,34 0,31 0,30 0,26 0,23 0,21 0,18 0,15 0,13

0,43 0,40 0,37 0,34 0,31 0,29 0,26 0,23 0,21 0,18 0,15

0,45 0,42 0,40 0,37 0,34 0,31 0,29 0,26 0,23 0,21 0,18

0,48 0,45 0,42 0,39 0,37 0,34 0,31 0,29 0,26 0,23 0,21

0,51 0,48 0,45 0,42 0,40 0,37 0,34 0,31 0,29 0,26 0,23

0,53 0,51 0,48 0,45 0,42 0,40 0,37 0,34 0,32 0,29 0,26

0,56 0,53 0,54 0,48 0,45 0,42 0,40 0,37 0,34 0,32 0,29

0,59 0,56 0,54 0,51 0,48 0,45 0,43 0,40 0,37 0,35 0,32

0,62 0,60 0,57 0,54 0,51 0,48 0,46 0,43 0,40 0,38 0,35

0,66 0,63 0,60 0,57 0,54 0,52 0,50 0,46 0,44 0,41 0,39

0,69 0,66 0,63 0,60 0,58 0,55 0,52 0,50 0,47 0,44 0,42

0,73 0,70 0,67 0,64 0,61 0,59 0,56 0,53 0,51 0,48 0,46

0,77 0,74 0,71 0,68 0,66 0,63 0,60 0,58 0,55 0,52 0,50

0,82 0,79 0,76 0,73 0,70 0,68 0,65 0,62 0,60 0,57 0,54

0,88 0,85 0,82 0,79 0,76 0,74 0,71 0,68 0,66 0,63 0,61

1,33 1,30 1,26 1,23 1,20 1,17 1,14 1,11 1,08 1,05 1,02 1,00 0,96 0,93 0,91 0,88 0,85 0,83 0,80 0,77 0,75

0,81 0,82 0,83 0,84

0,10 0,08 0,05 0,02

0,13 0,10 0,08 0,05

0,16 0,13 0,10 0,08

0,18 0,16 0,13 0,10

0,21 0,18 0,16 0,13

0,24 0,21 0,19 0,16

0,27 0,24 0,21 0,19

0,30 0,27 0,24 0,22

0,33 0,30 0,28 0,25

0,36 0,33 0,31 0,28

0,39 0,37 0,34 0,32

0,43 0,40 0,38 0,35

0,47 0,44 0,42 0,39

0,52 0,49 0,47 0,44

0,58 0,55 0,53 0,50

0,72 0,70 0,67 0,64

598

Capítulo Treze

Tabela 13.8 Tabela auxiliar para correção do fator de potência (Cont.) Fator de potência original ( F p J 0,85 0,86 0,87 0,88 0,89 0,90 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99

Fator de potência corrigido - F p 2 0,85

0,86

0,87

0,88

0,89

0,90

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

0,00

0,03 0,00

0,05 0,02 0,00

0,08 0,05 0,02 0,00

0,11 0,08 0,05 0,03 0,00

0,13 0,11 0,08 0,05 0,03 0,00

0,16 0,13 0,11 0,08 0,05 0,03

0,19 0,16 0,14 0,11 0,08 0,06

0,22 0,20 0,18 0,15 0,12 0,09

0,26 0,23 0,20 0,18 0,15 0,12

0,29 0,26 0,24 0,21 0,18 0,15

0,33 0,30 0,27 0,25 0,22 0,19

0,37 0,34 0,31 0,29 0,26 0,23

0,41 0,39 0,36 0,34 0,31 0,28

0,47 0,45 0,42 0,39 0,37 0,34

0,62 0,59 0,56 0,54 0,51 0,48

0,00

0,03 0,00

0,06 0,03

0,09 0,06 0,03

0,13 0,09 0,06 0,03

0,16 0,13

0,20 0,17 0,14

0,25 0,22 0,19 0,16 0,12 0,09 0,05

0,31 0,28 0,25 0,22 0,18 0,15

0,45 0,42 0,39 0,36 0,33 0,29 0,25 0,20 0,14

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,00 0,10 - 0,00 0,07 0,11 - 0,00 0,04 0,08 - 0,00 0,04 - 0,00 0,11 - 0,00 0,06 - 0,00

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.14 Corrigir o fator de potência do Exemplo de Aplicação 13.5 do valor original de 0,812 para 0,95. Para F„ =0,812 (fator de potência original) e Fn =0,95 (fator de potência corrigido), tem-se: Atg = 0,39 (Tabela 13.8) Pc = 2.066 x 0,39 = 805 kVAR

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

599

c) Método gráfico Este método é baseado no gráfico da Fig. 13.36. As escalas das potências ou consumos ativo e reativo podem ser multiplicados por qualquer número arbitrário, de preferência, múltiplo de 10. Conhecendo-se o fator de potência original Fn e desejando-se corrigi-lo para um valor F basta conhecer a demanda ativa e obter no gráfico a demanda reativa P„v Com o mesmo valor da demanda ativa, encontrar para Fp2 o valor da demanda reativa. A diferença dos valores na escala das potências reativas corresponde à potência necessária dos capacitores. As escalas da Fig. 13.36 podem ser utilizadas com os valores de consumo ativo e reativo da instalação.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.15 Calcular o fator de potência de uma instalação cuja demanda medida foi de 877,4 kVA para um fator de potência de 0,832. Desejando-se corrigi-lo para 0,950, calcular a potência nominal necessária dos capacitores. Pat = 877,4 X 0,832 = 730 kW Para Pa, = 730 kW e F„, = 0,832 -> P,„t = 480 kVAR Para Pal = 730 kW e FK = 0,950 -> P:ú2 = 238 kVAR Pc = 480 - 238 = 242 kVAR Poderão ser utilizadas 5 células de 50 kVAR, ou seja: P4P Nc = — = 4,84 = 5 células de 50 kVAR

13.8 LIGAÇÃO DOS CAPACITORES EM BANCOS Os capacitores podem ser ligados em várias configurações, formando bancos, cujo número de células deve ser limitado, em função de determinados critérios, a serem posteriormente estudados. A Fig. 13.37 ilustra um banco de capacitores formado por diversas células capacitivas montadas em estrutura metálica sobre coluna de isoladores. A formação mais comum dos bancos de capacitores é:

Fig. 13.37 Banco de capacitores

600

C a p ítu lo T r e z e

Configuração em Estrela Aterrada Neste tipo de arranjo, as células capacitivas podem ser ligadas tanto em série como em paralelo, conforme as Figs. 13.38 e 13.39.

Fig. 13.38 Ligação em série de um banco estrela aterrada

Fig. 13.39 Ligação em paralelo de um banco estrela aterrada

Esse tipo de arranjo só deve ser empregado em sistemas cujo neutro seja efetivamente aterrado, o que normal­ mente ocorre nas subestações de potência dos sistemas elétricos das concessionárias e das instalações industriais. Dessa forma, esse sistema oferece uma baixa impedância para a terra às correntes harmônicas, reduzindo subs­ tancialmente os níveis de sobretensão em virtude dos harmônicos referidos. Não é recomendável a utilização de banco de capacitores contendo apenas um único grupo série, por fase, de células capacitivas, conforme será estudado posteriormente. Isto se deve ao fato de o banco apresentar, em cada fase, uma baixa reatância, resultando em elevadas correntes de curto-circuito e, em conseqüência, proteção fusíveis individuais de elevada capacidade de ruptura. Esse tipo de arranjo não deve ser empregado em sistemas cujo ponto neutro é isolado, pois se estaria criando um caminho de circulação das correntes de seqüência zero, o que poderia ocasionar elevados níveis de sobretensão nas fases não atingidas, quando uma delas fosse levada à terra. Esse tipo de arranjo oferece uma vantagem adicional sobre os demais, quando permite que um maior número de células capacitivas possa falhar sem que atinja o limite máximo de sobretensão de 10%.

Configuração em Estrela Isolada Esse tipo de arranjo pode ser utilizado tanto em sistemas com neutro aterrado como em sistemas com neutro isolado. Por não possuírem ligação com a terra, os bancos de capacitores em estrela isolada não permitem a circulação de correntes de seqüência zero, nos defeitos de fase e terra. As Figs. 13.40 e 13.41 mostram a ligação básica deste tipo de arranjo, tanto com a ligação dos capacitores em série como em paralelo. Como resultado de manobras ou pela eliminação das células defeituosas ou com a operação dos seus respec­ tivos fusíveis, os bancos de capacitores com esta configuração permitem que o potencial de neutro atinja o valor do potencial de fase, devendo-se neste caso isolar o banco para a tensão de fase. Esse tipo de configuração apresenta como vantagem a insensibilidade quanto à circulação das correntes de terceira harmônica. Uma análise de custo, neste tipo de arranjo, para um banco de tensão mais elevada, 13,8 kV por exemplo, pode torná-lo antieconômico, devido à sua isolação à terra, comparando-se com outros arranjos.

C a p a c ito r e s d e P o tê n c ia

Fig. 13.40 Ligação em série de um banco estrela isolada

601

Fig. 13.41 Ligação em paralelo de um banco estrela isolada

Configuração em Tlriângulo (delta)

Este tipo de arranjo geralmente só é utilizado em banco de capacitores ligados à rede secundária. Sua ligação é mostrada nos esquemas básicos das Figs. 13.42 e 13.43, tanto para as células capacitivas em série como em paralelo. Esse tipo de configuração não permite a circulação de correntes de terceira harmônica. Essas correntes circulam no A em fase entre si, anulando-se. Quando uma das células capacitivas é eliminada pelo fusível correspondente, durante a ocorrência de um defeito, no caso de bancos formados por um único grupo de capacitores em série, não se verifica a ocorrência de sobretensão nas células remanescentes.

Fig. 13.42 Ligação em série de um banco delta

Configuração em Dupla Estrela Isolada

Fig. 13.43 Ligação em paralelo de um banco delta

Este tipo de arranjo somente é utilizado em bancos de grande capacidade. A Fig. 13.44 mostra as ligações básicas com capacitores em série. Como no caso de uma única estrela isolada, essa configuração é insensível à circulação de correntes de seqüên­ cia zero. De modo semelhante, o neutro está sujeito à tensão de fase, quando da eliminação de células capacitivas pelos fusíveis correspondentes ou por ocasião de manobras no banco.

602

C a p ít u l o T r e z e

Fig. 13.44 Células em série de um banco dupla estrela isolada

13.9 DIMENSIONAMENTO DE BANCOS DE CAPACITORES

A potência total de um banco de capacitores, independente do nível de tensão do sistema, é ditada pela neces­ sidade da potência reativa determinada em projeto. Porém, o arranjo e o número de células capacitivas formando os grupos correspondentes devem obedecer a determinadas precauções. No caso de bancos de capacitores secundários, a potência nominal das células padronizadas pode ser obtida nas Tabelas 13.10 e 13.11. Para potência de até 30 kVAR/60 Hz são comercializados tanto capacitores monofásicos como trifásicos, nas tensões de 220 - 380 - 440 e 480 V. Para potências superiores a 30 kVAR e não superiores a 50 kVAR, são fornecidas somente células capacitivas trifásicas. No caso de banco de capacitores primários (tensão igual ou superior a 2,2 kV), as células são fornecidas nas potências nominais de 25, 50, 100 e 200 kVAR, sendo de maior emprego as de 100 kVAR. As tensões nominais de fabricação normalmente são: 2,20 - 2,40 - 3,80 - 6,64 - 7,62 - 7,96 - 12,70 - 13,20 - 13,80 - 14,40 kV, conforme Tabela 13.12. A utilização de capacitores de menor ou maior potência nominal é uma questão, a princípio, econômica na formação do banco. Porém, outros parâmetros estão envolvidos na determinação da potência unitária das células capacitivas em função do número de capacitores utilizado por grupo. Um número reduzido de grupos de capa­ citores em série por fase ou um número pequeno de capacitores em paralelo por grupo e por fase pode implicar sobretensões, quando da eliminação de uma ou mais células do grupo pela atuação dos fusíveis correspondentes. Dessa forma, o número de células em paralelo por grupo e por fase está diretamente comprometido com o ní­ vel de sobretensão nos capacitores remanescentes, cujo valor não deve superar as determinações da NBR 5282 - Capacitores de Potência - Especificação , que é de 110% da tensão nominal da célula. Para cada configuração, o número mínimo de capacitores em paralelo por grupo e por fase é diferente, bem como as tensões e correntes resultantes, e cuja análise será feita adiante. Em qualquer tipo de arranjo, quando ocorre um defeito no interior de um capacitor ligado em paralelo num determinado grupo, todas as células remanescentes descarregam a energia armazenada no núcleo do capacitor que apresentou o defeito. Dessa forma, costuma-se dimensionar o número máximo de capacitores em paralelo, que compõe determinado grupo por fase, de sorte que a energia a ser transferida para o capacitor danificado não seja superior a 10.000 W X s. Com isso, pretende-se garantir que não haja explosão, ou mesmo que leve à ruptura da caixa metálica da célula capacitiva. Esse procedimento implica que os grupos não sejam compostos por células capacitivas cuja potência supere os 3.100 kVAR por fase, o que significa uma potência muito elevada e satisfaz a maioria das aplicações. Outro procedimento muito importante no dimensionamento de bancos de capacitores é a limitação da quantidade de potência capacitiva que se pode manobrar, a fim de não permitir uma elevação de tensão superior a 10%.

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

603

A Eq. (13.32) revela a carga máxima capacitiva que pode ser manobrada simultaneamente para limitar a eleva­ ção de tensão na barra da subestação, em AV%. Este valor depende do nível de curto-circuito presente na barra, ou seja: Pmâx = 10 X Pcc X AV% (kVAR) (13.32) Pmáx - potência máxima reativa a ser manobrada, em kVAR; Pcc - potência de curto-circuito na barra da subestação, em MVA; AV% - sobretensão resultante da manobra de Pmix. Finalmente, para dimensionar corretamente um banco de capacitores, deve-se adotar as seguintes prescri• a célula capacitiva pode ser especificada para uma tensão nominal igual ou inferior à máxima tensão prevista para operação do sistema. Deve-se, também, avaliar quanto ao aspecto de rendimento do capacitor que, nestas condições, fica reduzido; • escolher, de preferência, células capacitivas de maior potência nominal, visando reduzir a relação custo/kVAR instalado; • limitar o número de células capacitivas eliminadas para não causar uma sobretensão no sistema superior a 10%; • limitar o número de estágios do banco, de sorte a não provocar sobretensão superior a 10%, durante a ma­ nobra de energização destes estágios; • limitar em 3.100 kVAR a potência máxima de um grupo de capacitores em paralelo por fase.

Configuração em Estrela Aterrada ou Triângulo

A determinação do número de células capacitivas em paralelo, que deve ter um banco ligado em estrela aterrada ou triângulo para não permitir uma sobretensão superior a 10%, quando são eliminadas uma ou mais células, pode ser feita de acordo com a Eq. (13.33): 11XAÍ XÍJV - l )

Nmcp = -------^ -------- 1 gs

(13.33)

Nmcp- número mínimo de capacitores em paralelo em cada grupo série por fase;

N - número de grupos em série por fase; N„ - número de células capacitivas eliminado de um único grupo série. É bom frisar que, nesse caso, quando há somente um grupo de capacitores em série por fase e a proteção fusível de uma célula capacitiva atuar, não ocorrerá sobretensão nas células remanescentes do grupo. Neste caso, Ngs = 1, resultando em Nmcp = 0. No caso de vários grupos em série por fase, a tensão resultante nas demais células capacitivas em paralelo do mesmo grupo, quando da queima da proteção fusível de Nce capacitores, pode ser dada pela Eq. (13.34):

v„ = V„* x -----^ NT---------Ngsx(Ncpce) + N„ (kV)

(13.34)

Deve-se ter: Vur 3* Vc Vc - tensão em cada grupo, quando todas as células estão em operação; Vfn - tensão entre fase e neutro do sistema, em kV; Ncp - número de capacitores em paralelo em cada grupo série; Vur - tensão resultante nas células remanescentes do mesmo grupo com Ncecapacitores excluídos em kV. Para se determinar a tensão nos outros grupos em série (Ngs > 1) da mesma fase, pode-se utilizar a Eq.

(13.35):

V8r = VM X ---------NV ~ N« --------Ngs X [Nv - Nce) + Nce Deve-se ter: Vgr < Vc Se o banco está ligado na configuração triângulo, a tensão tomada será entre fases, Vff, em vez de Vfn.

(13 35)

604

C a p ítu lo T r e z e

A determinação da corrente que circula na fase afetada pela saída dos Nce capacitores pode ser dada pela Eq. (13.36): (13.36) /„ - corrente nominal de fase do banco, em A. A corrente que circula para a terra através do neutro do sistema quando são excluídos Nce capacitores de um grupo vale:

/, = /„ X ----------7— — ----------------------------------------------------------------- c-------N gsx ( N cp- N „ ) + N"

Configuração em Estrela Isolada

O número mínimo de células em paralelo por grupo e por fase para limitar em 10% a sobretensão nas células remanescentes do grupo com Nce capacitores fora de operação vale: 11 X Ncr X Í3 X N„ - 2) = --— *----------------- -- ’ 3 X Ngs

N

(13.38)

Para um arranjo onde há um ou mais grupos em série por fase, contendo cada um deles uma determinada quan­ tidade de capacitores ligados em paralelo, a queima de um elo fusível ou mais em uma ou mais células capacitivas acarreta um desequilíbrio no sistema cuja tensão nas células capacitivas remanescentes do grupo considerado pode ser bastante elevada, de acordo com a Eq. (13.39): 3 X N„ Vur = V,„ X --^ --------------------- — (13.39) >3 X N gsx ( N cp- N ct) + 2 X N C' Deve-se ter: Vur > Vc Vc é a tensão em cada grupo, quando este é operado com todas as suas células capacitivas. A tensão nos grupos restantes (Ngs > 1) da mesma fase vale: 3 X |[ Ncp- N .) 1 3 X Ngs X | | + 2XAí„ Deve-se ter: Vgr < Vc Neste caso, a tensão é sempre inferior à tensão de neutro do grupo. A corrente que circula na fase é dada pela Eq. (13.41): 3 X ^ X 1 K ~ - N ct)1 i = I x -------" ^ ^ ^ ------3 X Nss X |K - - N ct)) + 2 X N „

(13.41)

A tensão entre o neutro e a terra, com a queima de Nce capacitores de um determinado grupo, vale: v„ = vf„ X

--------------7----^ -----r------------/n 3 X N gsx ( N cp- N ce) + 2 X N ce

Configuração em Dupla Estrela Isolada

(13.42)

O arranjo de um banco de capacitores exige precauções para que após a eliminação de uma ou mais células capacitivas, por meio da queima de seus elementos fusíveis, a tensão nas células remanescentes não ultrapasse a

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

605

10% da sua tensão nominal, conforme já foi frisado anteriormente. A Eq. (13.43) fornece o número mínimo de capacitores que deve ter cada grupo série por fase para que esta prescrição seja atendida, quando o banco está ligado na configuração em dupla estrela isolada. llXN„x(6XAJ„-5) N -

~

-----------------------------------------------------------------------

Assim, a tensão que resulta nas células sobejantes do mesmo grupo vale: 6 X N CP V" = X 6r Xc »N, gíx ( N cp- N cí) + 5 X N t

< 1 3 '4 3 >

(13.44)

Deve-se ter: Vur > Vc Conseqüentemente, a tensão em cada um dos demais grupos (para Ngs> 1) da fase afetada vale: „ . 6 x (n „ - n „ ) f " ' V’ X í x » „ x K - » . ) + S x * .

<13«>

Deve-se ter: Vgr < Vc A corrente que circula entre os neutros após a eliminação de uma ou mais células capacitivas de um determi­ nado grupo vale: ld ~ Imí X 6 X N „ X ( N V - N a ) + 5 X N „

(13’46)

V corrente que circula na meia fase do banco.

Se o neutro do bancode capacitores está à terra através de uma impedância elevada, a tensão que ocorre entre o neutro e a terra, apósa eliminação de uma ou mais células capacitivas, vale: V' ' f ‘ X 6 X » , X ( » , \ ) t i x » .

<13-47»

Configuração em Dupla Estrela Aterrada O número mínimo de capacitores em paralelo por grupo e por fase a fim de que a tensão nas demais células do mesmo gruponão ultrapasse a10%,quando uma ou mais células são eliminadas dogrupo pela abertura do elo fusível, é dado pela Eq.(13.48),considerando-se que o banco esteja ligado com o ponto médio interligado em cada uma das meias fases. Para melhor compreensão, analisar a Fig. 13.68. No caso, por exemplo, denomina-se de meia fase para a fase S da Fig. 13.67, aquela em que estão ligados os grupos E t F. A outra meia fase corresponde àquela em que estão ligados os grupos G &H. Para melhor entendimento, considerar nas explicações posteriores que as células danificadas e tomadas como referência são as do grupo G da Fig. 13.67. N „ X Í 2 2 X N gs - 3 X N )

Nmcp = — — i----------------------------- - --------—' 2 X N gs A tensão que aparece nas demais células do mesmo grupo (grupo G) atingido vale: 2X N cd V.r = VM X 2 X N gs — x ( N cp------ Nf^ce)v +. 3—X N7,ce

(13.48)

(13-49)

Vj„ - tensão fase e neutro aplicada ao grupo em análise. A tensão Vur deve ser superior à tensão em cada grupo do banco considerado com todas as suas células em operação (Vc), isto é: V' nr > V' r

606

C a p ít u l o T r e z e

Neste caso, a tensão a que ficam submetidos os grupos sobejantes (Ngs > 1) da mesma meia fase, que corres­ ponde ao grupo H da Fig. 13.67, vale: vsr =

V„ x

2 X Nss

2 X |[ N " ~ ~7 77'

X I[ n

cp

N -)1 - í v „ ) + 3 X /V„ ~

, / r 7 _______

Deve-se ter: Vgr < Vc A tensão a que fica submetido cada um dos grupos da outra meia fase correspondente, isto é, o grupo E pode ser calculada de acordo com a Eq. (13.51): 2 X N gs X | { N c p ~ N C' ) + 4 X N « V„ = Vf„ X 2 X Njs X |{ N c„ - N „ ) ) + 3 X N gsX Nce <13-51) Deve-se ter: Vgr > Vc A tensão resultante em cada um dos grupos restantes localizados na outra metade do circuito, dividido com a instalação do TC, isto é, aqueles que correspondem aos grupos F e H da Fig. 13.67, vale: 2 X N X Í N CP — Nce) + 2 X N„ Vgr = V,, X ------------ ” { ^ ------------— * 2 X N ] S X (Ncp - N ce + 3 X iV „ X N ce

(13.52)

Deve-se ter: Vgr < Vc A corrente que circula nos grupos da meia fase em que ocorreu a falta, isto é, grupo G no caso da Fig. 13.67, 2 X W x ( N cp — Nce) id = l , x 2................ X N „ x (r..N cp-K Nr. ce)x +. 3 X N „

:

( 13.53)

Imf - corrente nominal da meia fase do banco. Deve-se ter: ld < /„ A corrente que circula nos grupos restantes, localizados na outra metade do circuito, dividido com a instalação do TC, isto é, nos grupos F e H da Fig. 13.67, vale: 2 X N esx ( N cp- N „ ) + 3 X N ce Deve-se ter: Id < A corrente que circula nos grupos das meias fases correspondentes ao grupo defeituoso, isto é, o grupo E da Fig. 13.67, vale: / x

2x

» , x K - » . ) m

» .

2 X N gsx ( N cp- N „ ) + 3 X N ce

Sendo que: Id > Imf A corrente que circula nos TCs instalados, conforme Fig. 13.67, vale: I = / , X -------------- , 2 X Nce -------------'C m/ 2 X N g, x ( N cp- N ce) + 3 X N ct

(13.56)

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

607

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.16 Uma subestação industrial necessita de cerca de 3.600 kVAR de potência reativa para compensação. O sistema é de 69 kV primário, em triângulo, e de 13,2 kV no secundário, em estrela aterrada. Determinar a configuração do banco de capacitores a ser ligado no secundário. • número mínimo de capacitores em paralelo em cada grupo e por fase. A potência por fase é: p

fi = 3S00 =

2 0 Q k V A R /fa s e

3 3 Arbitrando-se, inicialmente em 2, o número de grupos em série por fase, tem-se: pg = !? ° 9 = 600 kVAR 2 Logo, o número mínimo de capacitores por grupo e por fase para a condição de estrela aterrada e apenas uma célula ex­ cluída vale: a(

^ ^ x N c e x ( N gs- ^ )

11X1X(2-1)

Ngs

2

„„

„

• A potência de cada célula vale: p = § °° = iookVAR 6

Logo, a potência nominal de cada célula vale: Pc = 100 kVAR A Fig. 13.45 mostra a configuração adotada. A tensão de cada célula é de: Vc = - x ^ f = = - x = 3,81 kV 2 2 ^3 Se fosse cogitado apenas um grupo de capacitores em série teria: N *¥mcp

11XÍ1-1) = -------5^1------ = 0

Poder-se-ia arranjar o banco com células de 100 kVAR de 7,62 kV, de acordo com a Fig. 13.46, empregando 12 células por fase no único grupo de cada fase. Esta configuração não é recomendável devido à baixa reatância e elevada corrente de curto-circuito. • A potência total do banco seria: P, = 12 X 100 X 3 = 3.600 kVAR Considerando que no banco, mostrado na Fig. 13.45, houvesse a exclusão de dois capacitores na fase R, determinar as tensões resultantes nas células capacitivas remanescentes, no grupo série não afetado, e a corrente que circularia na fase onde estão instalados os referidos grupos de capacitores. A tensão nas quatro células restantes do grupo vale: N K = V* x N g, x ( N c p - N c. ) + N e, V„, =

----- j-Ç — -----= 4,57 kV yfã 2 X (6 - 2) + 2

• A tensão no grupo série não afetado vale:

y = y x _____~ ty»________

“ N9Sx [N cp- N c.) + Nce 13,2 (6 - 2 )

K ~ 43 X2 x (6 -2 ) + 2 - 3 ’

Logo, a sobretensão nas quatro células do grupo afetado é de:

C a p ít u l o T r e z e

• Percentualmente, a redução da tensão no grupo não afetado da mesma fase A vale: 3 ,8 1 -3 ,0 4

V„ = ---------- — 8

3,81

X 100 = 20,2%

• A corrente na fase R vale: Ngs

x ( N cp - N ce)

Ngsx (N cp- N cs) + Nc. 2X6X100 .. /„ = ---------- = 157,4 A 1 3 ,2 /v 3

=

157,4

2X Í6-2)125,9 A

X ------7-i-----=

2 x (6 -2 ) + 2

• A redução da corrente é de: 1 5 ^ 4 -1 2 ^ 9 x1 0 0 = 2Q% 157,4

Fig. 13.45 Ligação de cé­

lulas em paralelo e grupos série na configuração estrela aterrada

Fig. 13.46 Ligação de

células em paralelo e um grupo série na configu­ ração estrela aterrada

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

609

É comum adotar-se para banco de capacitores com potência superior a 1.800 kVAR a configuração de dupla estrela isolada, por causa da redução de custo na formação do banco. No caso do exemplo anterior haveria seis capacitores de 100 kVAR/7,62 kV em cada fase de cada estrela, de acordo com a Fig. 13.47.

Análise dos Tipos de Ligação de Banco de Capacitores A partir dos estudos anteriormente efetuados podem ser feitas as seguintes considerações sobre a ligação de banco de capacitores:

Bancos conectados em triângulo

a) Vantagens da ligação em triângulo

• Não há circulação de correntes harmônicas. • Conexão em redes elétricas com tensão inferior a 2.400 V.

b) Desvantagens da ligação em triângulo

• Custo elevado da proteção, especialmente quando é necessária a proteção diferencial. • Sensibilidade moderada dos relés de sobrecorrente, notadamente quando se trata de grandes bancos, onde o desequilíbrio de corrente é muito pequeno comparativamente à corrente nominal.

Bancos conectados em estrela com neutro aterrado

a) Vantagens da ligação em estrela com neutro aterrado

• • • •

Maior número de capacitores com defeito antes que se atinja o limite de 10% de sobretensão. Custo de instalação inferior ao custo de outras configurações. Ocupação de uma pequena área. O banco de capacitores é autoprotegido contra corrente de descargas atmosféricas, já que fornece uma via de escoamento para essas correntes. Em alguns casos pode-se dispensar a proteção de pára-raios.

b) Desvantagens da ligação em estrela com neutro aterrado

• As proteções devem ser dotadas de filtros contra terceiras harmônicas. • Pode haver interferência nos circuitos de comunicação por causa do fluxo de terceira harmônica para a terra. • A proteção de desequilíbrio de corrente através de relés sensíveis pode apresentar falhas.

610

C a p ítu lo T r e z e

Bancos conectados em estrela com neutro isolado

a) Vantagens da ligação em estrela com neutro isolado

• As correntes de defeito são limitadas pela impedância das fases não atingidas. • Não há circulação de correntes harmônicas de terceira ordem.

b) Desvantagens da ligação em estrela com neutro isolado

• O neutro deve ser isolado para a tensão de fase, em virtude de surtos de manobra.

Bancos conectados em dupla estrela isolada

a) Vantagens da ligação em dupla estrela isolada

• Não há circulação de correntes harmônicas de terceira ordem. • Banco de baixo custo.

b) Desvantagens da ligação em estrela com neutro isolado

• Uso de células capacitivas em quantidade superior a de outros esquemas para satisfazer ao número mínimo de células capacitivas em paralelo. • O neutro deve ter o mesmo nível de isolamento do sistema. • É necessário dispor de maior área para instalação do banco, comparativamente com outros esquemas.

13.10 EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES

Em geral, os capacitores ligados às redes de baixa tensão são manobrados juntamente com carga a que estão corrigindo. No caso típico de capacitores ligados aos terminais de motores, a chave de acionamento do motor serve para manobrar os capacitores. No entanto, se os capacitores estão ligados em grupos de acordo com o comportamento da carga da instalação, é necessário que a manobra dos diversos grupos que compõem o banco seja feita por estágios. A Fig. 13.48 mostra um controle de grupos da capacitores por estágios, manobrados por contactores tripolares cujo comando parte do controlador automático de fator de potência (CFP).

Fig. 13.48 Controle

de banco de capaci­ tores por grupo

C a p a c ito r e s d e P o t ê n c i a

611

É importante salientar que, no momento da ligação de um banco de capacitores, este se apresenta para o sistema como uma condição de curto-circuito, absorvendo uma elevada corrente, que é limitada apenas pela impedância da rede. Já o desligamento de capacitores é uma manobra menos severa, pois que este não procura manter a corrente que absorve, como acontece com uma carga indutiva, a exemplo de um motor de indução. Dessa forma, os contatos das chaves de manobra, ao ligar um capacitor ou banco, são extremamente solicitados pela corrente inicial, devendo-se dimensionar estas chaves para correntes bem superiores à sua capacidade nomi­ nal. O fechamento dos contatos das chaves deve ser simultâneo para as três fases, a fim de se evitar a formação de arco elétrico, extremamente danosa para a vida dos contatos. No caso de capacitores de baixa tensão o seu desligamento da rede não provoca, em geral, a formação de arco nos contatos da chave. A NBR 5060 estabelece que os equipamentos de manobra, controle e proteção devem ser projetados para su­ portar permanentemente uma corrente igual a 1,3 vezes a corrente dada, para uma tensão senoidal de valor eficaz igual à tensão nominal, na freqüência nominal.

Bancos Secundários Os bancos de capacitores trifásicos de baixa tensão podem ser manobrados através dos seguintes equipamen­ tos:

a) Chave seccionadora tripolar

Neste caso, a chave seccionadora tripolar deve ser de abertura em carga cuja corrente mínima nominal é dada pela Eq. (13.57): Ich 5* 1,35 X Ic (13.57) Ich - corrente mínima nominal da chave, em A; Ic - corrente do banco de capacitores.

b) Contactores magnéticos

A corrente nominal dos contatores é dada pela Eq. (13.58): l co ^ 1,5 X l c (13.58) A Tabela 13.9fornece a capacidade dos contactores de fabricação Siemens em função da maior potência do banco de capacitores que pode manobrar. Os contactores são normalmente utilizados quando se deseja manobrar o banco de capacitores a distância ou quando o banco é seccionado e se deseja manobrar as diversas seções do banco automaticamente através de sen­ sores de tensão, corrente, fator de potência, etc.

c) Disjuntores São muito empregados na manobra de banco de capacitores. A corrente de ajuste da unidade térmica deve ser feita através da Eq. (13.59): Ia ^ 1,35 X I, (13.59) Tabela 13.9 Contactores para capacitores - Siemens Contator

Corrente

Tipo 3TF43 3TF44 3TF45 3TF49 3TF50 3TF52 3TF54 3TF56 3TF57 3TF69

(A) 22 35 45 85 110 170 250 400 475 700

Potência do Capacitor - kVAR 220 V 3 5 12,5 20 25 40 60 90 130 200

380 V 5 10 20 30 40 60 100 160 240 340

440 V 5 10 25 40 50 80 120 180 260 400

C a pítu lo T be ze

Um caso particular interessante é a manobra de bancos de capacitores para compensar individualmente motores de indução trifásicos. Algumas prescrições devem ser observadas, como será visto a seguir. a) É economicamente importante seccionar simultaneamente o motor e o capacitor ou banco. Neste caso, a potência do banco de capacitores deve ficar limitada a 90% da potência do motor em operação em vazio. Em média, os motores trifásicos com velocidade síncrona de 1.800 rpm apresentam uma corrente de cerca de 27% da corrente nominal quando funcionam em vazio. Logo, a potência máxima do banco de capacitores trifásicos pode ser dada aproximadamente pela Eq. (13.60): Pc 0,420 X Vm X Im (13.60) Pc - potência máxima trifásica do banco de capacitores, em kVAR; Vm- tensão nominal entre fases do motor, em kV; /„, - corrente nominal do motor, em A. A Tabela 13.3 fornece mais especificamente a potência máxima dos capacitores que devem ser ligados aos motores de acordo com as respectivas potências nominais. A Fig. 13.49 mostra um esquema básico de ligação simultânea de um banco de capacitores e o motor correspondente.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.17 Calcular a potência máxima que deve ter um banco de capacitores monofásicos, ligado segundo a Fig. 13.49, para corrigir o fator de potência do motor de 150 cv, IV pólos, 380 V/60 Hz, cuja corrente nominal é de 194,2 A. Ao se aplicar a Eq. (13.60), considera-se o banco de capacitores como uma célula capacitiva trifásica, ou seja: Pc =s 0,420 x Vm x lm Pc =s 0,420 X 0,38 X 194,2 Pc =s 30,9 kVAR A potência unitária dos capacitores, no caso da utilização de células capacitivas monofásicas, é de:

QQQ O

P,o = £^ f = 10,3kVAR Logo, cada capacitor deve ter uma potência nominal de 10 kVAR/60 Hz e o banco deve ser ligado de acordo com a Fig. 13.49. Caso fosse utilizada uma célula trifásica, sua potência seria de 30 kVAR. Consultando-se a Tabela 13.3, seria obtido o mesmo resultado.

Fig. 13.49 Representação de um banco de capacitores operando nos terminais de um motor

C apacitores d e P otência

613

b) Se a potência do capacitor ou banco de capacitores obrigar a utilização de uma chave independente do motor para manobrar o referido banco, será utilizada a configuração conforme mostra a Fig. 13.50. A chave que desligar o motor deve ser intertravada com a chave que desligar o banco de capacitor. c) Se o motor é acionado através de uma chave estrela-triângulo o capacitor ou banco deve permanecer ligado à rede durante a manobra de comutação da chave, da posição estrela para a posição final em triângulo. A Fig. 13.51 mostra esquematicamente a ligação correta de um banco de capacitor aos terminais de um motor acionado através de uma chave estrela-triângulo. O circuito de comando do esquema anterior está mostrado na Fig. 13.52.

Fig. 13.50 Representação de banco de capacitores ope­ rando com comandos inde­ pendentes

Fig. 13.51 Banco de capacitores ligados a um motor com partida através de chave estrela-triângulo

C a p ít u l o T r e z e

1

Fig. 13.52 Esquema elétri­ co básico correspondente à Fig. 13.51

2

3

4

5

6

C1, C2, C3, C4 - Contactores; C1.1, C2.1... - Contatos auxiliares dos contactores C1, C2,...; RT - Relé de tempo; L - Botoeira desliga; CRT - Contato do relé de tempo; LSR - Lâmpada de sinalização vermelha; RTER - relé térmico.

No caso de motores com rotor bobinado, os capacitores devem ser ligados aos terminais de saída da chave de comando do motor, conforme mostra a Fig. 13.53, restringindo-se a sua potência às condições estabelecidas para os motores de indução com rotor em curto-circuito. Se o motor de indução, com rotor em curto-circuito, é acionado através de uma chave compensadora automática ou não, o capacitor deve ficar ligado aos terminais de cargas de saída da referida chave, conforme a ligação da Fig. 13.54. Nos motores acionados através de chave softstart, os capacitores podem ficar conectados nos terminais de carga da referida chave.

Fig. 13.53 B a n c o d e c a p a c ito ­ r e s lig a d o a o s te rm in a is d e u m m o to r c o m r o to r b o b in a d o

C apacitores d e P otência

615

Bancos Primários A interrupção de correntes em circuitos capacitivos submete os equipamentos de manobra a severas condições de operação. Como se sabe, os capacitores armazenam uma certa quantidade de energia, mantendo, mesmo após desenergizados, tensão nos seus terminais. Dessa forma, quando o equipamento de manobra realiza a operação de abertura de um banco de capacitores logo após a sua desenergização, os seus terminais de fonte estão submetidos à tensão resultante da carga armazenada pelo capacitor. Dentre os equipamentos de manobra, os mais indicados para operação de capacitores são:

a) Disjuntores a SF6

Estes equipamentos, que utilizam uma câmara de interrupção a gás hexafluoreto de enxofre (SF6), praticamente não permitem a reignição do arco. Se isto eventualmente vier a acontecer, o gás tem a capacidade de absorver a energia gerada pelo arco não permitido danos no equipamento.

b) Disjuntores a vácuo

São também equipamentos extremamente eficazes na operação de bancos de capacitores, capazes de interromper correntes capacitivas independentemente do seu valor.

c) Disjuntores a óleo

Devem ser especificados com determinadas características que possam atender às particularidades de abertura de correntes capacitivas com bom desempenho. Um destes requisitos é a inserção temporária de um resistor série em cada pólo do disjuntor com a finalidade de restringir a reignição do arco.

d) Chaves a óleo

Muito utilizadas na manobra de bancos de capacitores automáticos instalados em postes nas redes aéreas das concessionárias de energia elétrica. Alguns fabricantes adotam o mesmo princípio de inserção de um resistor aplicado aos disjuntores a óleo mineral. Não devem operar na condição de curto-circuito.

616

C a p ítu lo T r e z e

13.11 TRANSITÓRIOS EM BANCOS DE CAPACITORES

Os bancos de capacitores quando em operação podem provocar no sistema fenômenos de sobrecorrente e sobretensão que podem causar danos tanto nas próprias células capacitivas do banco, como em outros equipamentos ligados ao sistema em questão.

Sobrecorrentes

As sobrecorrentes provocadas pelos bancos de capacitores podem ser analisadas sob dois aspectos básicos, que são as correntes resultantes da energização do banco e as correntes de contribuição durante os processos de curto-circuito no sistema ou no próprio banco.

Corrente de energização

Quando se energiza um capacitor ou um banco, surge uma elevada corrente transitória de alta freqüência e pequena constante de tempo que depende dos seguintes fatores: • capacitância do circuito; • indutância do circuito; • tensão residual dos capacitores no momento de sua energização; • valor da tensão senoidal no momento da ligação do banco. A corrente de energização de um único banco de capacitores é inferior à corrente de curto-circuito subtransitória, verificada nos terminais do banco, não se constituindo em nenhuma limitação quanto ao dimensionamento do disjuntor, que deve ser adequado para suportar a corrente de defeito. O valor da corrente durante a energização do banco de capacitores, considerando-se que não exista nenhum outro ligado ao barramento, pode ser dado através da Eq. (13.61): Ic = 1,69X 7. x j ^ s .

V

(13.61)

Ic - corrente máxima de crista, em A; P„ - potência nominal do banco de capacitores, em kVAR; Pcc - potência de curto-circuito trifásica no ponto de instalação do banco, em kVA; /„ - corrente nominal de banco de capacitores, em A. A freqüência desta corrente pode ser calculada de acordo com a Eq. (13.62): FC= F „X

V

Hz)

(13.62)

As equações anteriores são aproximadas, considerando-se, sem valor, a contribuição da resistência do circuito para efeito do amortecimento do transitório. Além disso, também se considera que os capacitores estejam descarregados e não haja nenhuma corrente residual.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.18 Calcular a corrente de energização de um banco de capacitores ligado em triângulo, com potência nominal de 1.800 kVAR/13.80 V, na freqüência de 60 Hz. Calcular também a freqüência desta corrente. A potência de curto-circuito na barra da subestação, onde está ligado o banco, é de 250 MVA. De acordo com a Eq. (13.61), tem-se: lc =1,69x/„ x ^ | -

i J 9 0 _ _ £ 3A

V

3 X 13,8

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

617

lc = 1.449 A (valor do pico) A freqüência da corrente de energização vale:

F- - F- Xã

Sobretensões Como já foi abordado anteriormente, de modo sucinto, a desenergização de um banco de capacitores provoca fenô­ menos transitórios de sobretensão que podem levar o sistema a situações perigosas. É que, estando a tensão atrasada da corrente de 90° elétricos, quando se efetua o seccionamento do circuito, a corrente é interrompida na sua primeira passagem por zero, quando, neste instante, a tensão está no seu valor máximo. No semiciclo seguinte, como o capa­ citor mantém a tensão nos seus terminais em razão de sua carga acumulada, a tensão resultante entre os terminais do disjuntor, os de linha e os de carga, atinge o dobro da tensão da rede conforme pode ser observado na Fig. 13.55.

Fig. 13.55 Sobretensão na desenergização do banco de capacitores

618

C a p ítu lo T r e z e

Nessas condições, pode resultar numa corrente de reignição de arco, conforme poderá ser visto na Fig. 13.56 (banco ligããò em estrela aterrada), em que estão representados os vários fenômenos transitórios. Assim, o disjuntor passa a conduzir novamente através do arco formado entre os seus contatos. O resultado é uma nova perturbação no sistema, que pode atingir várias vezes a tensão nominal. A cada reignição, o capacitor recebe a carga referente à sobretensão do sistema, fazendo com que a tensão entre os terminais do disjuntor cresça ainda mais. Além das sobretensões por manobra, os capacitores podem estar sujeitos a sobretensões por descargas atmos­ féricas que atingem os sistemas aéreos através de indução ou, em menor proporção, diretamente. Verificou-se que cerca de 90% destas descargas são inferiores à carga de 1 coulomb. Se o sistema adotado para o banco é o de estrela aterrada, pode-se admitir, até uma determinada potência, que os capacitores estão autoprotegidos para um valor considerado da tensão suportável de impulso, TSI. A potência mfnima de um banco de capacitores, em estrela aterrada, para que este seja considerado autoprotegido contra descargas atmosféricas, é dada na Eq. (13.63): 2 ttX F X V;‘ Pmb = -------------------— (kVAR) (13.63) V; - 0,8166 XV, V„ - tensão nominal entre fases do sistema, em kV; Vi - tensão de impulso em seu valor de crista, em kV; F - freqüência da rede, em Hz.

Fig. 13.56 Processo de abertura do disjuntor de um banco de capacitores

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.19 Determinar a potência mínima que deve ter um banco de capacitores, ligados em estrela aterrada, para uma tensão de impulso de 76 kV, sabendo-se que a tensão nominal do sistema é de 13,8 kV.

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

619

D eacordocomaEq. (13.63), tem -se: 2

xirx60x13.8Z

Pm"=7 --------------—=1.109kV A F 6- 0,8166X13,8 O bservarque76kVé80%dovalordatensãosuportável deim pulsoreferenteaumsistem ade13,8kV , queéde95kV .

Influência dos Harmônicos nos Bancos de Capacitores As normas nacionais e internacionais estabelecem condições específicas quanto à utilização de capacitores em sistemas elétricos submetidos a condições anormais de operação, tais como sobretensão sustentada, transitórios, tensões e correntes harmônicas, etc. O projeto de um capacitor está condicionado, durante a sua vida útil, a operar com tensões e correntes senoidais. Para um projeto de capacitor atender às condições operacionais anormais dos sistemas elétricos seria necessário elevar o valor da sua tensão nominal, aumentando os custos de manufatura, para que o mesmo pudesse operar sem perda de vida útil. Muitos tipos de indústria utilizam equipamentos que geram harmônicos que poluem os seus sistemas e os das concessionárias. Dentre os tipos mais conhecidos destacam-se as siderúrgicas, dotadas de fomos a arco, as indústrias metal-mecânicas que utilizam máquinas de solda, etc. Também os geradores e os transformadores em regime de sobretensão são fontes de harmônicos. É bom lembrar que os capacitores não são responsáveis pela formação das tensões harmônicas no sistema. A onda de tensão fundamental (onda de tensão na freqüência industrial, isto é, 60 Hz) é deformada pelo uso dos equipamentos anteriormente mencionados, que geram as chamadas tensões harmônicas que influenciam a operação dos bancos de capacitores. Como se sabe, a reatância de um capacitor varia de acordo com a freqüência na proporção inversa. Assim, um capacitor, quando submetido a uma tensão de freqüência maior que a sua nominal, constitui-se num caminho fácil para circulação de correntes elevadas, pelo simples fato de apresentar, nessas condições, uma baixa reatância. A vida útil dos capacitores está, portanto, condicionada aos efeitos dos componentes harmônicos sobre as diversas partes desse equipamento. Pode-se, pois, resumir os efeitos ocasionados pelos componentes sobre os capacitores analisando os seguintes parâmetros presentes nos sistemas elétricos.

a) Tensão

A construção de um capacitor leva em consideração o isolamento entre as suas placas que se constitui no dielétrico do equipamento e que deve suportar o gradiente de tensão a que fica submetido durante a sua operação. O valor da tensão deve considerar o efeito dos componentes de tensão harmônicos de diversas ordens. A tensão de um capacitor é definida entre outros parâmetros pelo nível de corrente de fuga que ocorre no in­ terior do dielétrico, o que é denominado também de descargas parciais. O dimensionamento do isolamento entre as placas de um capacitor (dielétrico) é determinado de forma a garantir uma baixa corrente de fuga. No entanto, se a tensão no dielétrico é elevada acima do valor previsto em projeto observa-se um aumento da corrente de fuga que faz aquecer o meio dielétrico, reduzindo a vida útil do capacitor. Esse aumento de tensão pode ser propiciado pela tensão sustentada do próprio sistema de regulação da rede elétrica ou simplesmente pela presença de conte­ údos de tensão harmônica.

b) Corrente

As correntes harmônicas resultantes que fazem elevar o valor da corrente total que circula pelas placas do capacitor sobreaquecem não somente o meio dielétrico mas também os condutores, os pontos de conexão das placas, etc., interferindo na vida útil da célula capacitiva.

c) Efeito simultâneo da tensão e da corrente

A variação instantânea da tensão em relação ao tempo, isto é, dvldt, aumenta a corrente que atravessa os diversos componentes elétricos da célula capacitiva elevando o efeito Joule no seu interior. Diversos estudos já foram realizados em bancos de capacitores em instalações industriais e em redes de dis­ tribuição urbanas e rurais para a determinação da vida útil dos capacitores. Como resultado foram encontradas curvas típicas que relacionam o nível de sobretensão permanente com a vida útil do capacitor cotada em anos, de conformidade com a Fig. 13.57.

620

C a p ítu lo T re z e

Observando a Fig. 13.57 pode-se concluir que o tempo de vida útil média obtido de estudos realizados está diretamente relacionado à sobretensão a que fica submetido o capacitor. Assim, para um capacitor que está sub­ metido a nível de sobretensão permanente de 1,02 pu a sua vida útil provável será de 14 anos, contra dois anos se o nível de sobretensão permanente for de 1,12 pu. A vida útil de um capacitor pode ser analisada sobre quatro diferentes parâmetros elétricos, ou seja: • Tensões harmônicas. • Sobretensões na rede de energia elétrica a qual está ligado o capacitor. • Variação da capacitância. • Variação da freqüência da rede de energia elétrica decorrente de surtos de manobra, descargas atmosféricas, etc. Para medição das tensões harmônicas existem diferentes tipos de equipamentos no mercado. Em geral, estes equipamentos dispõem de saída serial e os registros verificados na medição em campo são transferidos para um microcomputador que através de uma planilha Windows Excel ou outro programa dedicado obtém-se os resultados es­ perados, tais como tensões e correntes harmônicas por fase e por ordem, distorção harmônica por fase e total, etc. A vida útil de um capacitor pode ser mantida próxima de sua vida útil esperada se o seu dimensionamento for realizado acima das necessidades do sistema. Assim, pode-se especificar um capacitor para uma tensão de 8,2 kV que será conectado ao sistema elétrico de 13.80A/3 kV e sua potência, por exemplo, 20% acima do valor requerido para a aplicação. Nessa situação deve-se atentar para a Eq. (13.21). As ondas harmônicas podem ser estudadas em função do sistema de seqüência em que influem particularmente, ou seja: • Sistema de seqüência positiva Apresentam as seguintes ordens: 7.a - 13.a - 19.a - 25.a. • Sistema de seqüência negativa Apresentam as seguintes ordens: 5.a - l l .a - 17.a - 23.a. • Sistema de seqüência zero Apresentam as seguintes ordens: 3.a - 9.a - 15.a - 21.a - 27.a.

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

621

As correntes harmônicas de seqüência zero somente circulam no banco de capacitores em derivação se a sua ligação contiver o ponto neutro aterrado. As correntes harmônicas podem provocar perdas elevadas nos capacitores, resultando sobrecargas que, se acima de 35% do seu valor nominal, danificam as referidas células. Além disso, são responsáveis pelo aquecimento nos condutores, barramentos, etc., em função do efeito pelicular (nas freqüências mais elevadas a corrente tende a circular pela periferia dos condutores). A potência absorvida por um banco de capacitores na freqüência fundamental, quando submetido a tensões harmônicas de ordem 2, 3, 4, 5....k, cujos valores eficazes são respectivamente V„ V2, V3, V4, V5..... Vh vale: P,

P, =

(13.64)

P, - potência por fase absorvida pelos capacitores durante os picos de tensão harmônica, em kVAR; k - ordem das harmônicas; a - valor de cada harmônico, em pu da tensão fundamental. Considerando que o valor da potência absorvida durante os picos das tensões harmônicas (P,) não deve ser superior a /3% da potência nominal por fase do banco, tem-se:

pxp, _____ íi

(13.65) o3 Pnc - potência nominal trifásica do banco de capacitores; |S - fator com o qual é calculado o valor máximo da potência que se admite que o capacitor deve absorver. Os valores de tensão harmônica, em pu da tensão fundamental, vale: p

1

—

(13.66) V, - tensão fundamental do sistema, valor eficaz; V(2at) - tensões harmônicas de ordem 2 a/:, em kV. O valor de tensão fundamental, Vx (a 60 Hz), pode ser calculado pela Eq. (13.67), a partir da sobretensão medida no sistema: (13.67) V, - sobretensão máxima do sistema, na freqüência nominal, em kV/fase. O valor de V, é constituído da onda de tensão fundamental (a 60 Hz), V, acrescido das tensões harmônicas correspondentes. A tensão nominal que deve ter as células capacitivas vale: (13.68) (13.69) A corrente nominal por fase do banco de capacitores vale: (13.70) A corrente absorvida na freqüência fundamental vale: /, X y X Inc Já a corrente total absorvida pelo banco de capacitores durante as sobretensões vale:

(13.71) ( 1 3 .7 2 )

622

C a p ítu lo T re z e

Ik = k X ak X /, (13.73) Um caso muito comum de ocorrer em instalações industriais é a formação de circuito ressonante paralelo entre o transformador da subestação de potência e o banco de capacitores conectados principalmente no barramento do Quadro Geral de Força localizado no interior da referida subestação. A ordem de freqüência ressonante pode ser conhecida através da Eq. 13.74. (13.74) Pcsc - potência de curto-circuito do sistema no ponto de instalação do capacitor; Pnc - potência nominal dos capacitores. Se a freqüência ocorrer em valores próximos aos valores das harmônicas de menor ordem geradas pelas cargas não-lineares o circuito ressonante paralelo criado pelos capacitores e transformador ampliará a distorção harmô­ nica da instalação. Para avaliação sumária da potência de curto-circuito no ponto de entrada de instalação do capacitor pode ser empregada a Eq. 13.75. P,„ X Pcss (13.75) Pac = -----P,„ + ----z,r X--— Pcss Pnl - potência nominal do transformador; Zlr - impedância nominal do transformador relativa ao tape de operação, em %; Pcss - potência de curto-circuito no ponto de entrega de energia.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.20 U m ainstalaçãoindustrial éalim entadaatravésdeum asubestaçãode1.000kV A- 13.800-380/220Vecujaim pedância percentual éde5,5% .N opontodeentregadeenergiaacorrentedecurto-circuitoéde10.500A . Osm otoresdeinduçãoda indústriasãom anobradosatravésdechavesconversorasdefreqüência(inversores). Foi instaladoumbancodecapacitores de370kVARnoladodebaixatensãodasubestação. D eterm inaraordemdaharm ônicaquepoderiaocasionarperturbações nainstalação. • Potênciadecurto-circuitonopontodeentregadeenergia P„s= J 3X 13,80X 10.500=250.974kVA • Potênciadecurto-circuitoaproxim adonopontodeinstalaçãodocapacitor P „, X Pcss

1.000X 250.974 =16.953kVA 1.000+0,055X250.974 6,7

Com oosinversoressãofontesde5.ae7.ãharm ônicas, hágrandeprobabilidadedeocorrerfenôm enoderessonânciapara­ lela.Àm edidaqueseelevaapotênciadobancodecapacitoresdim inui-seaordemdaharm ônicacapazdecausarperturbação nainstalação. Paraevitarofenôm enoderessonânciaparaleloénecessáriaainstalaçãodefiltrosdeharm ônicasdotipoparalelosintonizado constituídoporumconjuntodecapacitores, norm alm enteligadosemestrelaconectadosemsériecomumbancodereatorescom am ortecim entoresistivo.Oconjuntoseráconectadoaosterm inaisdoQ uadroGeral deForçaparaoexem ploemquestão.

Influência dos Fenômenos de Ressonância Série nos Bancos de Capacitores

Os fenômenos de ressonância em bancos de capacitores podem ocorrer quando a reatância indutiva do sistema X, apresenta valores iguais à reatância capacitiva Xc. Para evitar eventuais perturbações decorrentes de ressonância série recomenda-se que exista uma combinação do tipo de ligação entre o banco de capacitores e o tipo de ligação do transformador da subestação de potência, ou seja: a) Se o transformador de força da subestação ao qual está conectado o banco de capacitor estiver ligado em estrela solidamente aterrada, o banco de capacitores deverá ser ligado também na configuração estrela aterrada.

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

623

Há de se esclarecer que essa é a melhor configuração para evitar ressonância série entre transformador e banco de capacitores. b) Se o transformador de força da subestação ao qual está conectado o banco de capacitor estiver ligado em tri­ ângulo, o banco de capacitores deverá ser ligado também na configuração triângulo ou em estrela não aterrada. c) Se o transformador de força da subestação ao qual está conectado o banco de capacitor estiver ligado em estrela não aterrada, o banco de capacitores deverá ser ligado também na configuração estrela não aterrada ou em triângulo. d) No caso de banco de capacitores ligados em dupla estrela pode-se considerar para efeito de ressonância série como ligação em estrela não aterrada.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.21 Calcular a potência absorvida por umbanco de capacitores, quando instalado num barramento de uma subestação industrial, dotado de um grande equipamento gerador de harmônicas de seqüência zero, isto é, 3.a, 9.® 15.- e 21.B, com os seguintes valores de fase e neutro: • 3.® harmônica: 1,480 kV; • 9.8 harmônica: 1,420 kV; • 15.ã harmônica: 0,932 kV; • 21 r harmônica: 0,683 kV. O valor eficaz da sobretensão máxima do sistema é de 14,6 kV, composta pela tensão fundamental (a 60 Hz) acrescida das harmônicas referidas. O banco de capacitores é de 3.600 kVAR, ligado em estrela aterrada. A tensão nominal do sistema é de 13,8 kV. • Tensão fundamental

lv? + Xrç.M V,- / k2

V,

V, = 14,6/^3 = 8,42 kV V, = ^8,422 ~ (l,4 8 2 + 1,422 +0,932* +0.6832) l/, = 8,084 kV ak apresenta os seguintes valores por unidade da tensão fundamental:

..! f a « • - 5 5 5 T 0'1830

1,420 = 8^084 = « , 5 = ? ^ = 0,1178 8,084 _ 0,683 0,0844 " 2I 8,084' • Potência absorvida por fase durante as sobretensões Para que a potência absorvida pelos capacitores durante a geração de harmônicas não seja superior a 110% da potência nominal do banco, tem-se: p= ^3e 1 3 1,1X 3.600 1.320 kVAR P, = —-----------X

Potência absorvida, por fase, pelos capacitores na freqüência fundamental vale: P, P, =

[ l + £ ( * * “?)]

1.320 P, ="(1 7 + 3 X 0,18302 + 9 X 0,17562 +15 X 0,11782 + 21 X 0.08442) P, • P, •

= 760,4 kVAR Potência total absorvida pelo banco de capacitores na freqüência fundamental = 3 X 760,4 = 2.281,2 kVAR Tensão nominal dos capacitores

624

C a p ítu lo T re z e

v ^ =^ = 10,1 kV 0,796__ 760,4 „ — — = 0,796

1.200

Capacitância nominal x 103 1.200 X103 =31,2 |aF " 2iJ X F X V * 2tt X 6 0 X 10,12 • Corrente nominal por fase do banco de capacitores

^ = L200 Vm 10,1

• Corrente absorvida pelos capacitores na freqüência fundamental /1 = V X l„c = 0,796 x 118,8 = 94,5 A • Corrente total absorvida pelo banco de capacitores lk — k x ak x /, /3 = 3 X 0,1830 X 94,5 = 51,88 A /9 = 9 x 0,1756 X 94,5 = 149,34 A /15 = 15 X 0,1178 x 94,5 = 166,98 A /2, = 21 X 0,0844 x 94,5 = 167,49 A /, = 51,88a +149.342 +168.982 +167.492 /, = 285,65 A A corrente máxima que deve ser absorvida pelos capacitores é de 180% da corrente fundamental, ou seja: /m= 1,8 x 94,5 = 170,1 A O valor máximo de sobrecorrente I, é muito superior a 180% da corrente nominal do banco, que é o valor máximo que os capacitores podem suportar continuamente, conforme norma.

13.12 PROTEÇÃO E MANOBRA DE CAPACITORES

Os capacitores podem ser submetidos a perturbações do sistema por causa externa ou provocada pelo próprio equipamento, necessitando que sejam instalados conjuntos de proteção a fim de serem evitados danos às células capacitivas ou limitados os seus efeitos. As perturbações mais comuns são as sobretensões e os curtos-circuitos.

Proteção contra Sobretensões

Os capacitores estão freqüentemente sujeitos a surtos de tensão ou sobretensões transitórias do sistema. A proteção de maior aplicação tem sido os pára-raios a resistor não linear e secundariamente os gaps, tais como os descarregadores de chifre. O dimensionamento dos pára-raios contra surtos de tensão é feito em função do nível de sobretensão, que pode aparecer entre as fases não afetadas durante um defeito fase à terra. Para qualquer configuração do banco de capa­ citores, deve-se utilizar pára-raios. Tratando-se de bancos de capacitores de potência elevada, deve-se localizar os pára-raios no lado dos terminais de alimentação do disjuntor de proteção do banco, a fim de evitar que a energia armazenada nos capacitores danifique os pára-raios durante as manobras do disjuntor. A proteção dos capacitores contra surtos de tensão é normalmente prevista para descargas atmosféricas que geram ondas de impulso ao longo das linhas de transmissão e de distribuição e que se deslocam até as subestações consumidoras. Não são contadas descargas diretas sobre os terminais dos bancos de capacitores, dada a pouca probabilidade de ocorrência, justificada pela própria proteção já dimensionada para a subestação. Se o banco de capacitores está ligado na configuração estrela aterrada, fica praticamente assegurada a sua autoproteção contra surtos de tensão decorrentes da redução da frente de onda. No caso de bancos isolados da terra, é necessária a ins­ talação do conjunto de pára-raios. Porém, por motivos de segurança, de qualquer forma se utilizam pára-raios. A condição mais severa a que é submetido um banco de capacitores por uma sobretensão de origem atmosférica é aquela que corresponde ao instante do impulso, quando a tensão da linha está no seu valor máximo e coincidente com a polaridade do surto.

Proteção contra Sobrecorrentes H á d u a s f o r m a s d e t r a t a r a p r o t e ç ã o c o n t r a s o b r e c o r r e n t e e m c a p a c i t o r e s - d e r i v a ç ã o , o u s e ja :

625

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

a) Capacitores do tipo auto-regeneráveis.

Os defeitos mais freqüentes neste tipo de capacitor são os curto-circuitos internos de alta impedância e de curta duração. A corrente resultante não apresenta módulo expressivo e é incapaz de sensibilizar a proteção individual da célula capacitiva, quando se utilizam fusíveis do tipo M, ou simplesmente fusíveis NH ou diazed, com retardo, já que o seu dimensionamento ocorre para correntes no valor de 1,44 vez a corrente nominal da célula capacitiva, em baixa tensão. Nesse caso, o emprego de fusíveis somente é recomendado para proteção do banco de capacitores contra correntes de curtos-circuitos entre fases ou entre fase e terra. A ocorrência de curtos-circuitos francos no interior de células capacitivas do tipo autoregeneráveis é muito pequena e, portanto, toma-se desnecessária a sua proteção individual para essa condição.

b) Capacitores do tipo impregnados

Em razão da probabilidade de ocorrência de curto-circuito de baixa impedância, isto é, de elevada corrente de defeito, as células capacitivas podem ser protegidas por fusíveis do tipo NH ou diazed, com retardo, dimensionado para 1,44 vez a corrente nominal da referida célula capacitiva, em baixa tensão.

Tabela 13.10 Capacitores trifásicos de baixa tensão - Inducon Tensão da linha

220

380

440

Potência (kVAR) 50 Hz 60 Hz 2,5 2,1 5,0 4,2 7,5 6,3 10,0 8,3 10,4 12,5 15,0 12,5 14,6 17,5 20,0 16,6 18,7 22,5 25,0 20,8 2,5 2,1 5,0 4,2 7,5 6,3 10,0 8,3 10,4 12,5 15,0 12,5 17,5 14,6 20,0 16,6 22,5 18,7 25,0 20,8 30,0 25,0 35,0 29,2 40,0 33,3 45,0 37,7 50,0 41,6 2,5 2,1 4,2 5,0 7,5 6,3 10,0 8,3 10,4 12,5 15,0 12,5 17,5 14,6 16,6 20,0 18,7 22,5 25,0 20,8 30,0 25,0

Capacitância nominal (/xF) 137,01 274,03 411,04 548,05 685,07 822,08 959,09 1096,12 1233,12 1370,14 45,92 91,85 137,77 183,7 229,62 275,55 321,47 367,39 413,32 459,24 551,09 642,94 734,79 826,64 918,48 34,25 68,51 102,76 137,01 171,26 205,52 239,77 274,03 308,28 342,53 411,04

Corrente nominal (A) 60 Hz 50 Hz 5,5 6,6 13,1 10,9 19,7 16,4 26,2 21,8 27,3 32,8 39,4 32,8 38,2 45,9 43,7 52,5 59,0 49,1 65,6 54,6 3,8 3,2 6,3 7,6 9,5 11,4 15,2 12,7 15,8 19,0 22,8 19,6 22,2 26,6 30,4 25,3 34,2 28,5 38,0 31,7 38,0 45,6 53,2 44,3 50,6 60,8 68,4 57,0 76,0 63,3 3,3 2,7 6,6 5,5 9,8 8,2 13,1 10,9 16,4 13,7 19,7 16,4 23,0 19,2 26,2 21,8 29,5 24,6 32,8 27,3 39,4 32,8

Fusível NH ou DZ (A)

Fio de ligação mm2

10 25 36 50 63 63 80 100 100 125 10 16 20 25 36 36 50 50 63 63 80 100 100 125 125 6 10 16 25 36 36 50 50 50 63 63

2,5 4 6 6 10 10 10 16 25 25 1.5 1.5 1,5 2,5 4 4 6 6 10 10 16 25 25 25 25 1,5 1,5 1,5 2,5 4 4 6 6 10 10 16

C a pítu lo T re z e

Tabela 13.10 Capacitores trifásicos de baixa tensão - Inducon (Cont.) Tensão da linha 440

480

Potência (kVAR) 50 Hz 60 Hz 29,2 35,0 33,3 40,0 37,5 45,0 41,6 50,0 4,2 5,0 8,3 10,0 12,5 15,0 16,6 20,0 20,8 25,0 25,0 30,0 29,2 35,0 33,3 40,0 37,5 45,0 41,6 50,0

Capacitância nominal (/uF) 479,54 548,05 616,56 685,07 57,56 115,13 172,69 230,26 287,82 345,39 402,95 460,52 518,08 575,65

Corrente nominal (A) 50 Hz 60 Hz 38,2 45,9 43,7 52,5 59,0 49,1 54,6 65,6 6,0 5,1 10,0 12,0 15,0 18,0 20,1 24,1 30,1 25,1 30,1 36,1 42,1 35,1 40,1 48,1 45,1 54,1 50,1 60,1

Fusível NH ou DZ (A)

Fio de ligação mm2

80 100 100 125 10 20 36 50 50 63 80 80 100 100

25 25 25 25 1,5 2,5 4 6 10 10 16 16 25 25

A boa técnica recomenda que podem ser ligadas, no máximo, três células capacitivas em paralelo protegidas por fusíveis de grupo. A seção Proteção da Célula Capacitiva enfocará detalhadamente a questão da proteção individual dessas cé­ lulas. Quando ocorre um defeito no sistema ao qual está ligado um banco de capacitores, toda a energia armazenada em cada célula capacitiva se descarrega no ponto em curto-circuito, fazendo com que a corrente resultante (contribuição dos capacitores mais a do sistema) percorra toda a rede desde o ponto de instalação do referido banco até o ponto onde se localiza a falta. Dessa forma, todos os equipamentos neste trecho do sistema serão submetidos a elevados níveis de sobrecorrente. A corrente de contribuição dos capacitores pode ser obtida através da Eq. (13.76): Ic =0,816 XV, x J c / L (kA) (13.76) Ic - corrente de contribuição, valor de crista, em kA; Vf - tensão entre fases do sistema, em kV; C - capacitância do banco acrescida a do sistema, em F; L - indutância entre o ponto de instalação dos capacitores e o ponto de defeito, em H.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.22 Calcular a corrente de contribuição de um banco de capacitores de 1.200 kVAR instalado na indústria mostrada na Fig. 13.58, durante um defeito no ponto Fda mesma figura.

CZb 120 m • 13,2 KV - Subterrâneo

Cap. 1.200 kVAR

Fig. 13.58 R e p r e s e n ta ­ ç ã o d e u m a in s ta la ç ã o in d u s tria l

Setor 1

71

95 mm1

Setor 3

Falta

Setor

2

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

627

O ponto de defeito no cabo de 95 mm2 está a 120 m do ponto de instalação do banco de capacitores. A tensão entre fases do sistema é de 13,2 kV. Os condutores de cobre de isoiação PVC 8,7/15 kV têm os seguintes valores de resistência e reatância (veja Cap. 4 - Condutores Elétricos).

X, = 0,1599 míl/m = 0,1599 ft/km

Xc = 11.167 míl/m = 11.167 íi/km Ou então:

^ . xD = M

2t tF 2 tt X 60 L = 5,08 X 10 5 H

x

1.000

C . = ------ ------- X D = --------------- -— --------- X - ^ 9 - = 2,85 X 10~8F s 2 itF x X c 2 X 7 7 X 6 0 X 1 1 .1 6 7 1.000 (13.21), tem-se: 1.000 1.000X 1.200 Ccc = 2---------—X=R■ -----------------= 18,26 uF it X F x V 2 2n X 60 X 13,22 ^ Cc = 18,26 X 10"6 F

Da Eq.

A capacitância paralela vale:

Cp = 18,26 X 10“6 + 2,85 1.828,85 X 10~8 F

Cp =

X

10 8 = 1.826

X

10"8 + 2,85

X

10 8

Assim, pode-se até desprezar o efeito das capacitâncias dos condutores do circuito:

/„ = 0 ,8 1 6 X V n X , lc = 6,462 lc = 6,462

= 0,816 X 13,2 X ,

1 .8 2 8 ,8 5 X 1 0’8 5,08 X 10~!

kA A

Proteção da célula capacitiva

Recomenda-se que cada capacitor componente de um banco seja protegido individualmente contra curto-circuito interno, a fim de se evitar a ruptura de sua caixa metálica, resultando na formação de gases, devido à queima de seus componentes. O valor da corrente de curto-circuito é função do tipo de configuração do banco.

a) Capacitores trifásicos

A proteção de uma célula capacitiva trifásica de baixa tensão é feita normalmente com a utilização de fusíveis do tipo NH ou diazed de atuação lenta. A Tabela 13.10 fornece o valor do fusível de proteção, bem como o con­ dutor necessário para ligar o capacitor ao sistema. Já as células trifásicas de alta tensão, de pouco uso, devem ser protegidas por chaves fusíveis dotadas de elo fusível próprio para 1,44 vez a corrente nominal do capacitor, ou por fusíveis de elevada capacidade de ruptura.

b) Capacitores monofásicos

Da mesma forma indicada anteriormente, a proteção das células capacitivas monofásicas de baixa tensão deve ser feita através de fusíveis do tipo NH ou diazed, de acordo com os valores estabelecidos na Tabela 13.11. Quando os capacitores monofásicos são ligados através de bancos, a proteção individual é feita utilizando os fusíveis NH ou diazed, se as células forem de baixa tensão, ou elos fusíveis ou fusíveis de alta capacidade de ruptura se as células forem de alta tensão. Os capacitores monofásicos de baixa tensão são normalmente ligados em bancos na configuração triângulo e a proteção através de fusíveis deve ser aplicada individualmente. A Tabela 13.12 fornece o valor nominal dos elos fusíveis do tipo K para proteção individual de diferentes potências de células capacitivas ligadas a bancos em vários arranjos e tensões.

Proteção de capacitores em grupo

Recomenda-se que as células capacitivas sejam protegidas individualmente. Porém, no caso de se querer apli­ car fusíveis para proteção em grupo, não devem ser utilizadas mais de quatro células em paralelo no grupo a ser protegido. A Tabela 13.13 indica os valores dos fusíveis do tipo K para proteção em grupo.

C a pítu lo T re z e

Tabela 13.11 Capacitores monofásicos de baixa tensão - Inducon Tensão da linha

220

380

440

480

Potência (kVAR) 50 Hz 60 Hz 2,1 4,2 6,3 8,3 10,4 12,5 14,6 16,6 18,7 20,8 2,1 4,2 6,3 8,3 10,4 12,5 14,6 16,6 18,7 20,8 25,0 29,2 33,3 37,7 41,6 2,1 4,2 6,3 8,3 10,4 12,5 14,6 16,6 18,7 20,8 25,0 29,2 33,3 37,5 41,6 4,2 8,3 12,5 16,6 20,8 25,0 29,2 33,3 37,5 41,6

2,5 5,0 7,5 10,0 12,5 15,0 17,5 20,0 22,5 25,0 2,5 5,0 7,5 10,0 12,5 15,0 17,5 20,0 22,5 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0 2,5 5,0 7,5 10,0 12,5 15,0 17,5 20,0 22,5 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0

Capacitância nominal (/tF) 137,01 274,03 411,04 548,05 685,07 822,08 959,09 1096,12 1233,12 1370,14 45,92 91,85 137,77 183,7 229,62 275,55 321,47 367,39 413,32 459,24 551,09 642,94 734,79 826,64 918,48 34,25 68,51 102,76 137,01 171,26 205,52 239,77 274,03 308,28 342,53 411,04 479,54 548,05 616,56 685,07 57,56 115,13 172,69 230,26 287,82 345,39 402,95 460,52 518,08 575,65

Corrente nominal (A) 60 Hz 50 Hz 5,5 10,9 16,4 21,8 27,3 32,8 38,2 43,7 49,1 54,6 3,2 6,3 9.5 12,7 15,8 19,6 22,2 25,3 28,5 31,7 38,0 44,3 50,6 57,0 63,3 2,7 5,5 8,2 10,9 13,7 16,4 19,2 21,8 24,6 27,3 32,8 38,2 43,7 49,1 54,6 5,1 10,0 15,0 20,1 25,1 30,1 35,1 40,1 45,1 50,1

6,6 13,1 19,7 26,2 32,8 39,4 45,9 52,5 59,0 65,6 3,8 7,6 11,4 15,2 19,0 22,8 26,6 30,4 34,2 38,0 45,6 53,2 60,8 68,4 76,0 3,3 6,6 9,8 13,1 16,4 19,7 23,0 26,2 29,5 32,8 39,4 45,9 52,5 59,0 65,6 6,0 12,0 18,0 24,1 30,1 36,1 42,1 48,1 54,1 60,1

Fusível NH ou DZ (A)

Fio de ligação mm2

10 25 36 50 63 63 80 100 100 125 10 16 20 25 36 36 50 50 63 63 80 100 100 125 125 6 10 16 25 36 36 50 50 50 63 63 80 100 100 125 10 20 36 50 50 63 80 80 100 100

2,5 4 6 6 10 10 10 16 25 25 1,5 1,5 1,5 2,5 4 4 6 6 10 10 16 25 25 25 25 1,5 1,5 1,5 2,5 4 4 6 6 10 10 16 25 25 25 25 1,5 2,5 4 6 10 10 16 16 25 25

C a p a c ito b e s d e P o tê n c ia

629

É importante frisar que o fusível, tanto para aplicação individual como em grupo deve atuar no tempo inferior ao valor máximo admitido para a ruptura da caixa metálica do capacitor. Esta ruptura pode resultar apenas em vazamento do líquido isolante, ou, em casos mais graves, na explosão da célula capacitiva, com sérias conseqüên­ cias para a vida e para o patrimônio. A norma NEMA estabelece, através de gráficos, os limites de coordenação entre a atuação dos elos fusíveis e a ruptura da caixa metálica da célula capacitiva. Por exemplificar, a Fig. 13.60 mostra a coordenação entre os elos fusíveis de 30, 65 e 80A" e a curva de ruptura da caixa do capacitor de 100 kVAR. É importante saber que quando um ou mais capacitores ligados em paralelo, componentes de um grupo, são eliminados pela atuação de seus respectivos fusíveis de proteção, ocorre uma sobretensão nas células remanescentes do grupo em questão. A proteção deve permitir que o banco continue em operação desde que esta sobretensão não ultrapasse 10% da tensão nominal e a corrente circulante também não ultrapasse os mesmos 10% em relação à corrente nominal do capacitor. Este desequilíbrio do banco proporciona a circulação de corrente de neutro quando o arranjo é de estrela aterrada.

Dimensionamento da proteção de banco de capacitores de alta tensão

A proteção de um banco de capacitores pode ser efetuada por um dos seguintes dispositivos.

Elementos fusíveis

Podem ser utilizados elos fusíveis quando o nível de curto-circuito for compatível com a capacidade de ruptura do dispositivo. Caso contrário, devem ser utilizados fusíveis de elevada capacidade de curto-circuito, vista no Cap. 10. O dimensionamento do elo fusível de proteção é função da corrente de fase em serviço contínuo, ressaltandose que não deve atuar durante os transitórios de descarga ou de energização do banco de capacitores. Na prática, pode-se utilizar o seguinte critério:

C a pítu lo T re ze

Tabela 13.12 Capacitores de alta tensão - Fusíveis individuais v

2.200 2.400

3.800

6.640

7.620

7.960

12.700

13.200

13.800

14.400

Y ÍO Í 20 K 40 K 80 K 10K 20 K 40 K 80K 6K 12K 25 K 50 K 5H 8K \5 K 30 K 5H 6K 12K 25 K 5H 6K 12K 25 K 3H 5H 8K 15 K 3H 5H 8K 15K 3H

25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200 25 50 100 200

5H

6K 15K 2H 5H 6K 12K

Tipo de Ligação Á ou Y 12K 20 K AQK 80 K 10K 20 K 40 K 80K 6K 12K 25 K 50 K 5H 8K 15K 30 K 5H

6K

12K 25 K 5H 6K 12K 25 K 3H

5H

SK 15K 3H

5H

%K 15K 3H 5H 8K 15K 3H 5H 6K 15K

Y aterrado 12K 25K 50 K 100K 12K 25 K 50 K 100K 8K 15K 30 K 65 K 6K 8K 15K 30K 5H 8K 15K 30 K 5H SK 15K 30 K 3H

5H

8K 15K 3H 6K 8K 15K 3H 5H 8K 15K 3H 5H 8K 15K

Bancos com neutro aterrado If =

If - corrente mínima do elo fusível, em A; I„c - corrente nominal do banco, em A.

1 , 3 5 X I nc

( 1 3 .7 7 )

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

631

Bancos com neutro isolado ou ligados em triângulo Quando o banco está ligado em estrela com neutro isolado, a corrente no fusível da fase defeituosa é limitada pela impedância das fases não atingidas. A corrente nominal do fusível deve ser dimensionada de acordo com a Eq. 13.78. Se o fusível não conseguir interromper a corrente de defeito da célula capacitiva esta pode explodir e as fases não atingidas podem apresentar defeito. lf = 1,25 X Inc (13.78) /„ - corrente nominal do capacitor

Proteção por Relés de Sobrecorrente A proteção de melhor perfomance de banco de capacitores é realizada através de relés de sobrecorrente. Podem ser utilizados em vários esquemas, dependendo do tipo de proteção que se deseja. Os relés de sobrecorrente são ligados a transformadores de corrente e atuam sobre disjuntores que manobram todo o banco. Os relés de sobrecorrente devem ser ajustados para 1,3 vez a corrente nominal, ou seja: Ia > 1,3 x /„ (13.79) /„ - corrente nominal do capacitor.

Banco na configuração triângulo

É comum utilizar-se o esquema simplificado mostrado na Fig.13.59. Nele,os capacitores são individualmente protegidos e o banco tem proteção assegurada pelos relés de sobrecorrente.No caso de grandes bancos, os relés têm pouca sensibilidade para atuar por ocasião de um desequilíbrio de corrente, quando da queima de um elemento fusível, sendo uma das desvantagens deste tipo de proteção. Para assegurar definitivamente a proteção, nestes casos, é necessário utilizar a proteção diferencial entre grupos paralelos de cada fase. Quando uma célula capacitiva de um grupo é eliminada pela queima de seu fusível correspondente, as correntes de fase e de linha tornam-se desequilibradas e as tensões sofrem deslocamento no seu ângulo de fase. Tabela 13.13 Bancos de capacitores - fusíveis de grupo - Inducon Potência do banco-kVAR 150 225 300 450 600 + 900 + 1.200++ 1.800 ++

Tensão de linha e tipo de ligação 6,6 kV - A 12K 20K 25 K 40K 50K -

-

11,4 k V -Y 8K 12K 15K 25 K 30K 50 K 65K -

13,2 k V - Y M 12K 15K 20K 30K 40K 65 K 80K + ++

Notas

+ somente com unidades de 100 kVAR; ++ somente com unidades de 200 kVAR; +++ não se recomenda o banco com fusíveis de grupo.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.23 Considerar o banco de capacitores da Fig. 13.59 em que cada célula é de 200 kVAR na tensão de 13,80 kV/60 Hz. Calcular as correntes e tensões quando o banco de capacitores está energizado com todas as suas células em operação e depois de ter perdido uma célula com a queima de seu elemento fusível, conforme mostrado na mesma figura. Determinar as proteções de sobrecorrente de fase 51, sabendo-se que a corrente de curto-circuito é de 3,2 kA. •

Valores para a condição de operação normal do banco de capacitores

C a pítu lo T r e ze A capacitância de cada célula vale: 109 x P c

, ^

_ C

2 X 77 X F X 1// ’ 109 X 200 _ = -------------------------- = 2,78 /xF 2 x 77 X 60 X 13.8002

A capacitância paralela do grupo vale:

Cg = C,

+

C2 + C3 = 3

X

C=3X

2,78 = 8,34 /xF = 8,34 X 10 ' 6 F

A reatância capacitiva, por fase, vale:

Xc = --------------- = ---------------- ---------------= 318,0 n 2XtrXFxC 2 X 77 X 60 X 8,34 X 1 0 ~6 A Fig. 13.61 mostra o banco de capacitores reduzido a uma capacitância reatância capacitiva de = 318 íl . A s correntes de fase valem:

Xc

Vãb =13.800 / 0 ° V Vbc =13.800 / 120° V V.. =13.800 / 240° V V „ 13.800 / 0 ° L = T T = --------~ r = = 43,4

/

,

90° A

318 / —90°

L

V.

=

13.800 / 1 2 0 ° = --------- 7 = = 43,4 / 318 / -90°

1/

210° A

13.800 / 2 4 0 ° " = 43.4 / 3 3 0 ° A 318 / -90°

lca= — = --------X c„

/. = L - L = 43,4 / 90° - 43,4 /3 3 0 ° /„ = 0 + y'43,4 - 37,6 + y'21,7 = - 37,6 + y'65,1 = 75,2 / 1 2 0 ° A /«, = -

L +L=~

43,4 /

90° + 43,4 / 2 1 0 °

4 = 0 - y'43,4 - 37,6 - y'21,7 = - 37,6 - y 65,1 = 75,2 / 2 4 0 ° A /„ = -

lbc + / „ , = - 43,4

/

210° + 43,4 / 3 3 0 °

lc =37,6 + y'21,7 + 3 7,6- y '2 1 ,7 = 75,2+

Fig. 13.60 Gráfico de co­ ordenação entre fusíveis e caixa do capacitor

/0 = 75.2 / 0° A

Cg =

fj

8,34 .fl por fase, o que corresponde a uma

C apacito res d e P otência

Fig. 13.61 Representação do banco de capacitores reduzida do esquema da Fig. 13.59 O sistema de componentes é mostrado na Fig. 13.62. • Valores para a condição de defeito Se queima o fusível de uma célula de 200 kVAR, tem-se por fase: Pab = 600 kVAR Pbc = 600 kVAR Pca = 400 kVAR As capacitâncias por fase valem: Cca = C, + C2 = 2 X C = 2 x 2,78 = 5,56 MF Cbc = C, + C2 + C3 = 3 X C = 3 X 2,78 = 8,34 fxF Cab = C, + C2+ C3 = 3 X C = 3 X 2,78 = 8,34 /aF As reatâncias por fase valem: Xca = ---------------- ----------------- = 477,0 ü 2 X 7r X 60 X 5,56 X 10”6 Xbc = 318,0 ft Xab= 318,0 Í1

Fig. 13.62 D ia g r a m a fa s o r ia l d a s c o r r e n te s e te n s õ e s d e u m

s is te m a tr if á s ic o

634

C a pítu lo T r e z e

As correntes de fase nestas condições valem:

Ihr

Ka 13.800 / 2 4 0 o• = 28,9 / 330° A Xc. 477 / - 9 0 o Kc 13.800 /1 2 0 ° - 43,4 / 2 1 0 o A *>c 318 / - 9 0 o 13.800 / 0 ° = 43,4 / 90° A X.b 318 / - 9 0 o

As correntes de linha valem: L = L ~ L = 43,4 / 90° - 28,9 /3 3 0 ° A /s = j 43,4 - 25,02 + j 14,45 = - 25,02 + j 57,85 = 63,0 / 1 1 3 o A /„ = - L + / * , = - 43,4 / 90° + 43,4 /2 1 0 ° A /„ = - y 43,4 - 37,58 —y 21,7 = —37,58 - / 65,2 = 75,2 /2 4 0 ° A lc = ~ L + L = -4 3 .4 /2 1 0 ° +28.9 /3 3 0 ° A /„ = 37,5 + / 21,7 + 25,02 - j 14,45 = 62,52 + j 7,25 = 63,0 / 6,6° A Para se comprovar este resultado, pode-se aplicar a Eq. (13.36) para a fase afetada (fase C), ou seja: N „x {N 9 - N „ ) " ■ Ngsx (N cp- N ce) + Ncí /„= /„ = 7 5 ,2 /^3 = 43,4 A 1X (3 —1) lc. = I. = 43,4 X ---- r i— ^ = 28,9 A 1X (3 —1) + 1 A tensão nas demais células capacitivas do mesmo grupo, isto é, nos dois capacitores remanescentes da fase, vale, de acordo com a Eq. (13.34):

v „= v;x Ngs x (A/ep - A/cs) + N, 1/ =13.800 X

3 = 13.800 V (como esperado, já que existe somente um grupo por fase). 1X (3 -1 ) +1

Vv ur = vVc Vc = 13.800 V • Determinação das proteções - transformadores de corrente de proteção /,= 4 3 ,4 X ^3 = 75,2 A / t t = k = 3^ 00 = 160

Fs

20

Logo, a RTC será de: 200-5: 40 • Proteção de fase da unidade temporizada de fase

30 X75,2

RTC 40 /,= /(, = 75,2 A (corrente na fase B quando queima uma célula capacitiva entre as fases CA. Assim, este valor é igual ao da corrente de fase quando 0 banco está em operação normal, não tendo esta proteção nenhuma sensibilidade para a condição do defeito apresentado.) Iaj = 2,5 A (ajuste no relé digital ou corrente de tape no relé de indução) A corrente de acionamento vale: laa = lai X RTC = 2,5 X 40 = 100 A O múltiplo da corrente de acionamento vale: M = -RTCL X l„ 403.200 = 32 X 2,5 Considerando que o tempo de atuação do relé de sobrecorrente de retaguarda é de 0,05 s, e que há um tempo de 0,30 s para coordenação, 0 tempo de ajuste da unidade 51 vale: r = 0,05 + 0,30 = 0,35 s

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

635

Banco na configuração estrela aterrada

Neste caso, a queima de um fusível de proteção individual da célula capacitiva provoca uma circulação de corrente pelo neutro do sistema conectado à terra e ao qual está ligado um transformador de corrente, que pode alimentar um relé de sobrecorrente ou um relé de sobretensão ligado em paralelo a um resistor variável. Também pode ser colocado em paralelo um filtro de terceira harmônica. Esse arranjo é suscetível de provocar várias perturbações quando da energização do banco de capacitores. Nesse momento, como se sabe, o capacitor funciona como se o sistema estivesse em curto-circuito, e a corrente no neutro pode atingir valores aproximados da corrente de defeito fase-terra. Assim, os transformadores de corrente devem ser dimensionados térmica e dinamicamente para suportar estes transitórios. Além do mais, o TC deve ser dimensionado para uma tensão de 20% da tensão de fase nominal do sistema. Costuma-se também instalar um pára-raios de baixa tensão entre os terminais do TC para dar uma proteção adicional, conforme Fig. 13.63. O transformador de corrente do neutro deve ser calculado para que o banco opere continuamente com a perda de N„ células capacitivas, que não provoquem uma sobretensão superior a 10% da tensão nominal nas células capacitivas remanescentes. Esta prescrição é válida para qualquer tipo de configuração em que se utiliza o trans­ formador de corrente alimentando um relé de sobrecorrente 51 T. Já o dimensionamento dos transformadores de corrente de proteção de fase do banco de capacitores deve ser feito para suportar os níveis de sobretensão provocados pela energização do banco. No Cap. 5 é fornecido o valor máximo da tensão que aparece no secundário do TC durante a operação de energização do banco de capacitores. Tanto os relés como o próprio secundário dos TCs devem ser especificados para suportar os valores de pico de tensão desenvolvida na energização dos bancos de capacitores.

EXEMPLO DEAPLICAÇÃO 13.24 Considerar que o banco de capacitores da Fig. 13.63 seja constituído de células capacitivas de 100 kVAR, na tensão nominal de 13,8A/3kV. Para a abertura do fusível da célula C1, determinar a tensão resultante nas duas células remanescentes e a corrente que circula na fase C nesta condição. Calcular também as condições a que ficam submetidos os TCs de fase durante a energização do banco de capacitores considerando que a corrente de curto-circuito fase-terra é de 1.420 A e a trifásica é de 3.400 A.

Fig. 13.63 B a n c o d e c a p a c ito r e s e m

e s tr e la a te r r a d a c o m T C d e p ro te ç ã o d e n e u tro

636

Capítulo T reze

• Tensão nas células remanescentes De acordo com a Eq. (13.34), tem-se: 13,8. Vur=VlnX /\/5Sx(A/c„ - A / „ ) + A/ce >/3 1X (3 - 1) +1 Vur = 7,96 kV Pode-se concluir que, quando existe apenas um grupo de capacitores por fase na configuração estrela aterrada ou triângulo, não há sobretensão nas células capacitivas remanescentes daquele grupo. • Corrente na fase C com a eliminação de uma célula Ngsx (N c, - N ce) Nssx (N cp- N c,) + Nce , 3X 3X 100 /„ = — ----------= 37,6 A \l~3 X 13,8 1x (3-1) =25,06 A L = 37,6 X 1X (3 -1 ) +1 • Corrente que circula para a terra (corrente de desequilíbrio) vale: I

=

1

x

__________________________^ L s .__________________________

' ■ Ntsx (N cp- N c,) + Nc, I, = 37,6 x --, 1 , = 12,5 A 1X (3 -1 ) +1

• Transformador de corrente do ponto neutro do sistema

/B=k = L4?0 = 71A " Fs

20

Logo a RTC: 75-5:15 Considerando-se que a impedância do relé de terra somada à dos condutores seja de: Z, = 1,80 + y 2, 14 ft, a potência nominal do TC deve ser: Ctc= Z ,X II = (1,80 + /2,14) X 52 = 2,79 x 25 Clc = 69,75 VA Logo: P,c = 100 VA (10BC100)

Zb=£=159-40 »

ç

52

A tensão nominal no secundário do TC na freqüência nominal vale: Vs = Fs X Zc X /„ = 20 X 4 X 5 = 400 V A tensão efetiva no secundário do TC na freqüência nominal vale: l/se = 20 X 2,79 X 5 = 279 V l/« - V„ 400 - 279 —----- z- X 100 = --------------X 100 = 43,3% Vm 279 • Transformadores de corrente de fase A freqüência resultante da energização do banco de capacitores vale:

Fl=F"XU P„ = >/3 X V X /ec = ^ 3 X 13,80 X 3.400 = 81.267,8 kVA F i= 6 0 x J I l ^ õ = 570H z

'

V

900

A corrente resultante da energização do banco vale: lc = 1,69 X /„ X

= 1,69 X 37,6 X J 81 ^

/„ = 603,8 A (valor de pico)

’8-

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

637

A reatância indutiva do circuito secundário do TC vale: Z, = 1,75 + j 2,14 Í1 (impedância dos relés de fase) X ,= 2,14 n Lc = ^2tt x 60 2tt „ 2’1X 60 = 5,67 X10~3H = 5,67 mH , 3.400 * = 1 0 " = 170 RTC: 200-5: 40 A sobretensão no secundário do TC durante a energização do banco de capacitores, vale: 0,00628 X IP,X F ,X L C 0,00628 X 603,8 X 570 X 5,67 RTC ~ 40 Vstc — 306,3 V Logo, a tensão no secundário do TC durante o transitório é inferior ao valor de 400 V, correspondente a uma corrente 20 vezes a nominal.

na configuração estrela isolada Neste caso, a queima de um fusível de proteção individual da célula capacitiva provoca um desequilíbrio no banco, o que resulta numa tensão entre o neutro do sistema e a terra. A corrente de falta no banco é reduzida pela impedância das fases não comprometidas. Ao contrário da configuração estrela aterrada, não há circulação de correntes harmônicas de 3.a ordem na configuração estrela isolada. É importante que seja isolado o ponto neutro do banco para tensão de linha, como prevenção contra surtos de manobra. Nesse tipo de arranjo, o banco pode ser protegido para a queima de fusíveis das células através de um relé de sobretensão, ligado aos terminais de um transformador de potencial acoplado ao ponto neutro, conforme Fig. 13.64. Também o neutro do banco pode ser ligado à terra por meio do primário de um transformador de potencial de alta impedância, tendo como desvantagem a possibilidade de as tensões harmônicas virem a provocar aberturas intempestivas do disjuntor de proteção, cujo esquema é mostrado na Fig. 13.65. Este arranjo é suscetível de provocar várias perturbações quando da queima de um fusível de proteção das células capacitivas. A tensão a que se submetem os capacitores do grupo, quando eliminada uma célula, pode provocar sobretensões nas células remanescentes, como já constatado anteriormente.

Fig. 13.64 Banco de capa­ citores em estrela isolada

C a pítu lo T r e z e

Fig. 13.66 Banco de capacitores de 1.200 kVAR dupla estrela isolada

A elevação da tensão nesta célula foi de: 8,95-7,96 A l/ = -----------— X 100 = 12,4% 7.96 Para que a elevação de tensão não fosse superior a 10%, o número mínimo de capacitores em paralelo, em cada grupo, seria de: 1 lx jV , x ( 6 x N , - 5 ) 6 x Ngs 1 1 X 2 X Í6 X 1 -5 )

N„ - --------^ -------

,6

N■wmcp = 4 Aplicando a Eq. (13.44), tem-se: 6X4 Vur = 7,96 X -----------7--------r---------- = 8,68 kV 6 X 1X (4 - 2) + 5 X 2 Ou seja: 8,68 - 7,96 X 100 = 9,0% A l/ = —----------— 7.96 Por outro lado, poder-se-ia concluir que o banco de capacitores poderia funcionar continuamente (até que fosse possível efetuar o reparo) com a perda de somente uma célula capacitiva, ou seja: Vu, = 7,96 X ----------r -X 3 . -----= 8,42 kV 6 X1X (3 —1)+5 X 1 8,42 - 7,96 A l/ = - --------- — X 100 = 5,7% 7.96 No caso da saída de uma segunda célula, 0 banco de capacitores deveria ser desligado para manutenção.

C a p a c ito re s d e P o tê n c ia

641

A corrente que circula entre os neutros após a eliminação das duas células capacitivas ó dada pela Eq. (13.46): l x ___________ 3 x Nce__________ ", X 6 X N gsx [N cp- N ce) + 5 x N cs 3x6x100 V3 X 13,8 L = ^ = 37,6A 3X2

/„ = 37,6 X ------------------r---------- = 14,1 A 6Xlx(3-2) +5x2

O transformador de corrente deve ser calculado para a condição de perda de somente uma célula capacitiva, que será a condição adotada, ou seja: 3X1

/, = 37,6 x ----------------- r--------- = 6,6 A 6 X 1 X ( 3 - 1 ) + 5X1

Logo, a especificação do TC é: • corrente nominal primária 10 A; • classe A; • RTC 10-5 = 2; • classe de isolamento: 15 kV; • tensão suportável de impulso: 95 kV; • carga (a do relé de sobrecorrente somada às perdas dos condutores de ligação). A determinação dos ajustes dos relés de sobrecorrente pode ser efetuada de conformidade com a explanação no Cap. 10.

Banco na configuração de dupla estrela aterrada

Podem ser utilizados vários esquemas para proteção deste tipo de arranjo, tais como o da proteção pela diferença entre a circulação de corrente dos neutros e o da proteção pela diferença entre a circulação de corrente de cada meia fase, cujo esquema básico está mostrado na Fig. 13.67. Neste arranjo, adota-se um esquema com três circuitos monofásicos, em que a corrente de carga normal que circula entre os pontos 1 e 2 é nula. Ao ser eliminada qualquer célula, deixa de haver o equilíbrio de tensão entre os referidos pontos, resultando na circulação de corrente pelo transformador de corrente, sensibilizando o relé 51 e provocando a abertura do disjuntor. Pode ser utilizado, neste esquema, em vez do TC alimentando um relé de sobrecorrente, um TP suprindo um relé de tensão.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13.27 Considerando que o banco de capacitores arranjado na configuração de dupla estrela aterrada, conforme Fig. 13.67, é cons­ tituído de células de 100 kVAR/3,81 kV, calcular a tensão que aparece entre as células remanescentes, quando dois capacitores são eliminados pela abertura dos seus elementos fusíveis. Calcular, também a tensão resultante no grupo E após a ocorrência do defeito em G, bem como as tensões nos grupos F e H, além das respectivas correntes de desequilíbrio. A tensão nominal do sistema é de 13,80 kV. Para que a tensão não ultrapasse o valor máximo de 10%, o número mínimo de capacitores do grupo para a queima de duas células deverá ser de: Nce x Í22 x Ngs - 3 x N gs) 2 x Í22 x 1 - 3 X 1) N"*» = 2 x Ngs 2X1 Nmcp = 19 células postas em paralelo por grupo Para a condição de apenas uma célula queimar, tem-se: 1XÍ22X 1 -3 x 1 ) N = — ------------------ - = 9,5

2X1

Nmcp - 10 células postas em paralelo por grupo A tensão no único capacitor que ficou ligado no grupo G, de acordo com a Eq. (13.50), vale: VK =Vmx

2XW

2 x N gs x (N cp- N c,) + 3 x N c, 7 96 2X3 V„, = ~ ? x ------------------r---------= 2,98 kV 2 2x1x(3-2) + 3x2 V c = 7,96/2 = 3,98 kV

642

C a p ítu lo T re z e

Fig. 13.67 Banco de capacitores de 3.600 kVAR em dupla estrela aterrada < Vc (Vc é a tensão em cada grupo do banco não afetado dispondo de todas as suas células em operação). A tensão no grupo E após a ocorrência, de acordo com a Eq. (13.51), vale: 1/ s'

w

^ x Ngs x(A/cp - A/C8) + 4 x A/ce 2 x N % x (N cp- N c,) + 3 x N gsXN cí

796

2 x 1x ( 3 - 2 ) + 4 x 2

V = X ----------- ^ J ------------- = 4,98 kV ’ 2 2 X 12 X (3 - 2) + 3 X 1 x 2 Vc = 7,96/2 = 3,98 kV Logo, Vgr é superior a Vc que é a tensão em cada grupo não afetado considerado com todas as suas células em operação. A tensão nos grupos F e H, segundo a Eq. (13.52), vale:

V =V x 2 x ^ x K - ^ ) + 2xA/„

2 x N I X (Ncp - W„,) + 3 X A/ss X A/ce

9'

2 x 1x ( 3 - 2 ) + 2 x 2 l/9, = - ^ X ----------- ^ J ------------- = 2,98 kV 9 2 2 X l2x(3-2) +3 x l X 2 7

96

V„ = 3,98 kV Vv gr < Vv c Observar que a soma das tensões na meia fase correspondente aos grupos E e Fapós a eliminação dos dois capacitores é a própria tensão de fase, ou seja: V, = 4,98 + 2,98 = 7,96 kV A corrente que circula no grupo G, de acordo com a Eq. (13.53), vale: , =/ „

2 X N gs X (Ncp - N „ ) 2 X N S$ x ( N cp- N ce) + 3 x N ce

C apacito res

de

P otência

643

, 4X3X3X100 3.600 I. = --- t=------------ = -j= -----------= 150,6 A V3 X 13,8 v 3 X 13,8 lml = 150,6/2= 75,3 A 2 X 1X Í3 - 2) /„ = 75,3 X ---------- — r— L— = 18,8 A 2 x 1 x ( 3 - 2 ) +3 x 2 id < lmf (corrente nominal do banco) A corrente que circulará no grupo E, de acordo com a Eq. (13.55), vale: „

!

'

m'

2 X Ngs X (Ncp - A/ce) + 4 X Nce 2 x N gsx[N cp- N ce) + 3 x N c,

2 X1 X Í 3 —2) + 4 x 2 /, = 75,3 X ------------------{---------- = 94,1 A 2x1x(3-2) + 3x2 ld

^

lm f

Note-se que a corrente no grupo E elevou-se de: 94,1-75,3 A/ = — -------- X 100 = 24,9 % 75,3 A corrente que circulará nos grupos Fou H, de acordo com a Eq. (13.54), vale:

I =/ y 2^N gsx(Ncp-N ce) + 2XNc, “

""

2 x N gsx(N cp- N ce) + 3 x N c.

2 X l x ( 3 - 2 ) + 2X2 ld = 75,3 x ----------------------------- = 56,5 A 2x1x(3-2) + 3x2 ld

<

lm f

A corrente que circula pelo TC é a diferença entre as correntes que circulam nos grupos £ e F, respectivamente, ou seja: llc= 94,1 - 56,5 = 37,6 A Este resultado pode ser alcançado também por:

I =i x ________ 2 x ________ _ K

m'

2 x N gsx(N cp- N ce) + 3 x N ce

2X2

llc = 75,3 X ------------------r---------- = 37,6 A 2 X 1X (3 - 2) + 3 X 2 Logo, 0 transformador de corrente vale: RTC: 40-5: 8 A determinação dos ajustes dos relés de sobrecorrente pode ser efetuada conforme a seqüência de cálculo já explanada no Cap. 10.

13.13 CONTROLE AUT0MATIC0 DE BANCO DE CAPACITORES

Em geral, é necessário que os bancos de capacitores sejam manobrados para manter 0nível de tensão adequado às necessidades do sistema ou a potência reativa capacitiva requerida pela carga para manter o fator de potência acima do valor estabelecido pela legislação. Os principais parâmetros elétricos utilizados para a manobra de banco de capacitores são:

a) Controle automático de tensão

Este processo normalmente é utilizado em sistema de distribuição de energia elétrica pelas concessionárias. Nesse caso, quando o nível de tensão do sistema ultrapassa o valor superior estabelecido como limite, o controle automático de tensão faz atuar a chave de manobra desligando o banco de capacitores ou fração. Se 0 nível de tensão do sistema atingir um valor inferior ao nível estabelecido como mínimo, o controle automático de tensão faz atuar da mesma forma a chave de manobra energizando o referido banco ou fração. O controle normalmente é exercido através de um relé de tensão que é sensibilizado pela tensão do sistema no ponto de instalação dos capacitores

644

C a p ítu lo T re z e

b) Controle automático da potência reativa capacitiva

Normalmente é utilizado em sistemas industriais para controle do fator de potência. Esse controle pode ser realizado utilizando os seguintes parâmetros elétricos: • Controle por potência capacitiva Neste caso determina-se, a cada hora, as necessidades de potência reativa capacitiva da carga. O controle au­ tomático liga o número de células capacitivas necessárias à manutenção do fator de potência dentro da faixa de valores estabelecidos previamente. Este tipo de controle normalmente é utilizado quando o fator de potência varia de forma expressiva ao longo da curva de carga. • Controle pela corrente de carga Para atender ao requisito de correção do fator de potência da carga, o controle automático pode ser realizado através da corrente de carga do sistema. Esse tipo de controle normalmente é utilizado quando o fator de potência é praticamente constante ao longo da curva de carga. • Controle por tempo Este tipo de controle somente pode ser utilizado quando o ciclo de carga ao longo da semana é conhecido e apresenta uma certa regularidade durante este período. Assim, sabendo-se das horas onde é requerida uma de­ terminada quantidade de potência reativa capacitiva o controle por tempo aciona a chave de manobra do banco, inserindo ou retirando células capacitivas. Nos sistemas de distribuição, onde são utilizados reguladores de tensão próximos ao banco de capacitores, a tensão do sistema regulada não se presta para sensibilizar o controle a fim de inserir ou retirar células capacitivas do sistema. Nesse caso, podem-se utilizar como alternativas os controles por potência capacitiva ou corrente de carga. Se o regulador de tensão mantiver uma tensão na carga praticamente constante e se o fator de potência não sofrer variações significativas durante o ciclo de carga, normalmente é utilizada a variação da corrente de carga para o controle do banco de capacitores, reduzindo-se, assim, as perdas no sistema de distribuição. No entanto, se o fator de potência variar de forma significativa, mantendo-se a tensão praticamente constante pela ação do regulador, utiliza-se como parâmetro para controle dos capacitores a variação da potência reativa capacitiva. Os sistemas de controle de banco de capacitores de inserção normalmente são constituídos dos seguintes equipamentos: • chave interruptora ou disjuntor com comando elétrico; • relé sensívelà variação de tensão (controle por tensão); • relé sensívelà variação de potência reativa (controle por potência capacitiva); • relé sensívelà variação de corrente (controle por correntede carga); • relé temporizado; • circuito lógico no caso de manobra de banco de capacitores através de dois ou mais estágios). O relé temporizado desempenha um importante papel no controle do banco de capacitores, evitando um ex­ cessivo número de operação do mesmo em função das variações repentinas das grandezas que sensibilizam o referido controle.

13.14 ATERRAMENTO DE CAPACITORES Bancos de Baixa Tensão Como nestes casos, geralmente, o banco de capacitores é ligado na configuração triângulo, somente a carcaça de cada equipamento e a sua estrutura metálica de montagem devem ser aterradas. O cabo de aterramento deve ser ligado à malha de terra da subestação e ter seção transversal não inferior à do condutor de fase do capacitor ou banco se for o caso.

Bancos de Alta Tensão Assim como os bancos de baixa tensão, as caixas metálicas dos capacitores de alta tensão (5= 2,3 kV) devem ser cuidadosamente aterradas bem como a sua estrutura metálica. A seção do condutor deve ser de cobre, não inferior a 25 mm2. Quando a configuração dos bancos é em estrela aterrada ou dupla estrela aterrada é importante assegurar a ligação do ponto neutro do sistema à terra. Como já foi comentado, somente deve ser aterrado o ponto neu­

C apacito res d e P otência

645

tro de um banco de capacitores se o sistema que se quer compensar for do tipo efetivamente aterrado. Caso contrário, somente transtorno ocasionaria a este sistema, pois ofereceria a ele um caminho para corrente de seqüência zero. Nunca se deve utilizar o condutor de aterramento do pára-raios para a ligação à terra da carcaça e do ponto neutro dos bancos de capacitores.

13.15 ESTRUTURA PARA BANCO DE CAPACITORES Os capacitores podem ser montados no interior de caixas metálicas ou em estruturas de auto-suporte. A Fig. 13.19 mostra uma estrutura de banco de capacitores montada em estrutura metálica apropriada, deta­ lhando os elementos fusíveis, TCs, etc.

13.16 CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO E IDENTIFICAÇÃO Os capacitores devem ser adequados para trabalhar na posição vertical em altitudes não superiores a 1.000 m e em temperaturas ambientes máximas durante o ano de 35 °C para capacitores de categoria de temperatura de 50°C, e de 30° e 20°C para as categorias respectivas de 45° e 40°C. Os capacitores devem conter uma placa de identificação onde são discriminadas as seguintes informações, segundo a NBR 5282: • fabricante; • número de fabricação e ano; • potência nominal, em kVAR; • tensão nominal em V ou kV; • freqüência nominal em Hz; • categoria de temperatura; • tipo de ligação (para células polifásicas); • referência de isolamento, ou nível de isolamento; • referência à existência ou não de dispositivo interno de descarga.

13.17 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Após concluído o protótipo das células capacitivas a serem comercializadas, o fabricante fica responsável pela realização dos ensaios necessários para comprovar a qualidade do equipamento de acordo com o que dispõe a NBR 5282 - Capacitores de Potência - Especificação - e a NBR 5289 - Capacitores de Potência - Método de Ensaio.

Ensaio de Rotina

Ensaios de rotina são aqueles que devem ser aplicados a todas as células de produção para assegurar a qualidade de fabricação do equipamento. São eles:

a) Medição de capacitância e potência

Destina-se a comprovar os dados de placa quanto à capacitância e à potência nominal que é capaz de ser for­ necida pelo equipamento.

b) Medição da tangente do ângulo de perdas

Para determinar as perdas internas da célula capacitiva.

c) Ensaio de tensão aplicada entre terminais

O capacitor deve suportar durante 10 s uma tensão contínua de 4,3 X V0 e uma tensão alternada de 2,15 X V0. V0 é o valor da tensão eficaz entre terminais que produz o mesmo esforço dielétrico nos elementos do capacitor que a tensão nominal em funcionamento normal.

646

C a p ítu lo T r e z e

d) Ensaio de vazamento

Destina-se a comprovar, sob determinadas condições, a possibilidade de vazamento do líquido impregnante.

e) Ensaio do dispositivo de descarga

Serve para comprovar que este dispositivo, durante 1 min após o desligamento do capacitor, proporciona uma tensão residual nos terminais da célula capacitiva não superior a 50 V.

Ensaios de Tipo

Ensaios de tipo destinam-se a comprovar a qualidade do projeto do equipamento. Em geral, quando o fabricante exibe os ensaios do protótipo, pode ser dispensada a sua execução.

a) Ensaio de estabilidade térmica

Este ensaio destina-se a assegurar a estabilidade térmica do capacitor nas condições de sobrecarga prolongada. Para isso, o capacitor é levado para o interior de uma estufa, cuja temperatura é mantida controlada em função da categoria de temperatura do equipamento, valor este que pode variar entre 29 a 48°C.

b) Ensaio de tensão aplicada

É o mesmo aplicado no ensaio de rotina, variando-se apenas a sua duração.

c) Ensaio de impulso

Este ensaio deve comprovar a capacidade de isolação do equipamento quando submetido a uma onda de im­ pulso na forma de 1,2 X 50 /jls.

d) Ensaio de descarga

Neste ensaio, o capacitor é carregado em tensão contínua com valor duas vezes superior ao valor eficaz da tensão nominal e logo após descarregado de uma só vez.

e) Ensaio de tensão residual

Este ensaio é realizado carregando-se o capacitor em tensão contínua com o valor correspondente ao valor eficaz da tensão alternada nominal, e logo em seguida desligado da fonte. Neste caso, a tensão nos terminais do capacitor não deve ser superior a 50 V após 1 min para capacitores de até 660 V e após 5 min para capacitores de tensão nominal superior a 660 V.

f) Ensaio de ionização

Serve para comprovar o nível de ionização no dielétrico da célula capacitiva quando submetida a várias apli­ cações de tensão com tempos e valores diferentes. Dessa forma, pode-se determinar o nível de descargas parciais no referido dielétrico.

g) Ensaio de rádio-ruído

Destina-se a comprovar que, à freqüência de 1 MHz, a tensão não deve exceder a 250 /xV.

h) Ensaio de rigidez dielétrica

A célula capacitiva é submetida às tensões mencionadas na NBR 5282 aplicada entre terminais com a finalidade de verificar a rigidez do dielétrico.

Ensaios de Recebimento

Antes do embarque, as células capacitivas são submetidas a todos os ensaios de rotina e mais um ensaio visual para verificação do estado geral do equipamento. São também verificadas as condições de embalagem e transporte.

C apacitores

de

P otência

13.17 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA No pedido de compra de um capacitor é necessário que constem, no mínimo, os seguintes dados: • tensão nominal; • potência nominal; • número de fases (monofásico ou trifásico); • freqüência nominal; • tensão suportável de impulso; • categoria de temperatura; • exigência ou não do dispositivo interno de descarga.

C have de A terramento R ápido 14.1 INTRODUÇÃO

A chave de aterramento rápido é um equipamento destinado à proteção de sistemas elétricos, que, quando sensibilizado pela ação de um relé, provoca o aterramento, em geral, de uma fase, fazendo atuar um disjuntor de retaguarda, normalmente localizado longe do ponto de instalação da referida chave. A aplicação dessas chaves é mais aconselhável em subestações de potência que não requeiram maiores níveis de continuidade de serviço, pois a sua operação implica um desligamento completo do sistema a partir do disjun­ tor de retaguarda. Normalmente, são utilizadas em subestações das concessionárias que suprem áreas rurais ou pequenas vilas dotadas de cargas de pouca expressão.

14.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

As chaves de aterramento rápido são equipamentos de construção robusta e constituídas basicamente de três partes.

a) Terminal

O terminal constitui a chave propriamente dita. Ao contato fixo do terminal está ligada uma das fases do sis­ tema que deve ser aterrada por ocasião de um defeito. O contato móvel é constituído pela própria alavanca de aterramento que está ligada permanentemente à terra.

b) Coluna de isoladores

As chaves são dotadas de uma coluna de isoladores normalmente do tipo pedestal, cujas características elétricas são função do nível de tensão do sistema. As características elétricas e mecânicas dos isoladores serão estudadas no Cap. 19.

c) Caixa de comando

Na base da chave está fixada a caixa de comando, no interior da qual encontra-se todo o mecanismo operacional do equipamento, incluindo a parte mecânica propriamente dita, bem como os relés operacionais. O funcionamento do mecanismo de operação da chave é simples. É dotado de uma bobina de disparo que está em série com um contato do relé de proteção, normalmente o relé diferencial. Quando esta bobina é energizada faz soltar a trava que retém a mola de fechamento cuja força mecânica armazenada age diretamente sobre a alavanca de aterramento que leva à terra a fase correspondente ligada ao contato fixo do terminal da chave. A Fig. 14.1 mostra uma chave de aterramento rápido caracterizando os seus diversos componentes.

C ha ve

Ponto de conexão com a rede elétrica

de

A terr a m en to R ápido

Terminal

Coluna de isoladores Alavanca de aterramento Motor de acionamento da chave

Alavanca de manobra

Malha de cobre de aterramento

Painel de comando Ajuste da velocidade de fechamento (mola)

Saída dos condutores para o relé diferencial

Fig. 14.1 Chave de aterramento rápido

BR - Bobina do relé auxiliar de rearme; BO - Bobina de operação da chave de aterramento rápido; CRD1-CRD2 ... - Contatos auxiliares do relé de diferencial; CBR - Contato auxiliar do relé de rearme; CCA - Contato auxiliar da chave de aterramento rápido; BA - Bobina de abertura do disjuntor; CD1 - Contato auxiliar do disjuntor

Fig. 14.2 D ia g r a m a e lé tr ic o b á s ic o d a c h a v e d e a te r r a m e n to r á p id o

650

C a pít u lo Q ua torze

14.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Eletricamente, a chave é constituída de uma bobina de operação, conforme mostrado no esquema simplificado da Fig. 14.2, que tem a função de comandar a operação de fechamento da chave. Quando a chave está a serviço da proteção de um transformador, é utilizado o relé diferencial cujas caracte­ rísticas foram estudadas no Cap. 10. Se a chave é instalada para by-pass da bobina de Peterson, ligada ao ponto neutro do transformador, conforme mostrado na Fig. 14.4, deve-se utilizar o relé de sobrecorrente.

3

2

1 Ji hO100 MVA L K I F 3 o— A 2 3 0 kV

—O-

2 0 M VA

-o-

h a -----------------□-

6 9 kV

6 9 kV

-o -

TC^nTC 1 5 M VA

L

Il

6 9 kV 3 0 km

*

I I-

ik V

ü

1 3 ,8 kV

~CZI—•— '

1 5 M VA

□-(TV)

/

10 MVA

|

c h a v e de aterram en to rápido

I 10 M VA

1 3 ,8 kV

Fig. 14.3 Sistema elétrico de transmissão e distribuição de energia elétrica

14.4 APLICAÇÃO

A aplicação típica e mais comum da chave de aterramento rápido é na proteção de transformadores de subesta­ ções de potência, classificada de acordo com os requisitos já mencionados, onde não seria economicamente viável a instalação de um disjuntor primário para a proteção do referido transformador. Para ser entendida com maior nitidez a questão, basta analisar o esquema simplificado da Fig. 14.3. Observase que a subestação de 5 MVA está na extremidade do sistema e a chave de aterramento rápido pode provocar o desligamento do disjuntor D, localizado na subestação da barra 3. Quando ocorre um curto-circuito nos alimentadores de 13,80 kV, o disjuntor A é o responsável pelo desligamento correspondente. Se o defeito é trifásico, muito provavelmente a corrente resultante não deve ter um valor suficiente para sensibilizar o relé do disjuntor D. Se o defeito é monopolar, a corrente de seqüência zero circula apenas no secundário do transformador, sendo ainda o disjuntor A o responsável pelo desligamento dos alimentadores. É bom lembrar que não é considerada aqui a proteção de cada alimentador que pode ser feita por religadores ou chaves fusíveis. Para um defeito interno ao transformador de 5 MVA, o relé diferencial RD é sensibilizado fechando os seus contatos auxiliares CRD1, CRD2 e CRD3. O relé diferencial atua também sobre o disjuntor A, fechando o contato CRD2, energizando a bobina de operação da chave de aterramento rápido. Observar que a operação da chave de aterramento rápido é precedida pela abertura do disjuntor A. O rearme da chave, isto é, o reposicionamento do mecanismo de aterramento, é feito normalmente através de ação motorizada. Vale ressaltar que a corrente /„, que vai sensibilizar o relé do disjuntor D, circula pelos demais disjuntores do sistema de 69 kV no percurso das barras 1 - 2 - 3, porém os ajustes correspondentes devem estar acima do valor desta corrente, não sendo, portanto, afetados. Nessas condições, o transformador de 5 MVA está protegido pelo disparo do disjuntor de retaguarda D colocado, nesse caso, a 30 km de distância a jusante. Isso evita que se instale um disjuntor de proteção de 69 kV na subestação de 5 MVA, como ocorre nas demais, vistas na Fig. 14.3, reduzindo substancialmente os custos do empreendimento. Outra aplicação da chave de aterramento rápido é no by-pass de uma bobina de Peterson ligada ao ponto neutro do transformador, conforme esquema simplificado da Fig. 14.4. A Tabela 14.1 fornece as principais características elétricas da chave de aterramento rápido de fabricação Camargo Correia - Brown Boveri S.A, tipo SG-4.

C ha ve

de

A terk am en to R ápid o

651

Tabela 14.1 Características elétricas da chave SG-4 Tensão nominal kV

38 38 72,5 72,5 145 145 145 145

NBI kV

200 200 350 350 550 550 550 550

Capacidade de corrente instantânea kA

10 20 10 20 10 20 10 20

14.5 ENSAIOS E RECEBIMENTO

As chaves devem ser ensaiadas pelo fabricante nas suas instalações na presença do inspetor do comprador. Os ensaios devem constar, no mínimo, de: • inspeção visual; • operação manual da alavanca de aterramento; • operação automática da alavanca de aterramento; • pressão dos contatos do terminal; • ensaio da coluna de isoladores conforme descrito no Cap. 19, naquilo que for pertinente; • capacidade de corrente instantânea.

14.6 ESPECIFICAÇÃO SlIMÁRIA

Para obtenção de uma chave de aterramento rápida são necessárias, no mínimo, as seguintes informações: • tensão nominal; • corrente nominal de descarga; • tensão suportável de impulso; • número de pólos.

R esistores de A terramento 15.1 INTRODUÇÃO

As subestações de potência e as centrais de geração de grande porte propiciam correntes de curto-circuito as­ simétricas de valor muito elevado, o que pode ocasionar danos, de uma forma geral, à instalação e oferecer risco às pessoas que as operam, se não forem tomadas medidas seguras de proteção. Os projetos de instalações elétricas deste porte obrigam, em muitos casos, que a especificação dos equipamen­ tos supere os limites das características técnicas normalmente seguidos pelos fabricantes e, em outros, alguns requisitos normativos, o que acarreta, sem dúvida, um ônus à sua aquisição. Nesse caso, para reduzir os custos e manter a segurança das pessoas no âmbito do projeto, é necessário que se reduzam a níveis aceitáveis os valores das correntes de curto-circuito, principalmente no que se refere aos defeitos fase e terra, o que neste último caso pode ser feito com aplicação dos resistores de aterramento conectados ao ponto neutro dos transformadores de potência ou dos geradores da usina.

15.2 CURTO-CIRCUITO FASE E TERRA

As instalações elétricas por mais seguras que sejam estão sujeitas à perda de isolamento em uma das seguintes formas: • entre as três fases: defeito trifásico; • entre duas fases quaisquer: defeito fase-fase; • entre duas quaisquer das fases e a terra: defeito entre fases e terra; • entre qualquer uma das fases e a terra: defeito fase e terra, ou defeito monopolar. As correntes de curto-circuito fase e terra assumem uma importância muito grande na análise de um sistema elétrico, pois elas determinam os limites de tensão de passo e de toque no dimensionamento de uma malha de terra e, em alguns casos, quando o seu valor é superior à corrente trifásica de curto-circuito, são empregadas para dimensionar a capacidade de interrupção dos equipamentos e outras características técnicas dos mesmos. As correntes de defeito fase e terra podem variar entre valores muito largos, conforme as impedâncias envol­ vidas no processo de curto-circuito, explicitadas, de forma simples, na Fig. 15.1, principalmente em sistemas de distribuição primária. O diagrama de conexão das impedâncias de um sistema de componentes de fase pode ser visto na Fig. 1.20. Dentre as impedâncias mostradas, a que se apresenta com maior dificuldade de determinação é a resistência de contato. Como depende de muitos fatores, como, por exemplo, a resistividade do solo no local de contato do condutor defeituoso, o cálculo da corrente de curto-circuito fase e terra torna-se bastante complexo. Muitas vezes é necessário calcular o valor da corrente de curto-circuito admitindo-se nulos os valores de R,IC, R„„, e Z„„. Nesta condição, a corrente de curto-circuito fase e terra assume o seu valor máximo, sendo muitas vezes superior à própria corrente trifásica de curto-circuito. Isso pode ser verdade caso se admita um defeito fase e terra nos terminais secundários do transformador da subestação, onde o condutor fase entra em contato com o condutor de aterramento que liga o tanque do transformador à malha de terra do sistema. Para reduzir a grandeza da corrente de curto-circuito monopolar, quando assume valores elevados, pode-se aplicar no condutor que liga o ponto neutro do transformador de força à malha de terra uma impedância Z„a,

R esist o r e s d e A terram en to

^up

*~un

653

Zuz

Zup - Impedância unitária de seqüência positiva; Zun - Impedância unitária de seqüência negativa; ZU2- Impedância unitária de seqüência zero; Ruc- Resistência unitária de contato com a terra; Rum- Resistência unitária da malha de terra; Zua - Impedância unitária de aterramento (resistor, reator ou impedância). Fig. 15.1 Diagram a

elétrico elem entar representando as impedâncias

chamada impedância de aterramento, que pode ser simplesmente um resistor, uma reatância ou um conjunto de resistores associado a uma reatância. Neste capítulo, será tratada somente a aplicação do resistor de aterramento, por ser o procedimento mais uti­ lizado. Cabe aqui ressaltar que a impedância de aterramento pode ser também aplicada ao neutro dos geradores, da mesma forma como se faz com os transformadores. Para que se possa determinar o valor do resistor de aterramento, é necessário conhecer os valores trifásicos e de fase e terra das correntes de curto-circuito cujo processo de cálculo pode ser visto no livro do autor, Instalações Elétricas Industriais, 6.a ed., Rio de Janeiro, LTC, 2001. No caso da corrente simétrica de curto-circuito trifásica, o seu valor pode ser dado pela Eq. (15.1); / "P' = TH1“»■ ■ (15.1)

2X

^ Zw - impedância total de seqüência positiva, compreendendo todos os valores de resistência e reatância desde a fonte de suprimento até o ponto de defeito, em pu. Já a Eq. (15.2) fornece o valor mínimo da corrente de seqüência zero de curto-circuito, ou seja: (i5.2) ; UZ = ___________________i__________________ - » - » - » / V 2 x z „,, + + Z,lzc + 3 X + Rua + Rum) Z,m - vetor de impedância unitária do transformador da subestação (seqüência zero), em pu\ R„a - resistência do resistor de aterramento, em pu\ Zuzc - vetor de impedância unitária de seqüência zero dos condutores do sistema, em pu. Para obter-se o valor máximo desta corrente, em pu, pode-se aplicar a Eq. (15.3), onde R„c = Rua = R,„„ = 0, ou seja: 7

= ___________ 1__________

2 X Z„„ + Z „ + Z„zc

( 15 .3 )

654

C a pítu lo Q u in ze

Tabela 15.1 Relações entre Ifl/Ia e XUJ X Valores das relações

Relações

K, = Ifl //„ K2 —Xuz/Xup

0,05 58,00

0,10 28,00

0,25 10,00

0,60 3,00

1,00 1,00

1,33 0,25

1,43 0,10

De acordo com o tipo de conexão do neutro à terra, os sistemas apresentam comportamentos diferentes quando submetidos a um defeito monopolar. O Cap. 1 trata, com certa profundidade, o assunto. Como o dimensionamento dos equipamentos, no que concerne à capacidade de interrupção, corrente térmi­ ca, corrente dinâmica etc., tem sido feito com base no valor da corrente de curto-circuito trifásica do sistema, é necessário, em alguns casos, limitar o valor da corrente de defeito monopolar quando sua grandeza ultrapassar o valor da corrente trifásica. Normalmente, procura-se manter a relação entre o valor da corrente de defeito fase e terra e a corrente trifásica igual ou inferior à unidade. Com base nestes argumentos e tomando-se a relação X J X up pode-se classificar os sistemas quanto à natureza do aterramento, de acordo com a Tabela 15.1, em:

a) Sistemas com neutro efetivamente aterrado São aqueles em Kx > 0,6 e, conseqüentemente, K2 s 3,0.

b) Sistemas com neutro não efetivamente aterrado

São aqueles em que 0,05 ^ Kx < 0,6 e K2 > 3. Normalmente são sistemas aterrados sob uma impedância.

c) Sistemas com neutro isolado

São aqueles em que Kt < 0,05 e, conseqüentemente, K2 > 58. Normalmente, são sistemas aterrados sob uma impedância muito elevada. Desde que sejam satisfeitos os requisitos da proteção, tem sido utilizado com maior freqüência o valor de K] entre 0,20 e 0,40. A aplicação de resistores de aterramento pode resultar em sobretensões por ocasião de um defeito monopolar. Como já foi estudado no Cap. 1, isto implica o dimensionamento adequado dos pára-raios, a fim de que não sejam danificados durante a ocorrência de faltas à terra.

15.3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os resistores de aterramento são constituídos de um armário metálico no interior do qual está montado um conjunto de resistores fixados sobre isoladores. O elemento dos resistores pode ser fabricado em liga de níquel-cromo, aço inoxidável ou, ainda, em ferro fun­ dido com uma proteção externa, formada por uma camada de liga de alumínio resistente a temperaturas elevadas. Isso lhe confere uma excelente proteção contra a corrosão, permitindo que estes resistores sejam empregados em áreas de grande agressividade atmosférica, como distritos industriais ou zonas marítimas. A Fig. 15.2 mostra o aspecto externo de um resistor de aterramento muito utilizado pelas concessionárias de energia elétrica. Já a Fig. 15.3 apresenta um resistor de aterramento instalado numa subestação de 69/13,8 kV, uso ao tempo, constituído de duas secções. Quando ocorre um curto-circuito fase e terra no sistema, a corrente de defeito circula pelos resistores provocan­ do um aquecimento elevado e aumentado em cerca de 20% o valor da resistência ôhmica, o que pode ocasionar alguma influência no desempenho do sistema de proteção, no caso de religamento. Alguns modelos de resistores de aterramento agregam um transformador de corrente para proteção cuja es­ pecificação deve ser compatível com as características do sistema. A Fig. 15.4 mostra o detalhe de instalação e conexão do transformador de corrente para fins de proteção. A construção dos resistores de aterramento pode ser feita para instalação abrigada ou ao tempo. Se o resistor é para instalação abrigada, o armário pode ser construído com telas metálicas laterais. Caso contrário, quando em instalações ao tempo, o armário deve ter grau de proteção compatível, ou no mínimo IP54.

R e sist o r e s d e A terram ento

Fig. 15.2 Resistor de aterramento

Isoladores suporte

TC d e ------aterramento

Resistor de aterramento Base do resistor

C o n d u to r de a te rra m e n to

Fig. 15.3 Resistor de aterramento montado na subestação

655

656

C a pítu lo Q uin ze

Ponto d e --------conexão com o sistema elétrico

Condutor de aterramento Isolador suporte

TC de aterramento

Ponto de — aterramento

Fig. 15.4 Detalhes de montagem do resistor de aterramento

15.4 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Os parâmetros elétricos que caracterizam os resistores de aterramento estão descritos a seguir.

Tensão Nominal

É a tensão de neutro do sistema no qual o resistor irá operar.

Tempo de Operação

Os tempos de operação dos resistores variam de acordo com o tipo do material empregado na fabricação das resistências ôhmicas e com o valor da corrente de defeito monopolar. Por norma, os tempos padronizados são de 10 s, 30 s, 60 s, 10 min e regime contínuo. Considerando a natureza do material resistor, tem-se: • aço inoxidável: 2.000 A em 10 s; • níquel-cromo: 2.000 A em 10 s; • ferro fundido: 5.000 A em 10 s. O tempo de operação mais comum é o de 10 s, utilizado por grande parte das concessionárias de energia elétrica.

Temperatura

O limite de temperatura admitido para os resistores é função também da natureza do material do resistor. A elevação de temperatura nestes casos vale:

R esist o r e s d e A terra m en to

657

a) Ferro fundido

• regime contínuo: 385°C; • até 10 min: 460°C.

b) Aço inoxidável

• regime contínuo: 610°C; • até 10 min: 610°C.

15.5 DETERMINAÇÃO DOS RESISTORES

Os resistores de aterramento limitam as correntes de curto-circuito a valores que podem variar na prática entre 5% e 60% do valor da corrente de curto-circuito trifásica, conforme desejado. O valor da resistência ôhmica do resistor é função de dois fatores básicos: • a corrente de defeito monopolar resultante da instalação do resistor de aterramento deve ser suficientemente capaz de acionar os dispositivos de proteção; • a corrente de defeito monopolar deve ser suficientemente reduzida a fim de que os esforços térmicos e dinâmicos sejam compatíveis com os valores nominais dos equipamentos em operação no sistema. • Com base nestas premissas, o valor do resistor de aterramento pode ser dado pela Eq. (15.4): V„ R ,= - f ‘ft

(15.4)

Vft - tensão nominal de neutro do sistema, em V; //(- corrente de curto-circuito fase e terra necessária para atender os requisitos da proteção e da capacidade dos equipamentos.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 15.1 Dimensionar o resistor de aterramento da subestação de potência de 20 MVA/69-13,8 kV cujo diagrama simplificado está apresentado na Fig. 15.5. A corrente de curto-circuito nos terminais primários da subestação é de 1.100 MVA. Considerar que o defeito fase e terra ocorre nos terminais secundários da subestação. Analisar os efeitos decorrentes sobre os pára-raios ins­ talados nas proximidades da mesma subestação. a) Dados do sistema • tensão nominal primária: 69 kV; • tensão nominal secundária: 13,8 kV; b) Dados do transformador (Cap. 12) • potência do transformador: 20 MVA; • tape de ligação primária: 72,6 kV; • impedância a 100% da carga em 72,6 kV: 6,98%; • perdas no cobre a 75°C a 72,6 kV: 65.993 W; • tensões nominais do transformador: 69/13,8 kV. c) Dados de base • tensão: 13,80 kV; • potência: 20.000 kVA. d) Impedância equivalente do sistema de suprimento Zus = X ,s = — 20000 = 0,018 pu Pcc = 1.100.000 P Z us = 0 + yX„s = y'0,018 pu e) Impedância do transformador de 20 MVA • Resistência fí„, = 10XP„,

10X20.000 = 0,33% = 0,0033 pu

(nas b ase s de 72,6 kV e 20 MVA)

Pcu = 65.993 W

658

C a pítu lo Q uin ze

Transformador

de

Fig. 15.5 Diagrama elétrico

• Reatância Mudando-se os valores para as bases adotadas, tem-se: Zu, —Z, x Z„ = 6,98% = 0,0698 pu (na base de 72,6 kV e 20 MVA); Vprz = 72,6 kV (tensão primária a que se refere Zu); Vsrz = 13,8 kV (tensão secundária a que se refere Zu); Vnplr = 69 kV (tensão nominal primária); Kstr = 13,8 kV (tensão nominal secundária). 72,6 13,8 Z„, = 0,0698 x 20.000 69 20.000 13,8 Zul = 0,077 pu (nas bases de 69 kV e 20 MVA) R„ =0,0033 X

20.000

20.000

' 72,6 13,8 69 13,8

Ru, = 0,0036 pu nas bases de 69 kV e 20 MVA Xu, =

= sl 0.0772 - 0.00362 = 0,0769 pu

Za, = Rul + jXul = 0,0036 + A 0769 pu f) Impedância até o ponto de defeito F £

Z up = Z ÜS + Z u,

= y'0,018 + 0,0036 + y'0,0769 = 0,0036 + y'0,0949 pu

g) Corrente simétrica de curto-circuito trifásica De acordo com a Eq. (15.1), tem-se:

L

£ Z „ P 0,0036+ y0,0949 =10.63 X -8 7 ,8 ° pu

0,094 /8 7 ,8 o

R esist o r e s d e A terra m en to

659

A corrente básica vale:

= 20.000 = 836 y A X 13,8 Logo, a corrente de curto-circuito em ampères vale: L = lb X luPS= 10.63 X 836,7 = 8.894,1 A h) Corrente simétrica de curto-circuito fase e terra Para um defeito franco, e de acordo com a Eq. (15.3), tem-se:

Iuft =______ 3— ____

2 X Z„„ + Z„zl + Z„ze Zup = 0,0036 + y'0,0949 pu

L = z up

Z„„ = 0,0036 + y'0,0949 pu Z „, = 0,0036 + y'0,0769 pu Zuzc = 0 (não existe condutor a considerar, já que o defeito é nos terminais secundários do transformador). a) Para a impedância do sistema até o ponto de alimentação do transformador, admite-se ter o mesmo valor tanto para a impedância de seqüência positiva (Z„p) quanto para a impedância de seqüência negativa (Z„„). b) Não há impedância de seqüência zero (Z„2), pois o primário do transformador é ligado em A. c) Os valores das impedâncias de seqüência positiva, negativa e zero do transformador são iguais; d) Os valores das impedâncias de seqüência positiva e negativa dos condutores são iguais. Já o valor da impedância de seqüência zero é diferente. 2 X (0,0036 + y'0,0949) + (0,0036 + y'0,0769) 3 3 PU 0,0108 + y'0,2667 Q.2669 /8 7 ,7 °

7

L =11.24 / - 8 7 , 7 ° pu Logo, a corrente de curto-circuito de defeito monopolar vale: /„ = 11,24 X 836,7 = 9.404,5 A Como se observa: l„ > I^ i) Resistor de aterramento Para se limitar o valor da corrente de curto-circuito monopolar a 20% do valor da corrente trifásica, a resistência ôhmica do resistor de aterramento deve valer: /«//cs = 0 ,2 0

/„ = 0,20 X 8.894,1 = 1.778 A De acordo com a Eq. (15.4), tem-se:

K , 18.800/^3 =

‘

l„

1.778

Considerando-se Re nos valores de base, tem-se: ■R. x

1.000 X

v„

= 4,48 X

20.000

1.000 X13,82

Rue =0,47 pu

L 2 X (0,0036 + y'0,0949) + (0,0036 + y'0,0769) + 3 x 0,47 =

T„ = ----------- ------------ = ---------- ----------= 2.076 / - 1 0 , 6 o ou 1,4208+ y'0,2667 1.445 /1 0 ,6 ° Para comprovação de resultado, tem-se: t„ = 836,7 X 2,076 = 1.737 = 1.778 A j) Cálculo das tensões resultantes Será considerado que A é a fase defeituosa no esquema da Fig. 15.5. Serão aplicadas as equações discutidas no Cap. 1 referentes ao cálculo de sistemas elétricos através de componentes simétricas.

C a pítu lo Q uin ze

Vbc

Vnb

Fig. 15.6 D iag ram a elétrico

• Correntes de seqüência

L -4 -

z„

Z„, = 2 X (0,0036 + y'0,0949) + (0,0036 + y'0,0769) + 3 X 0,47 Z„, = 1,4208 + y'0,2667 = 1,445 /1 0 ,6 ° pu L = -------------------- = 0,6920 / - 1 0 , 6 o = 0,6801 - y'0,1273 pu 1,445 /1 0 ,6 °

C = í. = £. = °’6801 - ■'O’1273 Pu • Impedância de seqüência zero com o resistor Zuz = 0,0036 + y'0,0769 + 3 X 0,47 Z „ =1,4136 + y'0,0769 pu • Tensão de seqüência positiva De acordo com a Eq. (1.26) do Cap. 1, tem-se:

~Ki - z upx 7up Vu, = 1 + y'0 pu (valor de referência, ou: 13,80 + y'0 kV) Vup=-\ + y'0 - (0,0036 + y'0,0949) x (0,6801 - y'0,1273) = 1- (0,01453 + y'0,0640) = 0,9854 - y'0,0640 pu • Tensões de seqüência negativa De acordo com a Eq. (1.27) do Cap. 1, tem-se: Kin = - Z„„ X /„„

^un

= - (0,0036 + y'0,0949) X (0,6801 - y'0,1273) ÍL = - 0,01453 - y'0,0640 pu • Tensões de seqüência zero De acordo com a Eq. (1.28) do Cap. 1, tem-se:

z „x 7 „

ÍL = - (1,4136 + y'0,0769) x (0,6801 - y'0,1273) Vai = - 0,9711 + y'0,1276 pu • Tensões de fase entre as fases B e C De acordo com o conjunto de Eqs. (1.24), tem-se:

R esist o r e s d e A terra m en to

661

Vna = 0 (fase com defeito) Vv nb = aa 2 Vup +' aV a v un + ' V v uz Vn0 = ( - 0,5 - /0,866) X (0,9854 - y'0,0640) + ( - 0,5 + y'0,866) X ( - 0,01453 - y'0,0640) + (-0,9711 + y'0,1276) V„b = -0 ,5 4 8 1 -y'0,8213 + 0,0626 + y'0,0194- 0,9711 + y'0,1276 = -1,4566 - y'0,6743 = 1,6051 /2 4 ,8 ° pu -iOQf)f) Vnb = i £ £ ^ X1,6051 = 12.788 = 12,7kV v3 Vnc = aVw + a2Vu„ + VIJZ V„c = ( - 0,5 + y'0,866) x (0,9854 - y'0,0640) + ( - 0,5 - y'0,866) X ( - 0,01453 - y'0,0640) + (-0,9711 + 0,1276) Vm = - 0,4372 + y'0,8853 - 0,0481 + y'0,0445 - 0,9711 + y'0,1276 Vnc = —1,4566 + y'1,0574 = 1,7999 / - 3 5 , 9 o pu -jOQQQ Vnc = - ^ ^ X l , 7999 = 14.338 = 14,3kV v3 • Tensões de linha A - B, B - Ce C - A (Fig. 15.5) _>

_>

V,»=V„a +V„b =Vnb+Van v . „ = - v na= 0 Vab = -1,4566 - y'0,6743 = 1,6051 /2 4 ,8 ° pu Vab = 1 5 ^2 2 x 1,6051 = 12.788 = 12,7 kV Vbc - Kc + v„b = v„c + vb„ K n = -K „ Vbc = -1,4566 + y'1,0574 - (-1,4566 - y'0,6743) Vbc _>

=0HQ+QQQ y'1,7317 = 1,7317^lSQ!pu

Vbc = - ^ = - X l , 7317 = 13.797 V = 13,7kV V3

1/ =\/ +u =1/ +v v ca

v na

1

v nc

v na

1

v cn

Vcn = - vv nc vca = 0 - (-1,4566 + y'1,0574) = 1,4566 - y'1,0574 pu V.. =1.7999 HOQQQ 35,9° ou = - ^ ü x 1,7999 = 14.340 V = 14,3 kV r

_>

V3

Pode-se observar que: • A tensão de fase l/„6 = 12,7 kV é superior à tensão nominal do pára-raios que éde 12 kV; • A tensão de linha C - A é a maior alcançada no sistema, isto é: = 14,3 kV; • A tensão de linha C - A difere em módulo e ângulo da tensão de linha C - B, isto é: Vab = 12,7 kV e Vca = 14,3 kV.

15.6 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Os resistores de aterramento são fabricados e inspecionados por normas internacionais, já que no Brasil não há especificação correspondente. Dentre essas normas cita-se o IEEE - 32 (Standard Requirements Terminology

And Test Products For Neutral Grounding Devices).

15.7 ESPECIFICAÇÃO SlIMÁRIA

A aquisição de um resistor de aterramento requer, no mínimo, as seguintes informações: • tensão nominal (fase-neutro); • tempo de operação; • material resistor; • limite de temperatura admitido.

R eguladores de T ensão 16.1 INTRODUÇÃO

O regulador de tensão é um equipamento destinado a manter um determinado nível de tensão em um sistema elétrico, quando submetido a uma variação de tensão fora de limites especificados. Na realidade, o regulador de tensão é um autotransformador dotado de um certo número de derivações no enrolamento série. É importante frisar que o regulador de tensão é um dos equipamentos mais úteis para as concessionárias de energia elétrica que objetivam manter uma boa qualidade de fornecimento a seus consumidores na forma de tensão, com razoável estabilidade. Sabe-se que o aumento de 1% na tensão de um consumidor resulta num acréscimo de faturamento de cerca de 1,5%. O emprego do regulador de tensão é muito intensificado em redes de distribuição rural de comprimento longo e carga não muito acentuada, pois reduz a queda de tensão e estreita a faixa de variação da tensão de fornecimento. É comum se efetuar os cálculos de regulação de tensão tomando-se como base as tensões de 120, 127 ou 220 V, por serem estes valores as tensões monofásicas utilizadas mais comumente. Neste capítulo serão tomadas como base as tensões de 120 ou 220 V para resolução de diferentes exercícios. Nesse caso, é só considerar que a tensão nominal do sistema primário, por exemplo, 13.800 V, eqüivale a 120 V ou 220 V. Para qualquer valor superior ou inferior a 13.800 V, como, por exemplo, 14.500 V, seu valor correspondente na base de 220 V vale: y _ 1^500 x 22o = 23 i V 13.800 A ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica estabelece que nenhum consumidor em tensão superior a 1kV pode receber energia elétrica num nível de tensão fora da faixa de —5% a +5% da tensão nominal do sistema. Para os consumidores atendidos em tensão secundária de distribuição a ANEEL estabelece na Resolução 676 de 22/12/2003 as faixas de tensão para os sistemas trifásicos e monofásicos. A concepção básica de um regulador de tensão tem origem no projeto de um autotransformador. A Fig. 16.1 representa o esquema elementar de um autotransformador monofásico, em que parte do enrolamento (A) está em série com a carga e a outra parte (B), em paralelo com a mesma. Alterando-se a representação esquemática da Fig. 16.1, pode-se conceber um autotransformador com função de reduzir a tensão de entrada, o que é visto na Fig. 16.2. Nesta consideração, o autotransformador tem os seus enrolamentos ligados com polaridade subtrativa. Observar que o enrolamento (A) continua em série com a carga, enquanto o (B) permanece em paralelo. Para melhor compreensão do funcionamento dos autotransformadores estudar o Cap. 12. Modificando-se a conexão do esquema da Fig. 16.2, pode-se obter um autotransformador com a função de elevar a tensão, o que é visto na Fig. 16.3. Nesta condição, o autotransformador tem os seus enrolamentos ligados com polaridade aditiva. Observar ainda que os enrolamentos mantêm o mesmo tipo de ligação em relação à carga. Conservando-se os princípios básicos anteriormente expostos, pode-se obter o diagrama elementar de um regulador de tensão tomando-se como base a Fig. 16.4, em que o enrolamento (A) continua em série com a carga e o (B), em paralelo. No mercado há dois tipos de equipamentos destinados à correção da tensão nas redes de distribuição, ou seja: • regulador de tensão autobooster; • regulador de tensão de 32 graus.

R eg u la d o r es d e T ensão

Fig. 16.2 Autotransform ador com função de redução da tensão

Fig. 16.3 Autotransformador com função de elevação da tensão

664

C a pítu lo D ez esseis

16.2 REGULADOR DE TENSÃO A U T O B O O S T E R

Conhecidos comumente como autobooster, são os equipamentos mais simples de regulação de tensão. São fabricados em unidades monofásicas. Têm bastante utilização em redes de distribuição rural (RDR), em zonas de baixa densidade de carga, atendendo a pequenas cidades interioranas, onde é dever da concessionária fornecer tensão dentro de níveis adequados, de sorte que matenha satisfatório o atendimento a estas comunidades. O regulador autobooster é um equipamento que interfere no nível de tensão num só sentido, isto é, ou é regulado para aumentar a tensão, ou é regulado para baixar a tensão. O autobooster, no entanto, é muitas vezes utilizado como um equipamento auxiliar do regulador de tensão de 32 graus em grande parte das aplicações. O circuito elétrico do regulador autobooster é composto basicamente de três bobinas, assim denominadas: bobina série, paralela e de controle. A Fig. 16.5 mostra o esquema clássico simplificado de funcionamento de um regulador autobooster conectado para elevar a tensão. Já a Fig. 16.6 mostra o esquema próprio para a conexão do regulador autobooster na função de redução de tensão.

Fig. 16.5 D ia g r a m a s im p lific a d o d e u m

a u to b o o ster

n a c o n e x ã o d e e le v a ç ã o d a te n s ã o

R eg u la d o r es

de

T ensão

665

A aplicação do regulador autobooster para elevar a tensão é sentida em alimentadores longos, de maneira que compense a queda de tensão em virtude da carga, ou mesmo recupere a tensão do alimentador por deficiência da própria tensão de fornecimento da subestação, como pode ocorrer em cargas rurais de pouca importância, alimentadas por subestação na extremidade na linha do sistema de transmissão. Na realidade, o uso do regulador autobooster como elevador de tensão tem sido preponderante. Já o seu uso como redutor de tensão é mais raro, e encontra aplicação em alguns casos específicos. No esquema para elevar a tensão, conforme se pode observar na Fig. 16.5, as tensões das bobinas série e para­ lelas são opostas, o que resulta numa tensão maior no lado da carga. Já no caso de a conexão ser feita para reduzir a tensão, conforme se observa na Fig. 16.6, as tensões nas bobinas série e paralelo têm o mesmo sentido, o que resulta numa tensão menor do que a da fonte. Observar também que a tensão da fonte é aplicada às bobinas série e paralelo, enquanto a tensão de carga é aplicada somente sobre a bobina paralela. Para entendimento do trocador de posições e as interligações das bobinas série, observar as Figs. 16.7. Construtivamente, o regulador autobooster apresenta as seguintes partes: • tanque de aço cheio de óleo mineral, dentro do qual encontra-se a parte ativa do equipamento; • núcleo e enrolamento que constituem a sua parte ativa; • trocador de posição; • tampa de aço, na qual estão fixadas as buchas de porcelana; • pára-raios derivação; • pára-raios série. O trocador de posições é um mecanismo dotado das seguintes partes: • motor de carregamento da mola: propicia a troca automática de posição dos contatos estacionários; • mola de impulso: responsável pelomovimento rápido do contato móvel; • resistor de ponte: responsável pela continuidade do circuito durante a troca de posição dos contatos estacio­ nários; • batente: serve para limitar o movimento do trocador de posição. A Fig. 16.7, uma ilustração da Sudeletro Técnica Comercial Ltda., mostra uma seqüência completa de ope­ ração do trocador de posições. Inicialmente este dispositivo ocupa a sua posição neutra conforme a Fig. 16.7(a). Ao receber o sinal do controle eletrônico para mudar de posição, o trocador se movimenta e insere o resistor B no circuito, impedindo a formação de arcos [Fig. 16.7(b)]. Continuando a girar, o trocador de posições insere o resistor A [Fig. 16.7(c)]. No movimento seguinte o resistor B é retirado [Fig. 16.7(d)j, passando-se à última parte da operação com o bypass do resistor A [Fig. 16.7(e)] e a sua posterior remoção [Fig. 16.7(f)].

C a pítu lo D ezesseis

O trocador de posições é movido através de um motor acionado por corrente alternada fornecida por um trans­ formador de potencial instalado internamente ao equipamento. A energização do motor é feita através da bobina de controle. O trocador de posições leva cerca de 30 s para realizar a sua primeira operação, tempo este controlado por um temporizador. As operações subseqüentes, que são mais três, realizam-se em aproximadamente 10 s. O regulador autobooster pode subir ou descer o valor da tensão em quatro degraus, cada um fazendo a tensão variar de 1,5% para equipamentos de 6% de regulação ou de 2,5% para equipamentos com regulação de 10%. Não há ajuste na largura de faixa. A tensão de linha é mantida dentro de uma largura de faixa fixa de 5 V o que eqüivale a ±2,5 V. O controle eletrônico é fabricado com componentes em estado sólido, e tem a função básica de verificar o va­ lor da tensão nos terminais de saída do equipamento e comparar com a sua faixa de regulação, providenciando o acionamento do motor que comanda o trocador de posição. A bobina de controle é a responsável pela informação, ao sensor eletrônico, do valor da tensão de saída do regulador. Os reguladores autobooster são dotados de pára-raios de 3 kV do tipo resistor não-linear, para as unidades de 12 e 14,4 kV, e cujas características básicas são mostradas na Tabela 16.1. Os pára-raios são instalados entre os terminais de entrada e saída e, por isso, são denominados pára-raios série, conforme mostrados nas Figs. 16.5 e 16.6. Os pára-raios têm a finalidade de proteger os equipamentos contra sobretensões produzidas por descargas atmosféricas ao longo da rede de distribuição, ou proteger os mesmos contra manobra, principalmente por estar a bobina série diretamente conectada à referida rede. Para a proteção da bobina paralela há também um pára-raios instalado no tanque (pára-raios de derivação), conectando o terminal de fase de carga com a terra. A tensão deste pára-raios está mencionada na Tabela 16.1 que fornece as principais informações dos reguladores a u t o b o o s t e r , tanto para as unidades comercialmente fabricadas de 50 A, como para as de 100 A.

R eg u la d o r es

de

667

T en sã o

Tabela 16.1 Características básicas dos reguladores autobooster de 50 e 100 A Tensão nominal V

7.620 12.000 14.400

Relação doTP(RTP)

60 60 60 100 100 120 120 120

Tensão nominal da rede Estrela Estrela aterrada só multiaterrada kV (2) nas SE - kV (1) -

-

6,9/11,94 7,62/13,2 7,96/13,8

6,90/11,94 7,62/13,20 7,96/13,80 13,8/23,90 14,4/24,92

Ajuste do controle V

115 127 133 119 132 115 115 120

Pára-raios derivação kV

10 10 10 12 12 12 18 18

(1) Ligados em triângulo aberto ou fechado. (2) Ligados em estrela com neutro aterrado.

Tipos de Ligação dos Reguladores A u t o b o o s t e r

Por tratar-se de um equipamento monofásico, o regulador autobooster pode ser empregado nas seguintes condições: • uma unidade pode regular um alimentador monofásico (1F +1N); • duas unidades podem regular um alimentador trifásico a três fios; • três unidades podem regular um alimentador trifásico a três fios, configuração estrela ou triângulo, se ligadas em triângulo (Fig. 16.8); • três unidades podem regular um alimentador trifásico a quatro fios, configuração estrela com neutro multiaterrado, ou se ligadas em estrela com o neutro aterrado, conforme a Fig. 16.9; • três unidades podem regular um alimentador trifásico a três fios, com o neutro aterrado somente na subes­ tação, se ligadas em triângulo. É desaconselhável ligá-las em estrela em virtude do deslocamento de neutro em função das cargas desequilibradas, a não ser que se obtenha uma resistência de terra de cerca de 4 fí, no ponto de instalação dos equipamentos. A montagem dos reguladores autobooster normalmente é feita em estrutura simples de poste de concreto ar­ mado mostrando-se, como exemplo, a instalação de um banco de reguladores autobooster, representado na Fig. 16.10.

Fig. 16.8 L ig a ç ã o

e m tr iâ n g u lo d e u m b a n c o d e r e g u la d o r e s

autobooster

C a pítu lo D e z esseis

Fig. 16.9 Ligação em estrela multiaterrada de um banco de reguladores autobooster

Pára-raios derivação

Chave seccionadora

Chave Pára-raios série

Fig. 16.10 I n s ta la ç ã o d e b a n c o d e 2 a u to b o o ster e m

Regulador autobooster

e s tr u tu r a s im p le s d e p o s te

Reguladores de T ensão

669

Dimensionamento e Ajuste dos Reguladores A u t o b o o s t e r

Os ajustes de controle dos reguladores de tensão autobooster são simples e de fácil aplicação. O ajuste da tensão de saída é feito no seletor instalado na caixa do controle eletrônico cujos valores variam entre 115 V a 140 V. Ainda na parte frontal da unidade de controle encontra-se a chave seletora que ajusta o fun­ cionamento do autobooster nas posições de auto (automático), lower (reduzir a tensão) e raise (subir a tensão). Se o seletor for ajustado em lower ou raise e, em seguida ao reposicionamento do trocador de posição, for ajustado em off o regulador autobooster funcionará como um autotransformador. Tomando-se como base a RTP (relação de transformação do transformador de potencial) a faixa de tensão nominal dentro da qual os reguladores autobooster podem ser utilizados tem as suas limitações dadas pelo ajuste do controle eletrônico. Para o caso do regulador autobooster de 14.400 V, tem-se: - RTP: 120; - tensão nominal do regulador: 14.400 V; - tensão mínima: RTP X 115 = 120 X 115 = 13.800 V; - tensão máxima: RTP X 120 = 120 X 120 = 14.400 V. É importante frisar que a tensão máxima não deve superar 10% da tensão nominal do regulador autobooster. No presente caso, este valor seria de 14.400 X 1,1 = 15.840 V.

a) Ajuste do nível de tensão

Para indicar a posição do regulador autobooster existe uma lâmpada sinalizadora acionada por uma mola que faz parte do mecanismo do trocador de posições. Assim, se a tensão de entrada é igual à tensão de saída a lâm­ pada sinalizadora fica apagada. Porém, se o trocador de posições assume qualquer degrau para reduzir ou elevar a tensão, a lâmpada é ligada. O ajuste do controle eletrônico para sistemas em estrela com ponto neutro aterrado somente na subestação deve ser efetuado com base na tensão nominal do sistema, o que pode ser feito através da Eq. (16.1): V

V„ - tensão de saída do regulador autobooster, RTP - relação de transformação do transformador de potencial; Vaj - tensão de ajuste do controle eletrônico.

(16.1)

Nos sistemas de 13.800 V, por exemplo, podem-se utilizar tanto duas unidades de 14.400 V quando em estrela com neutro aterrado na subestação, como três unidades conectadas em triângulo. No caso da utilização de três unidades reguladoras de 7.620 V em sistemas a quatro fios multiaterrados, o valor do ajuste pode ser dado pela Eq. (16.2), ou seja: V„, =

v

V3 X RTP

(16.2)

b) Faixa de regulação de tensão regulada em percentagem

Os reguladores autobooster podem ser adquiridos com faixa de regulação fixa igual a 6% ou a 10%, conforme a sua utilização. Para se determinar o regulador com faixa de regulação adequada, basta aplicar a Eq. (16.3): V -V AVp = —-----^X100 n tíV . vT e (16.3) AVp- faixa de variação da tensão percentual; Ve - tensão de entrada do regulador; Vsr - tensão de saída do regulador. Seo regulador autobooster estiver ligado como redutor, deve-se ter cuidado com a inversão dos valores de V„ e Ve. Normalmente, os valores de Ve e Vsr são dados na base de 120 V. Quando três reguladores autobooster estão ligados em triângulo, a faixa de regulação resultante é superior a 50% à faixa de regulação de cada unidade, se todas tiverem a mesma faixa de regulação.

c) Tensão de regulação

É aquela que o regulador autobooster pode elevar ou reduzir, e é obtida a partir da Eq. (16.4). Vr = AVp X

( 16.4 )

C apítu lo D ezesseis

AVp - faixa de regulação da tensão, cujos valores são de 6% ou 10%, conforme a aplicação do regulador auto­ booster, Vn - tensão nominal do sistema, em kV.

d) Potência de regulação

É aquela que o regulador efetivamente regula em função da sua faixa de regulação percentual e pode ser dada pela Eq. (16.5). P r = h X Vr (16.5) /„ - corrente nominal do regulador autobooster, em A; Vr - tensão de regulação.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.1 Dimensionar um banco de reguladores autobooster sabendo-se que a potência da carga do alimentador é de 930 kVA, na tensão de 13.800 V. A tensão regulada no ponto de instalação do regulador autobooster é de 13.600 V. A queda de tensão entre o ponto de instalação do regulador autobooster e a extremidade de carga do alimentador é de 5,5% em carga máxima. O regulador autobooster deve elevar a tensão neste ponto igual ao valor nominal do sistema. Os reguladores autobooster estão conectados em triângulo fechado. • Corrente de carga 930— = 3 8gA V3 X13.8 Logo, a corrente nominal do regulador autobooster é de 50 A e a sua tensão nominal, de 14.400 V. • Ajuste do nível de tensão Para obter-se no ponto final do alimentador uma tensão de 13.800 V em carga máxima, o ajuste do controle eletrônico, de acordo com Eq. (16.1), deve ser de: V„ = 13.800 X 1,055 = 14.559 V Ve = 13.600 V (tensão de entrada constante nos terminais do regulador autoboostei) V =^n— “ RTP RTP = 120 V [Tabela (16.1)] 14J559 " 120 • Largura de faixa da tensão regulada em percentagem 1^600 =11 120 121,3-113,3 A l/ = ----- :---------- — x 100 = 7% p 113,3 Logo, deve ser utilizado o regulador autobooster de 6%, já que as três unidades regulam 50% a mais do que uma unidade, ou seja: Al/P = 1,5 x 6 = 9% • Tensão de regulação Vr = A V p x V n Vr = 0,090 X 13.800 = 1.242 V Potência de regulação

R eg u la d o r es d e T ensão

671

Uso do Regulador A u t o b o o s t e r

Os reguladores autobooster, como já foi mencionado, podem ser utilizados como elevadores ou somente como abaixadores de tensão.

Operação como elevador de tensão

Esta é a aplicação mais comum dos reguladores autobooster. Normalmente são instalados a jusante dos re­ guladores de tensão de 32 degraus que mantêm num determinado ponto do alimentador, chamado de ponto de regulação, uma tensão constante e definida. E muito comum a instalação de reguladores autobooster em alimentadores que suprem inicialmente cargas urbanas, onde deve ser mantido um nível de tensão adequado, e posteriormente cargas rurais, cujo nível de tensão pode ser inferior, devido, principalmente, a uma questão econômica e também pela maior exigência do consumidor urbano, apesar deste conceito estar sendo revertido em função da industrialização crescente da atividade agrícola e pecuária, bem como da legislação em vigor.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.2 Considerar o diagrama do alimentador configurado em estrela aterrada somente na subestação, apresentado na Fig. 16.11, em cuja saída instalou-se um regulador de tensão de 32 degraus. Dimensionar, se possível, um banco de reguladores autobooster ligados em triângulo aberto a ser instalado ao longo do alimentador em questão. Será tomada como base a tensão de 120 V para plotar as curvas de tensão, considerando os seguintes elementos: • tensão regulada na saída do regulador de 32 degraus: 14.490 V; • queda de tensão entre K-X: 7%; • o regulador foi ajustado para fornecer 13.800 V no ponto de regulação P\ • a tensão de entrada regulada no ponto K é de 13.420 V ± largura de faixa. a) Escolha do regulador de tensão autobooster (Tabela 16.1) • tensão nominal: 14.400 V; • ajuste do controle: 115 V; • RTP = 120 V; • tensão de saída no ponto K para 13.800 V no ponto X: Vk = V, + AV*, Vk = 13.800 + 13.800 x 0,07 Vk = 14.766 V • ajuste da tensão no regulador autobooster. _ ^ = 14766 “ RTP 120 ia 4 2 0 =11 120 • faixa de regulação: 123-111,8 Al/, = ---------------X 1 0 0 = 10%

p

111,8

Logo, o regulador autobooster deve ser de 10%. b) Valores das tensões nos diversos pontos do alimentador • no ponto K l/k = 14.766 V Vel = V„ X RTP = 2,5 X 120 = 300 V V„ = ±2,5 V (largura de faixa do regulador autobooster) Vmí„ = 14.766 - 300 = 14.466 V Vmix = 14.766 + 300 = 15.066 V • no ponto X V „= 13.800 V l/m(„ = 13.800 - 300 = 13.500 V l/máx = 13.800 + 300 = 14.100V Observar que a tensão no ponto K"atingirá valores muito elevados em relação à nominal, ou seja:

672

C a pítu lo D ezesseis

Este mesmo Exemplo de Aplicação poderia ser resolvido tomando-se um valor base qualquer, o que é normalmente mais utilizado. Admitindo-se 120 V com base tem-se: a) Tensão de saída no secundário do TP do regulador

„ ^ - , 23V R TP= 120V b) Largura da faixa do regulador de 32 degraus Serão adotados ±2 V c) Escolha do regulador autobooster • tensão em K no secundário do TP y _ 13420 _ ! tt 8 v

120

• tensão no ponto K para se ter 120 V (valor base) no ponto X Vk = V„+ \V kx Vk = 120 + 120 X 0,07 = 128,4 V • ajuste da tensão no regulador autobooster V „= 120 V W HOO/ V„ = — X 115 = ——-1—X 115 = 123,0 V “ Vb 120 • faixa de regulação A l/p= ^ x 1 0 0 = ^ ^ x 1 0 0 = 10% Vg m ,8 d) Valores das tensões nos diversos pontos do alimentador referidos à base de 120 V • ponto K V„ = 2,5 V Na base de 120 V, a largura de faixa de ± 2,5 V vale: V„ = — x 120 = 2,6 V " 115 Ou ainda: ,, = —-----------2,5 X RTP X Vb„ = -------------2,5x120 x 120 = 2,6 „ ow V„ V " 13.800 * 13.800 Vm,n - V . - V,

Vmín = 128,4 - 2,6 = 125,8 V Em volts, Vmin vale: V L .= ^ X l1 5 x f l7 P = ^ X H 5 X l 2 0 l/mln = 14.467 V K nâx = v„ + V.

Vmáx = 128,4 + 2,6 = 131,0 V \
fi

V U - 14.099 V

1 0 9

C

R eg u la d o r es

de

T ensão

673

Observar que a tensão no ponto K atingirá valores elevados em relação à nominal, ou seja: 131-120 x 100 = 9,1 % VK = ------------*

120

O gráfico da Fig. 16.11 mostra o perfil de tensão do alimentador, na base de 120 V.

Fig. 16.11 Perfil de tensão de um alimentador de distribuição

Operação como redutor de tensão

Esta aplicação é comum quando se instala um regulador de tensão de 32 degraus na barra da subestação para manter uma determinada tensão no ponto de regulação de um alimentador de elevada queda de tensão, e que na saída deste alimentador deve-se suprir uma carga de certa importância. Para que a tensão nesses consumidores não supere o valor máximo previsto de 5%, serão alimentados através de uma derivação, aplicando-se um regulador autobooster para reduzir o nível de tensão.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.3 Considerar o alimentador trifásico, ligação estrela aterrada na subestação, apresentado na Fig. 16.12, em cuja saída da referida subestação se instalou um regulador de tensão de 32 degraus. Dimensionar o regulador autobooster AB e calcular os ajustes necessários, considerando os seguintes elementos: • queda de tensão em carga máxima entre A-B: 9,0%; • queda de tensão em carga máxima entre C-D: 6,0%; • queda de tensão em carga leve entre C-D: 2,0%; • utilizar a base de 120 V. a) Tensão de saída do regulador de 32 degraus

C apítu lo D ezesseis

Para que a tensão em B, que ó o ponto de regulação, fique em 13.800 V, a tensão em A, que é barra de saída do regulador de tensão, em carga máxima, deve ser de: Va = 13.800 + 13.800 X 0,09 = 15.042 V b) Redução da tensão do regulador autobooster Para que a tensão na rede urbana não ultrapasse o valor de 5% da tensão nominal, o regulador autobooster deve reduzir a tensão nas seguintes condições: • tensão máxima de saída do regulador autobooster (ponto C) Vspu= Vb x 1,05 - V„ Na base de 120 V, V„ = ± 2,5 V vale: V„ = x 120 = ± 2,60 V " 115 l/s = 120 X 1,05 - 2,60 = 123,4 V Ou ainda: _ 191 4 x 115 x 120 = 14.191 V

120

• tensão de ajuste do controle eletrônico „ 123,4.X 120 = 123,4 V

120

c) Valores de tensão nos diversos pontos na base de 120 V • ponto A (saída do regulador de tensão de 32 degraus) = 15 042 x 120 = 130,8 V sr 13.800 Na base de 120 V, o valor de V„ = ± 1 V, vale:

_^>
Fig. 16.12 P e rfil d e

te n s ã o d e u m a lim e n ta d o r d e d is tr ib u iç ã o

R eg ula dores

de

T ensão

675

RTP = 115 (regulador de tensão) Vmin = 130,8 - 1 = 129,8 V l/máx = 130,8 + 1 = 131,8 V • no ponto B Vml„ = ^ 2 0 - ^ = 119 V 1 U = 120 + 1 = 121 V • no ponto D - em carga máxima Vd = 123,4 - 0,06 x 120 = 116.2V - em carga leve Vd = 123,4 - 0,02 x 120 = 121,0 V l/mln = 116,2 - 2,6 = 113,6 V l/máx = 116,2 + 2,6 = 118,8 V d) Faixa de regulação V.= Vsr = 130,8 V = _^130,8-123,4 . ° 'f f ’.?.x100 = 6°/o p 123,4 Adotar dois reguladores autobooster de 6% de faixa de regulação.

Aplicação de Reguladores A u t o b o o s t e r em Série com Capacitores

Os reguladores autobooster podem ser utilizados, sem qualquer restrição, em série com capacitores fixos ou automáticos, tanto ligados no lado da fonte como no lado da carga. Na aplicação de capacitores automáticos ligados entre o regulador autobooster e a carga, com controle efetuado por tensão ou por tempo com supervisão de tensão, deve-se considerar a influência das elevações de tensão efetuadas pelo regulador, ajustando-se adequadamente o controle do banco de capacitores automático.

16.3 REGULADOR DE TENSÃO DE 32 DEGRAUS

Este equipamento permite que se obtenha, em seus terminais de saída ou em um ponto remoto do sistema, uma tensão constante e predeterminada. Ao contrário do regulador autobooster, pode elevar ou reduzir o valor da tensão dos seus terminais de entrada. O regulador de tensão de 32 degraus compõe-se basicamente de um autotransformador dotado de várias de­ rivações no enrolamento série, uma chave reversora de polaridade que permite adicionar ou subtrair a tensão do enrolamento série e um controle de componentes estáticos que possibilita realizar os ajustes necessários à regu­ lação da tensão no nível pretendido. Os reguladores de tensão de 32 degraus são particularmente utilizados em redes de distribuição rural de grande comprimento, que alimentam em seu percurso comunidades urbanas, normalmente localizadas no seu início, e depois consumidores rurais. Podem ser instalados na saída do alimentador da subestação ou em determinados pontos da rede. Algumas vezes, os reguladores são utilizados para regular toda a barra da subestação em vez de somente um alimentador. Enfim, os reguladores de tensão devem ser instalados em pontos do sistema onde a tensão em carga máxima alcance o limite inferior da faixa de variação de tensão estabelecida pela ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica ou determinada pela concessionária, quando esta admite valores mais favoráveis, e, por outro lado, não permite, em carga leve, tensões fora dos mesmos limites. Para uma queda de tensão muito elevada, pode-se utilizar, complementarmente aos reguladores de tensão de 32 degraus, os regu­ ladores autobooster e banco de capacitores em derivação. Deve-se limitar o número de reguladores de tensão a ser aplicado num determinado alimentador em função da capacidade térmica dos condutores ou com base nas perdas ôhmicas decorrentes. Para melhor entender o funcionamento de um regulador de tensão de 32 degraus basta analisar o esquema apresentado na Fig. 16.13. Nele, a tensão da fonte é levada a um comutador de tape que pode variar do ponto neutro N até a derivação 8, ao longo do enrolamento série. Uma bobina em paralelo fornece ao sistema sensor de tensão, através de um transformador de potencial, a ordem para que uma chave de reversão assuma uma posição de levar ou reduzir a tensão. Se a chave de reversão estiver na posição A e o comutador de derivação for assumindo tapes em ordem crescente a tensão de saída vai diminuindo. Se a chave de reversão estiver posicionada no ponto B acontece o processo inverso.

C apítu lo D ezesseis

Observar na Fig. 16.13 que o comutador de derivação é dotado de um reator e dois contatos móveis, e que as oito derivações permitem que a tensão seja alterada em passos de até oito degraus no sentido de elevar e, acionando a chave de reversão, em oito degraus iguais no sentido de reduzir. Externamente, o regulador de tensão de 32 degraus pode ser visto na Fig. 16.14, identificando-se aí os seus principais componentes. Os reguladores de tensão são normalmente instalados em postes de concreto armado ou madeira, em estrutura dupla, como mostrado na Fig. 16.15, que corresponde ao padrão adotado pela Companhia Energética do Ceará - Coelce. Observar, e isto é importante, a instalação de três conjuntos de chaves seccionadoras destinadas a isolar o regulador de tensão da rede elétrica para fins de manutenção e ajuste.

Dreno de óleo

Fig. 16.14 Regulador de tensão de 32 degraus

R eg u la d o r es

de

T ensão

677

Fig. 16.15 Estrutura em poste para instalação de banco de reguladores

Os reguladores de tensão para instalação em poste de rede de distribuição são, normalmente, equipamentos monofásicos, a três buchas, enquanto os reguladores destinados à instalação em subestações para regulação de barra são, em geral, trifásicos. Para estudar a regulação de um alimentador deve-se conhecer os seguintes dados: • carga do alimentador; • tensão nominal; • tipo de circuito (monofásico, bifásico, trifásico, etc.); • espaçamento equivalente dos condutores; • seção dos condutores; • fator de potência da carga; • comprimento do alimentador ou trechos entre derivações. É importante observar que os reguladores de tensão têm uma impedância praticamente desprezível, deixando o equipamento vulnerável às correntes de curto-circuito do sistema em que operam.

Ligação dos Reguladores Monofásicos

O regulador monofásico pode ser ligado a um sistema monofásico da maneira mostrada no esquema da Fig. 16.16. Nesta ligação, nota-se a função das três buchas, ou seja: • bucha S: é aquela que recebe o condutor ligado à fonte; • bucha L: é aquela que alimenta a carga; • bucha SL: bucha de fonte-carga. Para melhor identificar as suas funções veja a Fig. 16.16. Note que a bobina paralela está ligada entre as buchas LeSL.

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C a pítu lo D ezesseis

Fig. 16.16 Esquem a básico de ligação de um regulador de tensão monofásico

Nos circuitos trifásicos a três fios, podem-se aplicar dois reguladores de tensão, cujo esquema de ligação está mostrado na Fig. 16.17. Para melhor clareza, observar o esquema da Fig. 16.18, que mostra dois reguladores monofásicos, ligados em triângulo aberto, o que corresponde à conexão feita na figura anterior. No caso de circuitos trifásicos a três fios, podem-se empregar, também, três reguladores de tensão monofásicos cujas ligações estão mostradas na Fig. 16.19. Este esquema pode ser comparado com as ligações do padrão de montagem mostrado na Fig. 16.15. No caso de circuitos trifásicos a quatro fios, podem-se empregar três reguladores de tensão monofásicos cujas ligações estão mostradas na Fig. 16.20. Algumas observações devem ser feitas quanto à ligação dos reguladores de tensão: • quando dois reguladores estão ligados em triângulo aberto podem regular um circuito trifásico a três fios, conectado em triângulo; • quando três reguladores estão ligados em estrela podem regular um circuito trifásico a quatro fios, conectado em estrela com neutro multiaterrado; • não se deve ligar três reguladores em estrela em circuito trifásico a três fios com neutro aterrado somente na subestação, devido ao deslocamento do ponto neutro em função das cargas monofásicas; • não se deve ligar três reguladores em triângulo fechado, em sistemas trifásicos a quatro fios, dotados de cargas monofásicas ligadas entre fase e neutro.

Fig. 16.17 E s q u e m a b á s ic o d e lig a ç ã o d e d o is r e g u la d o r e s d e te n s ã o m o n o fá s ic o s

R eg u la d o r es d e T ensão

Fig. 16.18 Esquema elétrico básico referente à Fig. 16.17

Fonte

Fig. 16.19 E s q u e m a b á s ic o d e lig a ç ã o d e trê s re g u la d o r e s d e te n s ã o m o n o fá s ic o s e m r e d e a trê s c o n d u to re s

679

C apítu lo D ezesseis

O modo como são conectados os reguladores de tensão, formando bancos, permite a obtenção de faixas de regulação diferentes. A esse respeito podem-se fazer as seguintes considerações: • um regulador monofásico instalado num sistema monofásico pode regular 100% de sua faixa de regula­ ção; • dois reguladores de tensão conectados em triângulo aberto num sistema trifásico podem regular 110% da faixa de um regulador individual, conforme pode ser visto na Fig. 16.21. Os acréscimos da tensão valem: _ AV% X Vba (V) (16.6) «1 100 cci

_

av % x

100

(V)

Neste caso, Vaal =Vccl =10% da tensão Vba = Vbc.

Fig. 16.21 G rá fic o d e te n sã o p a ra d o is re g u la d o re s d e te n sã o c o n e c ta d o s e m triâ n g u lo

(16.7)

R eg u la d o r es d e T ensão

681

Faixa de regulação 0% a 5%

L1 - L2 - L3 - Triângulo de saída do regulador de tensão (representado pelas buohas L); S1 - S2 - S3 - Triângulo das tensões de entrada do regulador de tensão (representado pelas buchas S).

Fig. 16.22 Diagrama elétrico de três reguladores de tensão monofásicos em triângulo fechado • para três reguladores de tensão conectados em triângulo fechado, a faixa de regulação é aproximadamente 50% superior à de um regulador individual. Como exemplo pode-se afirmar que três reguladores monofásicos de ±10%, ligados em triângulo fechado, regulam com muita aproximação 15%, conforme pode ser comprovado através da Fig. 16.22. Observar na Fig. 16.22 que existe uma relação aproximada de 1,5 entre a faixa de regulação do banco de re­ guladores e a dos reguladores individuais. Para melhor ilustrar o assunto, verificar o gráfico da Fig. 16.23, que representa a curva de variação percentual da tensão de linha para reguladores individuais nas posições de abaixar

Fig. 16.23 C u rv a

d e v a r ia ç ã o p e r c e n tu a l d a te n s ã o d e lin h a p a r a re g u la d o r e s in d iv id u a is

682

C a pítu lo D ez esseis

ou de elevar, conectando-se três unidades em triângulo fechado para regular um circuito trifásico a três conduto­ res. Para exemplificar, considerar que se eleve de 8% o valor da regulação; nesse caso o aumento percentual da tensão de linha é de 12%.

Determinação das Características de um Banco de Reguladores

Os reguladores de tensão de 32 degraus devem exercer duas funções básicas no sistema em que estão ligados. Primeiramente, devem estar ajustados para corrigir as variações de tensão a partir do ponto de sua instalação. Em segundo lugar, devem compensar a queda de tensão num ponto distante e predeterminado do alimentador. É necessário saber que os reguladores de tensão monofásicos são dotados das seguintes faixas de variação de tensão: ±5%; ±6,25%; ±7,5%; ±8,75% e ±10%, sendo a elevação ou redução da tensão feita em 32 degraus em passos de 5/8%, sendo, no entanto, 16 degraus no sentido de elevar e 16 degraus no sentido de reduzir a tensão. Observar que 16 degraus em passos de 5/8%, fornecem o limite da faixa de regulação de 10%, ou seja: 16 X 5/8% = 10%. Para calcular a potência necessária que deve ter um banco de reguladores monofásicos, podem-se seguir os passos descritos abaixo.

Faixa de regulação percentual É dada pela Eq. (16.8):

A V „ = ^ -^ X 1 0 0 (16.8) *e Vs - tensão nos terminais de saída do regulador de tensão, em V; Ve - tensão nos terminais de entrada do regulador de tensão, em V. A redução da faixa de regulação permite aumentar a capacidade do regulador de tensão de acordo com a Tabela 16.2.

Tensão de regulação

É a tensão em kV regulada pelo equipamento e dada pela Eq. (16.9): V, = AR„ X Vm ARp - faixa de regulação, em %; Vn - tensão nominal do circuito, entre fases, em kV.

(16.9)

Potência de regulação

É aquela que o regulador vai fornecer para manter a tensão no nível desejado. Pode ser dada pela Eq. (16.10): P, = Ic X Vr (kVA) (16.10) lc - corrente de carga máxima do circuito, em A; Vr - tensão de regulação, em kV. As potências nominais mais comuns de reguladores de tensão de 32 degraus para sistema de 15 kV são as apresentadas na Tabela 16.3.

Ajuste da tensão de saída

A tensão de saída dos reguladores de 32 degraus pode ser determinada a partir do ajuste no controle eletrônico Tabela 16.2 Variação da capacidade do regulador de tensão Características Faixa de regulação Corrente nominal (A)

Variação 10 100

8,75 110

7,56 120

6,25 135

5 160

R eg ula dores d e T ensão

683

Tabela 16.3 Características de carga dos reguladores Corrente (A)

50 100 200 231 289 347

Potência (kVA)

Corrente do TC

72 144 288 333 416 500

50 100 200 250 300 350

na base da tensão de 120 V. O ajuste é feito através de um potenciômetro localizado no painel de controle. A Eq. (16.11) fornece o valor da tensão de saída do regulador, em função do ajuste efetuado no controle eletrônico: V, = Vaj X RTP (16.11) Grande parte dos reguladores de tensão de 32 degraus possui um RTP de 13.800-120 V: 115. Para um ajuste no controle eletrônico, Vaj = 120 V, por exemplo, a tensão de saída assume o valor de: V, = 120 X 115 = 13.800 V O ajuste do potenciômetro do nível de tensão varia continuamente de 105 V a 135 V, em incrementos de 1 V, conforme será visto na Fig. 16.28. De fábrica, em geral, o sensor vem ajustado em 120 V, com largura de faixa de 1,5 V.

Ajuste da largura de faixa de tensão

A largura de faixa de tensão é ajustada através de um potenciômetro localizado no painel de controle. Se o sensor de tensão registra uma tensão de saída abaixo do valor ajustado, o regulador inicia a sua operação no sentido de elevar a tensão. Se, no entanto, a tensão de saída registrada pelo sensor estiver acima do valor ajustado, o regulador inicia a sua operação para reduzi-la. Logo, denomina-se largura de faixa de tensão a diferença entre os valores de tensão inferior e superior anteriormente mencionada. A Fig. 16.24 esclarece o que foi definido, observando-se ainda que o nível de tensão é o valor médio entre as tensões superior e inferior. Considerando-se um determinado nível de tensão de ajuste, a largura de faixa estabelece a máxima queda de tensão do alimentador em função da máxima variação de tensão admitida. Para melhor compreensão, observar a Fig. 16.25 em que o nível de tensão foi ajustado para 120 V no controle eletrônico, enquanto a largura de faixa sofreu um ajuste de 2,0 V. Nesse caso, a carga no alimentador deve produzir uma queda de tensão máxima de 2,5%, para que a largura de faixa de tensão se situe entre 116 e 118 V, ou seja: 120 — 120 X 0,025 = 117 V (veja gráfico da Fig. 16.25) Já no caso da Fig. 16.26, para manutenção dos mesmos limites da largura de faixa anterior, isto é, de 116 a 118 V, permitindo agora 5% de queda de tensão e, portanto, um maior carregamento do alimentador, a tensão de saída do regulador de tensão deve ser de: AV = 120 X 0,05 = 6V Vsr = 117 + 6 = 123 V

/

< \

Ajuste superior da tensão Nível de tensão Ajuste inferior da tensão

F ig . 1 6 .2 4 L a r g u r a d a f a ix a d e a ju s te

684

C apítu lo D ezesseis

Fig. 16.25 Gráfico de tensão

Para o ajuste do controle da largura de faixa, basta girar o potenciômetro e posicioná-lo no valor desejado cujo alcance varia em passos definidos de 1,5 —2,0 —2,5 e 3,0 V, conforme se observa na Fig. 16.28. Reduzindo-se demasiadamente a largura de faixa, eleva-se o número de operações do regulador. A largura de faixa normalmente recomendada é de 2 V, ou seja ± 1 V, para um tempo de retardamento de operação do comu­ tador de 30 s. Deve haver um compromisso entre a regulagem de tempo de retardamento para a operação do comutador de derivação e o ajuste da largura de faixa de sintonização. À medida que se reduz o tempo de retardamento para uma determinada largura de faixa, maior é o número de operações do comutador, provocando, em conseqüência, um maior desgaste neste dispositivo, mas, em contrapartida, reduz-se o tempo em que a tensão fica fora dos valores desejados. Porém, aumentando-se o tempo de retardamento, à medida que a largura de faixa de ajuste é reduzida, eleva-se o tempo em que a tensão fica fora dos valores desejados reduzindo-se, assim, o número de operações do comutador de derivação. Utiliza-se normalmente o tempo de retardamento para impedir que o regulador de tensão opere para variações de tensão muito rápidas, o que significa que, para variações de tensão em intervalos de tempo menores do que o estabelecido para o ajuste de operação do comutador, esse dispositivo fica bloqueado.

R eg u la d o r es d e T ensão

685

O tempo de retardamento após a primeira operação do comutador é fixo e de valor iguala 6 s. O ajuste do tempo de retardamento visa também a outras condições de operação, ou seja: • permitir respostas mais rápidas do regulador quando a natureza da carga assim o exigir; • permitir coordenação de dois ou mais reguladores de tensão em série, devendo o regulador mais próximo ao ponto de regulação possuir maior temporização em seus ajustes.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.4 Regular um alimentador trifásico, a três condutores, ligação em estrela aterrada na subestação, tensão nominal igual a 13.800 V, sabendo-se que em carga máxima a tensão na barra de onde deriva o referido alimentador é de 12.860 V. Pretende-se que a tensão de saída do regulador seja cerca de 1,45% acima da tensão nominal, no horário de carga máxima que corresponde a 2.340 kVA. A RTP do regulador de tensão é 115, isto é: 13.800 - 120 V. Fazer um estudo alternativo para regular o referido alimentador, instalando um banco de reguladores conectado em triângulo aberto ou um banco de três reguladores conectado em triângulo fechado. a) Dois reguladores em triângulo aberto • ajuste do controle eletrônico Para manter uma tensão de saída no regulador constante e igual a 1,45% acima da tensão nominal, tem-se: Vs = 13.800 X 1,0145 = 14.000 V De acordo com a Eq. (16.11), deve-se efetuar o ajuste do controle eletrônico no valor de: “

J i _ =!Moo RTP

115

v

• faixa de regulação de tensão De acordo com a Eq. (16.8), tem-se: V, = 12.860 V V .-V .-X 1 0 0 = ---------------------14.000-12.860X100 AV, = —----Ve 12.860 AV/„= 8,86% Logo, será selecionada a faixa de regulação de ±10%. • corrente de carga 2.340 = 9 7 9 A V3 X 13,8 • tensão de regulação V, = A Rp x V„ V„= 13.800 V

V,= 0,10 X 13.800 = 1.380 = 1,38 kV • potência de regulação

P,= /c X V,= 97,9 X 1,38 = 135,1 kVA O mesmo valor pode ser assim obtido: = 2.340_ = 1 kVA

V3 x 10

Logo, serão utilizados dois reguladores de 100 A de corrente nominal e de 144 kVA de potência nominal (Tabela 16.3). b) Três reguladores em triângulo fechado • ajuste do controle eletrônico Será ajustado na mesma forma aplicada anteriormente. • faixa de regulação Como a ligação dos reguladores será efetuada em triângulo fechado e cada regulador, no caso anterior, estava ajustado para uma faixa de regulação de ±10%, utilizando-se três reguladores nesta condição, pode-se reduzir a faixa de regulação individual de cada regulador de 50%, já que a faixa total de regulação passa para 15%, ou seja: -

A ^p i = l T

reduzir a faixa de regulação de cada regulador de 50%:

= 6 ’6 6 %

686

C a p ítu lo D e z e s s e is

Logo: AVP, = 6,25% (veja Tabela 16.2). - a faixa de regulação dos três reguladores ligados em triângulo fechado é 50% superior à faixa de regulação de um regulador: Al/,, = 6,25 X 1,5 = 9,3% > 8,86% • tensão de regulação Para cada regulador vale: \/r = 0,0625 X 13.800 = 862 V = 0,862 kV • potência de regulação Pr = 97,9 X 0,862 = 84,3 kVA Nota: Como cada regulador de tensão está ajustado para uma faixa de regulação de 6,25%, a potência da carga pode ser elevada para um valor limite de 3.266 kVA, de acordo com a Tabela 16.2, ou seja: Pc = Í 3 X V X / = ^ X13.80X 135 = 3.226 kVA

Compensador de Queda de Tensão

/

Muitas vezes quer-se manter um determinado nível de tensão num ponto distante da instalação do regulador de tensão. Para atender a este requisito, deve-se ajustar um dispositivo que possui o regulador de tensão o qual simula a impedância do alimentador desde o ponto de sua instalação até o ponto em que se deseja manter constante o valor da tensão. A este dispositivo dá-se o nome de compensador de queda de tensão. Quando não se utiliza o compensador de queda de tensão, a tensão de saída do regulador é constante para qual­ quer condição de carregamento do alimentador, sem contar, é claro, com a largura de faixa. Porém, ao se analisar o alimentador com uma carga variável ao longo do tempo, é fácil entender que no seu final haverá uma variação de tensão que pode ser compensada pela elevação de tensão na saída do regulador. A utilização do compensador implica normalmente ajustar-se o seletor de nível de tensão em 120 V. Estes dispositivos são dotados de um circuito resistivo e reativo e ajustáveis de modo que simulem os valores da resistência e da reatância entre os pontos de instalação do regulador e aquele pretendido para a regulação. O sensor recebe a informação através de um transformador de corrente instalado no lado da carga do regulador e do transformador de potencial, parte integrante do enrolamento paralelo. Conhecido o valor da impedância entre o ponto de instalação do regulador e o ponto que se pretende regular a tensão, ajusta-se o controle do compensador para que ele simule, em seu circuito interno, a impedância do alimentador entre os pontos referidos e a corres­ pondente queda de tensão. A partir daí, o controle do regulador emite um sinal para o comutador de derivação, ordenando subir a tensão de um número de degraus suficiente, de modo a compensar no fim do trecho a queda de tensão simulada pelo compensador. A Fig. 16.27 mostra o esquema simplificado do compensador de queda de

Fig. 16.27 C ir c u ito s im p lific a d o d o c o m p e n s a d o r d e q u e d a d e te n s ã o

R eg ula dores d e T ensão

687

Tabela 16.4 Resistências e reatâncias, em íi/km a 60 Hz Seção mm2

10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 400 500 6 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 266,8 336,4 397,5 477,0 556,5 795,0 954,0 1,272

Cobre duro* Reatância indutiva Espaçamento equivalente entre condutores (cm)

Resistência a 20°C

2,151 0,463 0,862 0,547 0,344 0,272 0,173 0,147 0,121 0,104 0,075 0,052 0,039 2,2140 1,3540 0,8507 0,5351 0,4245 0,3367 0,2671 0,2137 0,1694 0,1434 0,1195 0,1025 0,0717 0,0620 0,0450

45 0,443 0,426 0,407 0,390 0,371 0,361 0,344 0,338 0,321 0,315 0,312 0,302 0,289 0,430 0,413 0,400 0,387 0,380 0,374 0,367 0,321 0,308 0,305 0,298 0,291 0,279 0,275 0,259

61 0,446 0,449 0,426 0,410 0,394 0,384 0,364 0,354 0,348 0,341 0,331 0,338 0,328 0,453 0,436 0,423 0,410 0,403 0,397 0,390 0,341 0,331 0,325 0,318 0,315 0,302 0,295 0,282

76 0,482 0,466 0,443 0,426 0,410 0,400 0,380 0,371 0,364 0,358 0,351 0,338 0,328

91 0,495 0,479 0,459 0,443 0,423 0,417 0,397 0,387 0,377 0,371 0,364 0,351 0,341

Alumínio com alm a de aço

0,469 0,453 0,44 0,426 0,42 0,413 0,407 0,358 0,348 0,344 0,335 0,331 0,331 0,312 0,298

0,482 0,466 0,453 0,440 0,433 0,426 0,420 0,371 0,361 0,358 0,348 0,331 0,331 0,325 0,312

106 0,508 0,492 0,469 0,453 0,433 0,426 0,407 0,397 0,390 0,384 0,374 0,364 0,354

122 0,518 0,502 0,479 0,462 0,446 0,436 0,417 0,407 0,400 0,394 0,384 0,374 0,364

137 0,528 0,512 0,489 0,472 0,453 0,446 0,426 0,417 0,410 0,403 0,394 0,384 0,374

152 0,535 0,518 0,495 0,479 0,472 0,453 0,433 0,423 0,417 0,410 0,403 0,390 0,380

0,495 0,479 0,466 0,453 0,446 0,440 0,433 0,384 0,373 0,367 0,361 0,344 0,344 0,338 0,325

0,505 0,459 0,476 0,462 0,456 0,449 0,443 0,339 0,384 0,377 0,371 0,367 0,354 0,348 0,335

0,515 0,499 0,485 0,472 0,466 0,459 0,453 0,403 0,394 0,387 0,380 0,374 0,361 0,354 0,344

0,522 0,505 0,492 0,479 0,472 0,466 0,459 0,410 0,400 0,394 0,387 0,384 0,371 0,364 0,351

* Os valores das resistências dos condutores de cobre são aproximados.

tensão. Para calcular a resistência e reatância dos alimentadores entre os trechos pretendidos, pode-se utilizar a Tabela 16.4 que informa estes valores para redes aéreas de cobre e alumínio em função de diferentes espaçamentos entre condutores. Para o ajuste do compensador de queda de tensão basta girar os potenciômetros da resistência e da reatância nos valores desejados. O alcance dos ajustes varia de 0 a 24 V. Também existem mais dois potenciômetros des­ tinados ao ajuste fino. No caso de desejar-se uma compensação de queda de tensão no secundário do transformador, deve-se acrescer aos valores calculados para a resistência e reatância mais 5 e 4 V, respectivamente. O ajuste do compensador de queda de tensão deve levar em consideração dois casos descritos a seguir.

Alimentador sem derivação

Neste caso, para o ajuste do compensador de queda de tensão, pode-se empregar as Eqs. (16.12) e (16.13), que fornecem os valores aproximadamente destes ajustes.

C a p ít u l o D e z e s s e is

a) Ajuste da resistência da rede r

(16.12)

= -Lí!Ç-X r X D i RTP

Ra - valor de ajuste da resistência, em V; Intc - corrente nominal primária do transformador de corrente do regulador de tensão, em A; Dt - comprimento do alimentador entre o ponto de instalação do regulador e o ponto de regulação, em

km;

RTP - relação de tensão do transformador de potencial; R, - resistência unitária do alimentador, em íi/km (Tabela 16.4).

b) Ajuste da reatância da linha x ° = Ir t p x x ‘ x d >

t16'13)

Xa - valor de ajuste da reatância, em V; X, - reatância unitária do alimentador, em fl/km (Tabela 16.4).

Os ajustes do regulador de tensão são efetuados pelos potenciômetros mostrados na Fig. 16.28.

10 o

0 Reset M OTO R 4A

PANEL 2A

POWER

Fig. 16.28 F r o n ta l d o p a in e l d e c o n tr o le d e u m

r e g u la d o r d e te n s ã o

R eg u la d o r es

de

T ensão

689

Como o relacionamento entre a corrente e a tensão é função do tipo de sistema, é necessário que se faça uma correção nos valores calculados pelas Eqs. (16.12) e (16.13), ou seja: • nos sistemas monofásicos, os ajustes Ra e Xa devem ser multiplicados pelo fator de correção 1,67, conside­ rando-se que o neutro do circuito esteja ligado à terra; • tratando-se de circuitos trifásicos a três condutores, os ajustes devem levar em consideração o deslocamento de fase da corrente de carga provocado pela conexão dos reguladores na configuração delta. Nos circuitos equilibrados as tensões de fase e o componente ativo da corrente de carga estão atrasados ou adiantados de um ângulo de 30°, dependendo da rotação de fase. Os valores dos ajustes corrigidos são dados pelas Eqs. (16.14), (16.15), (16.16) e (16.17). Esse ajuste é necessário para que não se tenha nos terminais dos regula­ dores a corrente de um em avanço e a do outro em atraso. Ou todas as correntes estão em avanço ou todas as correntes devem estar em atraso; - para reguladores em avanço: Rcor = 0,866 X Ra+ 0,5 X Xa (16.14) - para os reguladores em atraso

Xcor = 0,866 X Ra- 0,5 X Xa

(16.15)

Rcor = 0,866 X Ra - 0,5 X Xa

(16.16)

Xcor = 0,866 X Ra+ 0,5 X Xa

(16.17) • nos sistemas trifásicos a quatro fios, com neutro multiaterrado, ligados em estrela devem-se aplicar nos reguladores os ajustes definidos nas Eqs. (16.12) e (16.13); • quando os reguladores forem ligados em triângulo aberto ou fechado, a RTP deve ser convertida para a base da tensão de neutro, dividindo-se a própria RTP por y[3. As correções a serem efetuadas em Ra e Xa calculadas pelas Eqs. (16.12) e (16.13) são normalmente determi­ nadas no momento da ligação do banco com os seguintes passos: • ligar os reguladores para operação em triângulo aberto; • posicionar o seletor de controle no automático', • ajustar o compensador de queda de tensão; • ajustar o sensor do nível de tensão em 120 V; • ajustar o valor de Xa em 10 V em cada regulador, deixando o valor de Ra nulo; • medir a tensão na saída do regulador; • o regulador com a tensão de saída mais elevada está com a fase em atraso; • repetir a operação anterior com o terceiro regulador, de sorte a se ter todos eles com o mesmo deslocamento angular.

Alimentador com derivação

Este caso consiste na existência de derivações entre o ponto de instalação do regulador e o ponto de regulação. Nestas condições, a corrente que circula no transformador de corrente do regulador é diferente da corrente no ponto de regulação. Logo, o ajuste do compensador de queda de tensão deve ser feito de acordo com os valores de Ra eX a dados pelas Eqs. (16.18) e (16.19). R.. = RTP X X« = — X S ( 7- x/?- x d -) R Tp I, D, R, X, l

- corrente nos trechos do alimentador compreendidos entre as derivações consideradas, em A; - distância compreendida entre os trechos considerados, em km; - resistência unitária dos condutores em fl/km (Tabela 16.4); - reatância unitária dos condutores, em íl/km (Tabela 16.4); - corrente que circula no ponto de instalação do regulador de tensão, em A.

(16.18) (1 6 .1 9 )

690

C a pítu lo D ezesseis

R eg u la d o r es d e T ensão

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.5 Calcular os valores de Rg e Xa para o alimentador apresentado na Fig. 16.29.0 espaçamento equivalente dos condutores é de 91 cm. Foram utilizados três reguladores de 50 A ligados entre fase e neutro, e o ponto D é considerado o ponto de regulação. O sistema é de quatro condutores de alumínio em estrela multiaterrada. De acordo com as Eqs. (16.18) e (16.19), tem-se: £ ( 3 3 X 0,5351 X 3,5 + 18 X 0,5351 X 4 + 12 X 1,3540 X 6,3) 33 Ra = 2,67 V - > R a 3 V £ ( 3 3 X 0,440 x 3,5 + 18 X 0,440 X 4 + 12 x 0,466 X 6,3) X 50 X a 13.800/120 33 2 \! X. =1,55 1/ -> Xa R.

50 x = -13.800/120

691

O valor de Vsrl não deve superar o valor máximo de tensão permitido para o transformador que, de acordo com a legislação da ANEEL, não deve ser superior a +5% da tensão nominal. Na base de 120 V, a tensão máxima permitida vale: Vad= 120 X 1,05 = 126 V Caso Vsrl seja superior ao valor da tensão máxima admitida, Vad, então deve-se corrigir os valores de Ra e Xa, aplicando-se sobre estes resultados o fator de ajuste Fa, de acordo com a Eq. (16.21), ou seja: vad - Vpr F. = ■ srl

v pr

Finalmente, a tensão no primário do transformador localizado logo após regulador de tensão vale: Ic X R, X D, X cos ip + Ic X X, X D, X sen if/ RTP

V1 p n. = Vr sr

(16.22)

R, resistência unitária do condutor, em íi/km, de acordo com a Tabela 16.4; X, reatância unitária do condutor, em fl/km, de acordo com a tabela anteriormente mencionada; D,

distância compreendida entre o regulador e o primeiro transformador, em km; tensão no primário do primeiro transformador, em V, na base da RTP do regulador.

Aplicação de Reguladores de Tensão em Série

Quando um determinado alimentador está submetido a uma queda de tensão excessiva, podem-se utilizar, para operação em série, dois ou três bancos de reguladores de tensão, sendo este último o número máximo admitido. A utilização dos reguladores em série fica limitada também pela capacidade térmica dos condutores. Nos alimentadores com reguladores em série, aquele que for instalado no ponto mais próximo à fonte deve ser ajustado para responder mais rapidamente às variações de tensão, evitando deste modo um número elevado de operações dos comutadores dos reguladores instalados a jusante.

Fig. 16.29 Diagrama de carga de rede de distribuição primária

Aplicação de Reguladores e de Capacitores Banco de reguladores e de capacitores fixos

Tensão nos Terminais do Primeiro Transformador Próximo ao Regulador

Quando estabelecidos os valores de ajuste no compensador de queda de tensão ficam definidos também os valores de tensão nos terminais primários e secundários de todos os transformadores ligados àquele alimentador. Porém, um caso particular é mais importante para ser analisado. Trata-se das tensões no primeiro transformador localizado imediatamente após o regulador. Se a tensão no compensador de queda de tensão está ajustada para permitir uma tensão nominal no último transformador do alimentador, o primeiro transformador instalado após o regulador pode ficar submetido a uma tensão acima da nominal. Esse valor não deve ultrapassar os limites definidos pela ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, observando-se ainda os fenômenos de superexcitação já estudados no Cap. 12. Para calcular a tensão nos terminais primários desse transformador na base da relação do transformador de potencial do regulador de tensão deve-se aplicar as Eqs. (16.20) e (16.22): Ic X Ra X cos i/) Ic X Xa X sen tJj (16.20) V„, = V.p r /

Este tipo de operação deve levar em conta os seguintes fatores:

a) Banco de capacitores instalado entre a fonte e o regulador de tensão

Neste caso, o regulador de tensão corrige a elevação de tensão produzida pelo banco de capacitores, não acar­ retando nenhuma alteração na forma de ajuste do compensador de queda de tensão.

b) Banco de capacitores instalado entre os terminais de carga do regulador e o ponto de regulação, em alimentador sem derivação

Nestas condições, a corrente no ponto de regulação é diferente da corrente que circula no transformador de corrente do regulador, devendo-se alterar os ajustes do comutador de derivação. Os valores de Ra e Xa podem ser calculados de acordo com as Eqs. (16.23) e (16.24): R.

>i

VírI - tensão nos terminais de saída do regulador de tensão, em V, na base da RTP do regulador; Vpr - tensão que deve ser mantida no ponto de regulação, na mesma base anterior; I c - corrente de carga trifásica, em A; K - valor do ajuste da resistência no compensador de queda de tensão, em V; x a - valor do ajuste da reatância no compensador de queda de tensão, em V; - ângulo do fator de potência da carga; - corrente primária do transformador de corrente do regulador.

RTP

X

(/, + L P) X K X D rc + /, X

L +/

Rcpr X D cp

Ic - corrente de carga que circula no ponto de instalação de regulador, em A;

(16.23)

- corrente nominal do capacitor, em A; - distância entre o ponto de instalação do regulador e do capacitor, em km; /' - distância entre o ponto de instalação do capacitor e o ponto de regulação, em km; Rrr - resistência unitária do condutor utilizado entre o regulador e o capacitor, em íl/km, de acordo com a Tabela 16.4;

Icap D rc

C a pítu lo D ezesseis

- resistência unitária do condutor utilizado entre o capacitor e o ponto de regulação, em íl/km, de acordo com a Tabela 16.4; (I, + / , „ ) x j í , r X Drc + I, x x cpr X Dq (16.24) X = —— X a RTP Xrc - reatância unitária do condutor utilizado entre o regulador e o capacitor, em fl/km, de acordo com a Tabela 16.4. Xcpr - reatância unitária do condutor utilizado entre o capacitor e o ponto de regulação, em fi/km, de acordo com a Tabela 16.4. O método mais simples para obter a coordenação entre a ação do capacitor e a do regulador é manter constante o ajuste do compensador nos valores calculados para o alimentador sem a presença do capacitor e elevar o nível da tensão de regulação através da Eq. (16.25), cujo resultado fica muito próximo dos valores reais: R

V„

= vsc+ ^ x

( x rpr X

Drpr - Xrc X D„ )

(16.25)

Vsc - tensão ajustada sem a influência do capacitor, normalmente igual a 120 V; Vcc - tensão ajustada com a influência do capacitor.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.6 Calcular os valores de Ra e Xa considerando o alimentador em cabo 4 AWG-CAA apresentado no desenho esquemático da Fig. 16.30. Os reguladores estão ligados em triângulo fechado. /, = 45 x cos 36,87° + /45 X sen 36,87° = 35,99 + y'27,00 = 45 / 36,8° A /» = /,+ 'cap L,, = 35,99 + y'27,00 - y'12,5 = 35,99 + y'14,5 = 38,8 /2 1 ,9 ° A 300 = 12,5 A °‘P J 3X13,80 Rrc = Rcp, = 1,350 íl/km a 20°C (Tabela 16.4) À temperatura do cabo de 70°C, tem-se: Rrcc = 1,350 X [1 + 0,00393 x (70 - 20)] R,cc = 1,6152 íl/km X,c = Xcpr = 0,466 íl/km (Tabela 16.4) - espaçamento de 91 cm 4 + Icap = 38,8 A 38,8 X 1,6152 X 6 + 45 X 1,6152 x 9 50 38,80 115/^/ã ’

if


Fig. 16.30 D ia g r a m a d e c a rg a d a r e d e d e d is tr ib u iç ã o p rim á ria

R eg u la d o r es d e T ensão

693

R, = 8,7 V -> Ra = 9 V 50 r 38-8 x °’466 X6 + 45 X1,350 x 9 ~ * iis/V ^

L

38-80

Xa = 5,76 V -> X. = 6 V O valor de V~3 presente na determinação de Ra e Xe, refere-se à condição de o banco de reguladores estar ligado em triângulo.

c) Banco de capacitores instalado entre os terminais de carga do regulador e o ponto de regulação, em alimentador com derivação Os valores de Ra e Xa podem ser calculados pelas Eqs. (16.26) e (16.27): £ ( / , + L P) x R . x D, R. =

x„

RTC

= RTC X ( 7>+

XX.XD,

(16.26) (16.27)

I, - corrente que circula em cada trecho do alimentador em A; R, - resistência do condutor dos trechos compreendidos entre o regulador e o ponto de regulação, em íl/km; D, - comprimento do circuito dos trechos compreendidos entre o regulador e o ponto de regulação, em km; X, - reatância do condutor dos trechos compreendidos entre o regulador e o ponto de regulação, em íl/km.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.7 Calcular os valores de Re e Xade um compensador de queda de tensão considerando o alimentador em cabo de seção 1/O AWGCAA da Fig. 16.31. Todas as cargas têm fator de potência igual a 0,87. São três reguladores ligados em triângulo fechado. , = — M -------= 12,5 A V 3 X 13,80 29,54° + y'14 X sen 29,54° = 12,18+ /6,9A = 14 /2 9 ,5 ° A arc cos 0,87 = 29,54° /2 = 12,18 + y'6,9 + (5 +10) x cos 29,54° + y'(5 +10) X sen 29,54° - y'12,5 A l2 = 25,23 + y'1,79 A = 25,2 / 4 ° A /3 =25,23 + y'1,79+ (25 + 41 ) x cos 29,54°+ y'(25 + 41) x sen 29,54° /3 = 82,65 + y'34,33 = 89,49 / 22,55° A /„,c = 100 A (regulador de 100 A) [£ (8 9 ,4 9 X 0,5351 X 4,2 + 25,2 X 0,5351 X 10 +14 X 0,5351 X 8,5) | 89,49 = 1 4 x c o s

I £ ( 89.49 x ° ’440 x 4-2 + 25’2 x ° ’440 X 10 +14 X 0,440 X 8,5) |

Xs=T ^7 3 X{

6M9

f

Xa =4,64V -» X a = 5V Utilizando-se agora o método de modificação do nível de tensão obtido pela Eq. (16.25), tem-se: V „-V „

+^X (X„XD„-X«XD „) 'ntc

Neste caso é necessário calcular Vcc levando em consideração a influência do capacitor. Neste exemplo, será admitido que o ajuste efetuado no regulador de tensão foi de 120 V, que permite uma saída regulada de 13.800 V, considerando-se uma relação do transformador de potencial de 115. Aplicando a Eq. (16.25), tem-se: V„ = 120 +

X 22,7 - 0,440 X 14,2) 100 X Í0,440 v ' Va = 120,46 V (valor a ser ajustado no controle eletrônico)

694

C a p ítu lo D e z e sse is

3 0 0 kVAR R e g u la d o r de te n s ã o / k

(|

4 ,2 km 41 A

Ponto d e regulação

8 ,5 km

10 km - 1 1 0 A W G - C C A --------------------►

10 A 14 A

-------- ► 2 5 A ------------ ►

5A

\

Fig. 16.31 Rede de distribuição primária Os ajustes de Ra e Xa podem ser mantidos nos valores calculados pelas Eqs. (16.18) e (16.19), como se não houvesse capacitor, ou seja: £ ( / , xfí, X P,)

* RTP / \l~3 £ (1 4 X 0,5351 X 8,5 + 29 X 0,5351 X 10 + 95 X 0,5351 X 4,2) 95 115/V3 Ra = 6,85 V -> R, = 7 V X =

X

ínfe

X(/< X fl,X D ,)

RTP / \l~3

4

. ^ x £ (1 4 x 0,440 X 8,5 + 29 x 0,440 x 10 + 95 X 0,440 X 4,2)

115/V 3 X, = 5,63 V -> X = 6 V

95

d) Banco de capacitores instalado no ponto de regulação ou após o mesmo em ali­ mentador sem derivação

Neste caso, a alteração na tensão, tanto nos terminais de saída do regulador de tensão como no ponto de regulação, é uniforme, já que o banco de capacitor reduz a queda de tensão em todo o trecho. Assim, os valores de Ra e Xa são calculados normalmente como se não houvesse capacitor, apenas considerando-se o efeito do banco de capacitor sobre a carga instalada após o seu ponto de conexão, o que é feito pelas Eqs. (16.23) e (16.24), fazendo Dcpr = 0.

e) Banco de capacitores instalado no ponto de regulação ou após o mesmo em ali­ mentador com derivação

Neste caso, os valores de Ra e Xa podem ser calculados pelas Eqs. (16.26) e (16.27) já apresentadas anterior­ mente.

Banco de reguladores e de capacitores automáticos a) Banco de capacitores montado no mesmo ponto de instalação do regulador no lado da fonte

Não há necessidade de modificação nos ajustes do regulador de tensão, já que a corrente do capacitor não influirá na operação do regulador de tensão.

R e g u la d o re s d e T e n s ã o

695

b) Banco de capacitores montado no mesmo ponto de instalação do regulador no lado da carga

Considerar, neste caso, apenas a metade do valor corrigido, ou um pouco acima, se o banco de capacitores estiver energizado a maior parte do dia, ou um pouco abaixo, se o banco de capacitores estiver desenergizado a maior parte do dia. Deve-se, dessa forma, levar em consideração a corrente do banco de capacitores. Se ele estiver operando sob o controle de tensão, deve-se ligar o circuito no lado da fonte para que não haja interferência das operações do regulador. Os ajustes de Ra e Xa devem ser calculados com base nas mesmas equações empregadas para os bancos de capacitores fixos.

c) Banco de capacitores instalado entre o regulador e o ponto de regulação

Em geral, as operações do regulador de tensão não influenciam o sistema que comanda o banco de capacitores automático, por ser a largura de faixa do regulador de tensão inferior à do sistema de comando do banco de capa­ citores, bem como o retardo de tempo do regulador ser menor do que o sistema de comando do capacitor.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16.8 Calcular os ajustes Ra e Xa do compensador de queda de tensão do regulador do alimentador mostrado na Fig. 16.32. Deseja-se manter no valor nominal a tensão regulada no ponto C. O cabo do alimentador de alumínio é 266,8 MCM e a carga tem fator de potência de 0,88. Efetuar um estudo alternativo para localização de um banco de capacitores automático de 600 kVAR nos seguintes pontos: • nos terminais de carga do regulador (ponto A); • a 3,5 km do ponto de instalação doregulador de tensão (ponto 0); • no ponto de regulação de tensão (ponto C). A tensão de fonte em carga máxima no ponto de instalação do regulador de tensão é de 13.300 V e a queda de tensão calculada em cada ponto anteriormente considerado é de: • ponto A: não há queda de tensão,já que está nos terminais do regulador; • ponto B: 3,5%; • ponto C: 5,0%. O valor da RTPé de 13.800-120:115 e o espaçamento equivalente entre condutores é de 91 cm. a) Corrente de carga = 4.390— = 183>6A V3 X 13,80 b) Ajuste do controle eletrônico (valor inicial) 14 = 120 V c) Faixa de regulação

Fig. 16.32 R e d e d e d istrib u iç ã o p rim á ria

C a pítu lo D ez esseis

De acordo com a Eq. (16.8), tem-se:

'/’=If§^ =115'65V V- V &K' ~~Lw"e—~x 100

Vs = 128,62 V (veja item h deste exemplo)

A1/

128,62-115,65

Nesse caso, deve-se utilizar três reguladores de tensão conectados em triângulo fechado, e cada regulador deve ser ajustado na faixa de regulação de ±10%, o que resulta, no final, numa faixa de regulação igual a ±15%. d) Tensão de regulação Vr = X Vn = 0,15 x 13,8 = 2,07 kV e) Potência de regulação j Pr = lc X V , = 183,6 X 2,07 = 380 kVA f) Características do regulador de tensão (Tabela 16.3) • corrente nominal: 289 A; • potência nominal: 416 kVA; • RTC: 300 —5 —» RTC = 60; • RTP: 13.800 - 120 -> RTP = 115. g) Ajuste do compensador de queda de tensão sem capacitor De acordo com as Eqs. (16.12) e (16.13), tem-se:

R

L

RTP/yfZ

■XR,x D,

Ra = 300 x 0,2137 X (3,5 + 4,8) = 8,0 V 115/73 V 1 R .= 8V X .= R T IPiiu/sf 3 ■X X, x D, X. = x O’371 x (3,5 + 4,8) = 13,9 V X„ =14V

Os valores de resistência e reatância dos condutores podem ser encontrados na Tabela 16.4, para um espaçamento equi­ valente de 91 cm. h) Ajuste de Re e X„ considerando a instalação do banco de capacitores no ponto A. [lç + ) x f ? . x D . t l , x Rcp, x D" R. = R T PL /sfz ' L+ L lc = 183,6 x cos 28,35 + y'183,6 x sen 28,35 = 161,5 + y'87,1 A lc =183,6 / 28,3° A arc cos 0,88 = 28,35° 600 =25,1 A = y'25,1 A lc‘P y[3 X 13,80 lc +ICIP =161,6 + y'87,0-y'25,1 = 161,6 + y'61,9A L + lc.P = 173 / 21° A 173 X 0,2137 X 0 + 183,6 X 0,2137 X (3,5 + 4,8) 300 R. =173 115/73 R. = 8,5 V -> = 9 V {lç + Lf ) x x . x Drc + 4 X x cpr X Dcr X, = InIr. R T P /J 3 L + lc. 173 x 0,371 X 0 +183,6 X 0,371 X (3,5 + 4,8) X. = 300 173 115/^3 X„ = 14,7 V X„ = 15 V

A tensão na saída do regulador de tensão vale:

R eg u la d o r es

de

T ensão

697

=,,V + “lc x Ra’ nlcx cos ip /cxXaxsem/< j+ j•ntc 173X 9X 0,88 173X15X0,47 -----+300Vsn — + ---------------s =120 300

V", = 120 + 4,56 + 4,06 = 128,62 V A tensão no secundário do regulador seria extremamente elevada, ou seja: Vsr = 128,62 x 115 = 14.791 V (este valor é ainda inferior ao valor máximo admitido para o regulador de tensão). Como alternativa, pode-se manter os valores dos ajustes de Rae Xacalculados sem a ação do banco de capacitores e alterar o nível da tensão de regulação através da Eq. (16.25). Vcc = K c + t2LX (x,p, x Dv - X„ X D„ ) 'ntc

Vcc =120 + —

-0,371X 0)' 300 X (0,371X8,3 v Vcc = 120,25 V (valor a ser ajustado no controle eletrônico, em vez do valor de 120 V). Considerando-se que apenas a metade do valor corrigido deve ser ajustado, tem-se: 8,50-8,0 R „ = 8,0 + —-------- -- = 8,25 V 2

14,7-13,9 X„, =13,9 4----1 —-— — = 14,3 V i) Ajuste de Ra e Xa considerando a instalação do banco de capacitores no ponto B. De acordo com as Eqs. (16.23) e (16.24), tem-se: {lç + lcV ) x R,c X P , + K X Rcp, X Dcf Inti R. =

Ic+U

173 X 0,2137 X 3,5 +183,6 X 0,2137 X 4,8 R, 115/V ã 173 R, = 8,29 V -» fl, = 9 V [lc + L , ) x X . x D , + / , x Rcp, x Dcf L Ir + R TP/ s [ 3 173 X 0,371 X 3,5 + 183,6 X 0,3717 X 4,8 X = 300 , 173 115/-/3 Xa =14,40 V->Xa =15 V Como deve ser considerada apenas a metade do valor ajustado para Ra e Xa, tem-se: 8,29-8,0 =8,14 V

fl„,=8,0 + -

14,40-13,9 Xal = 13,9 H-----5 ----------— 2 = 14,15 V Como alternativa podem ser mantidos os valores de Ra e Xa, já calculados sem a ação dos capacitores e modificar 0 nível de tensão no controle eletrônico: 25,1 x (0,371X8,3-0,371X3,5) V,* =120 + — 3nn / 300 ' V„ = 120,14 V j) Ajuste de Ra e Xs considerando a instalação do capacitor no ponto C. Aplicando as Eqs. (16.23) e (16.24) e fazendo Dcpr = 0, tem-se: R .= R T LP /4 3 R, 300

X(/, +/..,) xfl, XD„

173X0,2137X8,3 173 ^^5/^Í3 ■ 8,0 V — > Ra = 8 V R. X, =

L

R T P /4 3

X (/,+U )xX ,X D .

Ir + Ircap

173X0,371X8,3 300 173 " 1 15/V ã' X„ =13,9 V -^X . =14V Proceder às correções dos ajustes da mesma maneira como foram feitas anteriormente.

C a pítu lo D ezesseis

EXEMPLO DEAPLICAÇÃO 16.9 Calcular os ajustes necessários do regulador de tensão, considerando o alimentador apresentado na Fig. 16.33. Os dados do sistema são: tensão nominal: 13,8 kV; condutor 1/0 AWG-CAA; espaçamento equivalente do condutor: 91 cm; fator de potência da carga: 0,80; tensão na carga leve na barra da SE: 14,00 kV; tensão na carga máxima na barra da SE: 13,23 kV; rotação de fase: A-B-C; RTP do regulador: 13.800-120:115. Considerar duas alternativas: na primeira não contar com a influência do'capãcítor fixo de 300 kVAR instalado no ponto O, na segunda, ajustar o regulador de tensão considerando a influência do aludidoequipamento. O ponto de regulação está a 5 km do regulador, ou mais precisamente em D, onde o nível de tensão deve ser mantido em 13.800 V.Considerar, ainda, a base de cálculo de 120 V igual à tensão secundária do TP. 13 alternativa: alimentador sem a influência do capacitor fixo

a) Carga do alimentador Pc =XP„,=1.910kVA b) Corrente de carga = _ T 9 1 0 — = 79gA V3 x 13,80 c) Ajuste do controle eletrônico Va = 120 V d) Faixa de regulação De acordo com a Eq. (16.8), tem-se: ^ 2 3 0 =115V 115 V

- V

^Vp' = ~L~w *e—“ x 1°°

l/s = 122,3 V (veja item h deste exemplo) 122,3-115 AV„, = ---— -------X 100 = 6,34% 115 Neste caso, devem ser utilizados dois reguladores de tensão conectados em triângulo aberto, sendo cada regulador ajustado na faixa de ±6,25%. e) Tensão de regulação Al/, = ARp X V„ = 0,0625 X 13,80 = 0,86 kV

Fig. 16.33 R e d e d e d istrib u iç ã o p rim á ria

R e g u la d o re s d e T e n s ã o

699

f) Potência de regulação P ,= ICX V ,= 79,9 X 0,86 = 68,7 kVA As características do regulador de tensão, segundo a Tabela 16.3, são: • corrente nominal: 100 A; • potência: 144 kVA; • RTC: 100 - 5 -> RTC = 20; • RTP: 13.800 - 120 -> RTP =115. g) Ajuste do compensador de queda de tensão para se obter 120 V no último transformador do alimentador. Como a carga do alimentador é uniformemente distribuída, será considerada pontuai e aplicada no ponto médio do circuito, ou seja, a 2,5 km da subestação. • Ajuste da resistência R, = -----x fl, x D, R T P /J Z R, = 0,5351 ft / km (Tabela 16.4) R. =

1° ° r- x 0,5351 x 2,5 115/V3 R .= 2V X, = -----X X, XD, R T P /J ã X, = 0,440 n / km (Tabela 16.4) 100 X 0,440 X 2,5 * 115/Vã X. =1,65 V Considerando que no campo, no momento da aplicação, observou-se que um dos reguladores estava em avanço e o outro em atraso, foi necessário fazer as correções dos valores de Ra e Xa anteriormente calculados no regulador em avanço. Isso foi possível através das Eqs. (16.14) e (16.15): = 0,866 x Ra + 0,5 x Xa Rco, = 0,866 X 2 + 0,5 X 1,65 = 2,55 V Xco, = 0,866 X Ra - 0,5 X Xa Xco, = 0,866 X 2 - 0,5 X 1,65 = 0,907 V Logo, tem-se: Ra = R co,= 3V Xa = XC0,= 1V

h) Tensão no primeiro transformador Após os ajustes do compensador de queda de tensão, deve-se verificar se a tensão no primeiro transformador, no caso, o de 500 kVA, não supera o limite máximo de 5%, utilizando a Eq. (16.20): x Ra xcosí/í /c x X , x s e n i / i --------+ - ---- --------V„, = !/„+ lc----'ntc 'ntc

Vp, = 120 V (tensão que deve ser mantida no último transformador do alimentador, na base de 120 V) lc = 79,9 V

79,9X1X0,6 14, = 120 + —79,9X3X0,80 !------------- 5— + — !-------------- !100 100

Vsrt = 120 + 2,3V

Vsr1 = 122,3 V Logo a tensão no primário do transformador, na base de 120 V, pode ser calculada empregando-se a Eq. (16.22): /„ X R, x D, x cos i/t + tc X X, X D, X sen ip * “ sr’ RTP/V3 ,,V# = _122,3---------------------------------79,9 X 0,5351X1,35 X 0,8-------pi-----+ 79,9 X 0,440X1,35 X 0,60 1 1 -------!— 115/ Vã Vpri= 122,3 - 1,12 = 121,1 V Vp,i< 120 x 1,05 < 126 V (condição satisfeita).

2ãalternativa: alimentador com a influência do capacitor Neste caso será instalado um banco de capacitor de 300 kVAR no ponto C. • Ajuste da resistência

700

C a p ítu lo D e z e sse is

De acordo com a Eq. (16.26), tem-se: R. R TP/ Vã

4 + 4.,

Será considerado que toda a carga do trecho B-C está concentrada no ponto médio desta distância. O mesmo procedimento será adotado para o trecho C-D. 995 41,6 A X 13,80 915 38,2 A 2 V ã X 13,80 V ã X 13,80 /, = 41,6 /3 6 ,8 6 o = 33,28 + y'24,95 A l2 = 38,2 /3 6 ,8 6 o = 30,56 + y'22,91 A arc cos 0,80 = 36,86°

/,

Vã

X

13,80

Vã

Com a instalação do capacitor de 300 kVAR, e computando-se as correntes por trecho, tem-se: 300 - = 12,5 A V ã X 13,80

1,1 =/, + /* + 4.p

/„ = 33,28 + y'24,95 + 30,56 + y'22,91 - y'12,5 A l„ = 63,84 + y'35,36 = 72,9 / 28,98° A /,2 = 30,56 + y'22,91 = 38,2 / 36,86° A 72,9 x 0,5351 X 2,5/2 + 38,2 X 0,5351x2,5/2 72,9 115/Vã fl, =1,53V-*fl, =1,5 V Ajuste da reatância

£(/,+ 4 a,)xX,xP, 4, 115/Vã + 4ap 72,9 X 0,440 X 2,5/2 + 38,2 X 0,440 X 2,5/2 100 72^9 115/Vã Xa =1,26 V->X, =2V Como alternativa, podem-se manter os ajustes de Ra = 3 V e Xa = 1 V e modificar-se o nível de tensão no controle eletrônico, empregando-se a Eq. (16.25):

vm =VSC+

X

(x,p, X D„ - X„ X DIC)

\/cc = 120 + —100 X (0,440 \ x 5 - 0,440 X 2,5) ') =120,13 V

16.4 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Para comprovar a qualidade, o regulador deve ser submetido a inspeção pelo fabricante, na presença do inspetor do comprador, de acordo com as normas recomendadas e com a especificação apresentada por este.

Características dos Ensaios

Os equipamentos devem ser submetidos aos ensaios descritos a seguir:

R eg u la d o r es d e T ensão

701

Ensaios de tipo

Também conhecidos como ensaios de protótipo, destinam-se a verificar se um determinado tipo ou modelo de regulador é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições especificadas. Os ensaios de tipo devem constar de: • medição das resistências ôhmicas de todos os enrolamentos; • verificação da relação de tensão em cada derivação; • verificação da polaridade; • medição da corrente de excitação e perdas sem carga e com tensão e freqüências nominais antes e depois do ensaio de impulso; • medição de perdas devido à carga com circulação de corrente de plena carga nas posições extremas da faixa de regulação; • medição da resistência do isolamento; • impedância nas posições neutra e extremas da faixa de regulação; • tensão aplicada ao dielétrico; • tensão induzida; • estanqueidade e resistência mecânica à pressão interna; • impulso; • nível de ruído; • radiointerferência; • elevação de temperatura; • fator de potência de isolamento antes e depois dos ensaios de impulso.

Ensaios de rotina

Destinam-se a verificar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados na fabricação dos reguladores. Cada unidade fabricada deve ser submetida aos ensaios a seguir especificados: • operação manual; • operação automática com alimentação pelo lado da alta tensão; • todos os dez primeiros ensaios listados nos ensaios de tipo.

Ensaios de recebimento

Destinam-se a verificar as condições gerais dos reguladores antes do embarque. Normalmente, são exigidos os mesmos ensaios de rotina.

16.5 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para a aquisição de um regulador de tensão são necessárias, no mínimo, as seguintes informações: • tensão nominal; • corrente nominal; • potência de regulação; • número de fases (mono ou trifásico); • relação do transformador de potencial; • faixa de ajuste do nível de tensão; • faixa de ajuste do tempo de retardo; • faixa de ajuste dos seletores de resistência e reatância do compensador de queda de tensão; • faixa de ajuste da largura de faixa.

R eligadores A utomáticos 17.1 INTRODUÇÃO

Religadores automáticos são equipamentos de interrupção da corrente elétrica dotados de uma determinada capa­ cidade de repetição em operações de abertura e fechamento de um circuito, durante a ocorrência de um defeito. Os religadores têm larga aplicação em circuitos de distribuição das redes aéreas das concessionárias de energia elétrica, por permitirem que os defeitos transitórios sejam eliminados sem a necessidade de deslocamento de pessoal de manu­ tenção para percorrer o alimentador em falta. Esses equipamentos não devem ser aplicados em instalações industriais ou comerciais, onde os defeitos são quase sempre de natureza permanente, ao contrário das redes aéreas urbanas e rurais. Os religadores podem ser classificados quanto ao número de fases em:

a) Monofásicos

São aqueles destinados à proteção de redes de distribuição monofásicas. Em redes trifásicas que alimentam cargas essencialmente monofásicas, podem ser utilizados religadores monofásicos em cada fase. Neste caso, quando qualquer unidade operar, decorrente de um defeito fase e terra permanente, é bloqueada no final do ciclo de religação, sem afetar os outros consumidores ligados às outras duas fases remanescentes.

b) Trifásicos

São aqueles destinados à proteção de redes aéreas de distribuição, onde é necessário o seccionamento tripolar simultâneo para se evitar que cargas trifásicas ligadas ao alimentador funcionem com apenas duas fases. Podem-se também empregar bancos de religadores monofásicos, operando em redes aéreas de distribuição trifásicas, sendo o seccionamento simultâneo nas três unidades que compõem o banco, mesmo que o defeito seja entre quaisquer das fases e terra. Os religadores podem ser classificados, também, quanto ao sistema de controle em:

a) Controle por ação eletromagnética

São equipamentos dotados de uma bobina série atravessada pela corrente do alimentador. Quando a corrente que flui pela bobina é superior à corrente de acionamento, o religador abre os seus contatos em virtude da ação do núcleo da bobina sobre o mecanismo de disparo. O deslocamento do núcleo da bobina em série comprime a mola de fechamento do religador, predispondo-o à nova operação. Nesse tipo de religador, todos os componentes do controle fazem parte do próprio corpo do equipamento.

b) Controle eletrônico

São os religadores dotados de um sistema em estado sólido capaz de memorizar os ajustes necessários à execução das operações de religamento. O controle eletrônico é montado num armário metálico e instalado normalmente ao lado do religador. De uma forma geral, são possíveis os seguintes ajustes: • valor da corrente de acionamento; • número de disparos; • curva de atuação.

R elig a d o res A utom áticos

703

A seguir, será descrito, resumidamente, o funcionamento dos religadores, independentemente do tipo de controle que possuem: o sensor do religador ao sentir uma condição de corrente anormal no circuito envia um sinal ao siste­ ma de manobra que efetua a abertura dos contatos principais. Após um determinado período, denominado tempo de religamento, automaticamente, o sensor envia um outro sinal ordenando ao sistema de manobra que efetue o fechamento dos referidos contatos, reenergizando o alimentador. Se a corrente de defeito persistir, o religador inicia o chamado ciclo de religamento, onde é efetuado um determinado número de aberturas e fechamentos, de acordo com as condições programadas no controle e em função da condição de serviço que se quer obter. Os religadores permitem ajustes para quaisquer ciclos de operação, a seguir discriminados, com um máximo de quatro operações: • uma operação rápida e três retardadas; • duas operações rápidas e duas retardadas; • três operações rápidas e uma retardada; • quatro operações rápidas. Os religadores devem ser instalados no sistema de acordo com as seguintes condições: • a tensão nominal do religador ser compatível com a tensão do sistema; • a capacidade de corrente nominal do religador ser igual ou superior à corrente de demanda máxima do alimentador; • a capacidade de ruptura do religador ser igual ou superior à máxima corrente de curto-circuito trifásica ou fase e terra do sistema no ponto de sua instalação; • a tensão suportável de impulso do religador ser compatível com a do sistema; • o ajuste da temporização de religamento deve possibilitar a coordenação com os equipamentos de proteção instalados a jusante do alimentador, tais como, chaves fusíveis, seccionadores ou outros religadores. Os religadores podem ser classificados quanto ao meio de interrupção de arco em: • interrupção em óleo; • interrupção em vácuo.

17.2 RELIGADORES AUTOMÁTICOS DE INTERRUPÇÁO EM ÓLEO

São equipamentos cuja disrupção da corrente elétrica é feita no interior de um recipiente cheio de óleo mineral. Os religadores a óleo podem ser fabricados em unidades monofásicas ou trifásicas e são adequados para insta­ lação ao tempo ou abrigada. Podem ser construídos para instalação em subestações de potência ou para aplicação em redes aéreas de distribuição urbana e rural.

Religadores de Interrupção em Óleo para Subestação

São religadores apropriados para instalação fixa no solo, o que lhes confere atributos para operar na proteção de alimentadores em subestações de construção abrigada ou ao tempo. Uma outra característica dos religadores para subestação é a utilização de fonte auxiliar em corrente contínua e alternada em baixa tensão para alimentação dos relés de indução, do motor de carregamento da mola, da sina­ lização, etc. Ao contrário, os religadores para redes aéreas de distribuição são auto-suficientes e não necessitam de fonte auxiliar, mesmo porque, nesses alimentadores, em que são instalados, não há disponibilidade de tais recursos em função da sua localização. Nesses casos, os religadores possuem incorporados um transformador de potencial e uma fonte capacitiva. Os religadores a óleo mineral para subestação podem ser classificados, quanto ao volume de líquido contido no recipiente de interrupção de arco, em: • religadores a grande volume de óleo; • religadores a pequeno volume de óleo.

Religadores a grande volume de óleo (GVO)

São equipamentos dotados de um recipiente contendo óleo mineral no interior do qual estão instalados os seus contatos principais. O princípio básico da interrupção no óleo fundamenta-se na elevação de temperatura provocada pelo surgimento do arco quando os contatos do equipamento se separam, resultando na decomposição das moléculas do óleo e na formação de gases. Dos gases liberados, o hidrogênio é o principal responsável pela extinção do arco, devido, em primeiro lugar, à sua excelente capacidade refrigerante, retirando calor da região

C apítu lo D ez e sse t e

Bucha de carga

Bucha de fonte Abertura de ventilação Unidade religadora

Trinco de abertura

Unidade de controle

Fig. 17.1 Religador automático GVO

de propagação do arco e, em segundo lugar, devido à notável pressão que ele e os demais gases formados exer­ cem sobre a mesma região do arco. A Fig. 17.1 mostra um religador GVO muito utilizado nas subestações das concessionárias de energia elétrica brasileiras. Esse tipo de religador é normalmente trifásico, apropriado para instalação ao tempo ou abrigada, com estrutura fixada ao solo, automatizado pela ação de relés de sobrecorrente, acoplados à própria estrutura do religador, tendo a sua operação coordenada pela ação de um relé de religamento. Existem no mercado nacional e de procedência estrangeira vários modelos desse tipo de religador, com poucas diferenças quanto ao sistema mecânico e ao processo de religamento, incluindo-se aí os aparelhos de proteção e de medida, sem levar em conta, no entanto, a qualidade de cada produto. Os módulos componentes desse tipo de religador são montados em estrutura autoportante em perfis de aço galvanizado a fogo, de altura ajustável para cada aplicação. A Fig. 17.2 mostra um segundo tipo de religador auBucha de fonte Bucha de carga

Unidade religadora

Unidade de baixa tensão Estrutura metálica suporte

Unidade de controle

Base da estrutura

Fig. 17.2 Aplicação de um religador automático GVO

R elig a d o res A utom áticos

705

tomático instalado no barramento de 13,80 kV de uma subestação. Em geral, nas subestações de distribuição de sistemas elétricos, urbanos e rurais, de pequeno e médio portes, são aplicados com bastante sucesso os religadores automáticos na saída dos alimentadores de distribuição, com a finalidade de reduzir os custos da manutenção corretiva. Para exemplificar, observar a Fig. 17.3. Pode-se observar que o religador compreende três diferentes unidades:

a) Unidade religadora

E composta dos seguintes elementos: • Tampa Tem a função básica de fechar hermeticamente a unidade religadora, bem como servir de base para a instalação das buchas de porcelana. • Buchas Normalmente construídas em porcelana vitrificada, são do tipo passantes. No pescoço interno das buchas de alimentação estão montados três transformadores de corrente para proteção. • Transformadores de corrente São do tipo bucha, moldados em resina epóxi, dotados de vários tapes combináveis entre si, para obtenção de relações múltiplas de correntes primárias, com corrente secundária igual a 5 A, permitindo uma grande flexibilidade na utilização do equipamento, principalmente do ponto de vista de adequação à carga do alimentador. • Tanque E um reservatório cheio de óleo mineral, dentro do qual estão instalados os transformadores de corrente, tipo bucha, a câmara de extinção de arco e os contatos fixos e móveis que constituem os pólos.

Religadores automáticos

Chaves seccionadoras Alimentador de distribuição

Barramento principal

Barramento de transferência Chave seccionadora tri polar

Fig. 17.3 A p lic a ç ã o d e re lig a d o re s e m su b e sta ç ã o

Disjuntor de transferência

C apítu lo D e z e sse t e

Cada pólo é dotado de um contato móvel do tipo haste, que se movimenta verticalmente apoiado por roletes guias, e de um contato fixo do tipo tulipa. O tanque é de construção robusta e possui um sistema para descarga dos gases resultantes da interrupção. A parte inferior do tanque é dividida em três compartimentos, sendo um por fase, dispondo de um sistema que elimina eventuais descargas entre pontos vivos ou entre partes vivas e a terra.

b) Unidade de controle

É constituída de painel removível, dotado de tampa, no interior do qual estão instalados os seguintes equipa­ mentos e dispositivos, conforme podem ser vistos através da Fig. 17.4. • chave de bloqueio de religamento (1); • chave de comando local (2); • chave de bloqueio da proteção de terra (3); • lâmpadas sinalizadoras (4); • temporizadores de intervalo de religamento (5); • temporizadores de rearme (6); • seletor de aberturas instantâneas (7); • contador de religamento (8); • indicador luminoso de operação (9); • relé de religamento automático (10); • amperímetros de demanda (11); • relés indiretos eletromecânicos ou digitais de sobrecorrente de fase e de fase e terra (12).

c) Unidade de baixa tensão

É composta de um painel removível no interior do qual se encontra o sistema mecânico de manobra que encerra as seguintes partes principais: • motor de acionamento das molas; • mola de fechamento; • relé de desligamento; • relé de fechamento. O mecanismo de operação é do tipo energia armazenada, utiliza molas carregáveis por motor elétrico e pode ser disparado manualmente em caso de emergência.

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Fig. 17.4 U n id a d e d e c o n tro le

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R elig a d o r es A utom áticos

707

Um ciclo de operação do religador, iniciando-se com os pólos abertos e molas descarregadas, realiza-se da seguinte maneira: • carregam-se as molas de fechamento, através do motor elétrico, tipo universal, ou manualmente, por meio de alavanca, movimentando-a em forma de bombeamento; • fecham-se os pólos manualmente premindo-se um botão mecânico de fechamento instalado na própria unidade, ou por comando elétrico à distância. Parte da energia de descarga da mola de fechamento é utilizada para deslocar os contatos móveis dos pólos, enquanto a outra parte é cedida para carregar a mola de abertura; • se após a operação anterior não houver nenhum defeito no alimentador, o religador permanece ligado, e imediatamente o motor inicia o recarregamento da mola de fechamento. Desta forma, o conjunto de molas do equipamento, tanto o de abertura como o de fechamento, adquire o estado de pré-carregamento; • nesta condição, o religador está predisposto a realizar sucessivas manobras rápidas e com retardo de abertura - fechamento - abertura. Em geral, os religadores permitem, no máximo, três religamentos antes do bloqueio. A Fig. 17.5 permite visu­ alizar um ciclo completo de abertura e religamento, com uma programação de quatro operações, considerando-se inicialmente o religador com os seus contatos fechados. O relé de religamento é responsável pelas seguintes funções: • número de aberturas rápidas e com retardo; • seqüência das aberturas rápidas e com retardo; • número de operação de abertura até o bloqueio com um máximo de quatro; • tempo de rearme. Os relés de religamento compõem-se das seguintes partes: • Três (3) temporizadores de intervalo de religamento Os três temporizadores da unidade de controle fazem a monitorização dos sinais enviados ao relé de fechamento do religador. Cada temporizador permite regular o tempo entre um sinal de abertura e o religamento sucessivo - /?!, R2 e Rv O primeiro temporizador R t é regulado na faixa de 0 a 120 s, em passos de 0 - 5 - 20 - 40 - 60 - 80 - 120 s. Os dois outros temporizadores R2 e R3, responsáveis pelos dois religamentos seguintes, são reguláveis de 5 a 120 s, em passos iguais ao anterior, com início em 5 s que correspondem ao tempo necessário ao carregamento das molas de fechamento através do motor elétrico. É importante alertar que somente o primeiro religamento pode ser instantâneo e os tempos de religamentos são independentes entre si. • Um (1) contador de religamento Permite ajustar o número de operações consecutivas de abertura que o religador deve executar antes do bloqueio. Pode-se ajustá-lo em uma das quatro posições marcadas na escala: 1 - 2 - 3 - 4. • Um (1) seletor de aberturas sucessivas Permite ajustar o número de operações consecutivas de aberturas rápidas que o religador deve executar. Pode-se ajustá-lo em uma das cinco posições marcadas na escala: 0 - 1 - 2 - 3 - 4 .

TI - Tempo de atuação do relé de sobrecorrente, que é função da intensidade do defeito; ti - Tempo do mecanismo para abrir; RI - Primeiro tempo de religamento; t2 - Tempo do mecanismo para fechar; T2 - Tempo de atuação do relé; R2 - Segundo Tempo de religamento; T3 - Tempo de atuação do relé; R3 - Terceiro tempo de religamento; T4 - Tempo de atuação do relé; BL - Bloqueio.

Fig. 17.5 D ia g ra m a d e o p e ra ç ã o d o s re lig a d o re s

708

C a p ítu lo D e z e s s e te

• Um (1) indicador luminoso de operação. • Um (1) temporizador de rearme. Permite o ajuste de um determinado tempo numa escala de 20 a 120, s, a fim de reduzir a possibilidade de ocorrência de bloqueio do religador durante uma série de defeitos temporários. A abertura do religador é feita pela operação de uma bobina de baixa tensão que recebe um sinal dos relés de sobrecorrente de ação indireta, alimentados pelos transformadores de corrente, montados no pescoço inferior dos isoladores tipo bucha. Os circuitos de controle dos religadores e os acessórios correspondentes necessitam de uma fonte de tensão auxiliar, ou seja: o circuito de fechamento, o motor que efetua o carregamento das molas de fechamento e as resistências de aquecimento que são alimentados em corrente alternada em 110 ou 220 V. Já o circuito de aber­ tura é normalmente alimentado em tensão contínua que pode ser de 24 - 48 - 125 ou 250 V. Opcionalmente, pode ser utilizado o dispositivo de abertura por capacitor que, alimentado em condições normais de operação em tensão alternada de 110 ou 220 V, é capaz de fornecer no momento correto um impulso de tensão ao relé de religamento. O motor elétrico universal apresenta um consumo de aproximadamente 400 W, durante um tempo máximo de 5 s, que é o tempo necessário para o carregamento da mola de fechamento, o que somente ocorre para o segundo e terceiro religamentos. Os transformadores de potencial destinados a fornecer a tensão alternada para circuito auxiliar do religador são normalmente instalados na subestação e servem muitas vezes para alimentar outros dispositivos. Opcionalmente, o religador poderá vir acompanhado também de transformadores de potencial. As principais características elétricas dos religadores a grande volume de óleo, tipo ESM de fabricação Westinghouse, são mostradas na Tabela 17.1.

Religadores a pequeno volume de óleo (PV0)

Estes religadores caracterizam-se pela construção dos pólos individuais, no interior dos quais é processada a extinção do arco. Os módulos componentes básicos desse tipo de religador são montados no interior de um armário metálico sustentado por uma estrutura em perfil de ferro galvanizado, própria para a fixação ao solo, conforme pode ser observado na Fig. 17.6. Esses religadores são compostos de três partes principais, ou seja:

a) Cubículo

É constituído de um armário metálico de grau de proteção IP 43, contendo os seguintes equipamentos: • Buchas de passagem São do tipo passante, tendo em cada uma delas, na sua parte inferior, instalado um transformador de corrente do tipo toroidal de múltiplas relações para maior flexibilidade de utilização, considerando-se os diferentes tipos de carga dos sistemas. • Câmaras de extinção de arco a pequeno volume de óleo Tabela 17.1 Características técnicas - religadores ESM-560 Características Valores Tensão nominal máxima Freqüência nominal Tensão suportável, 60 Hz, 1 min a seco Tensão suportável, 60 Hz, 10 s sob chuva Corrente nominal em serviço contínuo Capacidade de interrupção nominal (14,4 kV) Tensão suportável de impulso Tempo mínimo de fechamento Tempo mínimo de interrupção Normas aplicadas - ANSI/ABNT

15,5 kV 60 Hz 50 kV 45 kV 560 A 16 kA llOkV 25 Hz 3,5 Hz C.37.60/NBR 8177

R elig a d o r es A utom áticos

709

Fig. 17.6 Religador automático PVO É do tipo com comando a mola pré-carregada, conforme já estudado no Cap. 11 e cujos pólos estão mostrados na Fig. 17.7, com detalhes das demais partes componentes.

b) Caixa de comando

E constituída de um invólucro metálico no interior do qual estão instalados os seguintes dispositivos: • relés de sobrecorrentes de fase e de neutro com características de atuação apropriadas; • dispositivo de religamento para até três religamentos com ajuste de tempo independente para cada ciclo, com programação do número de religamentos idêntica ao que já foi descrito para os religadores a grande volume de óleo;

Isoladores

Mecanismo de operação de religamento

isolante do mecanismo de operação

Câmara de extinção de arco

Fig. 1 7.7 P ó lo s de u m re lig a d o r a ó le o (P V O )

710

C a pítu lo D ez e sse t e

Tabela 17.2 Características técnicas - disjuntor RC1-15 Valores Características

Tensão nominal Freqüência nominal Tensão suportável, 60 Hz, 1 min a seco Tensão suportável, 60 Hz, 1 min sob chuva Tensão suportável de impulso, onda 1,2 X 50 /xs Corrente nominal \ Capacidade de interrupção nominal para seqüência: \ 0-C0-15s-C0 Capacidade de interrupção para defeitos terminais (sem religamento) Capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito (valor de crista) Tempo de religamento Tempo de abertura Tempo de interrupção Tensões auxiliares disponíveis Número de contatos auxiliares disponíveis Peso total aproximado Volume de óleo total Normas aplicadas - ANSI/ABNT

15 kV 60 Hz 50 kV 45 kV 110 kV 800 A 16 kA 21 kA

50 kA 0,36 s 0,04 s 0,055 s 110-220 Vca 110-125-220 Vcc 3NA + 3NF 750 Kg 7,51 C37-60/NBR 8177

• câmaras de extinção de arco; • amperímetros de demanda; • comando de abertura e fechamento; • chave seletora de comando local ou remoto; • botão para rearme; • outros dispositivos (fonte capacitiva, disjuntores auxiliares, etc.). As principais características do disjuntor tipo RC1-15 podem ser resumidas na Tabela 17.2.

Religadores de Interrupção a Óleo para Sistemas de Distribuição

São equipamentos destinados à instalação em poste, normalmente em estrutura simples. Sua aplicação é exclu­ siva na proteção de redes de distribuição rural (RDR) ou de redes de distribuição urbana (RDU). Os religadores para os sistemas de distribuição são equipamentos auto-suportados e empregados na interrupção de correntes de defeito em redes aéreas, após cumprir um determinado ciclo de religamento. A principal característica técnica que diferencia um religador automático para subestação de um religador automático para sistemas de distribuição é o mecanismo de manobra, enquadrando-se aí os dispositivos sen­ sores. Enquanto os religadores para subestação são dotados de relés de sobrecorrente com alimentação auxiliar em corrente contínua e/ou alternada, cuja fonte é a mesma utilizada pelos demais dispositivos da subestação, os religadores para sistemas de distribuição são auto-suficientes quanto ao mecanismo de manobra associado aos dispositivos sensores, já que no campo não há fontes auxiliares. Quando se ajusta o religador para efetuar operações rápidas, deseja-se restabelecer o sistema na ocorrência de defeitos transitórios. Se o religador é ajustado para operar com retardo, deseja-se que o elemento fusível mais próximo do defeito opere, já que, deste modo, se caracteriza uma falha permanente.

17.3 RELIGADORES AUTOMÁTICOS DE INTERRUPÇÃO A VÁCUO

São equipamentos dotados de câmara de extinção de arco no interior da qual se fez vácuo e se instalou os seus contatos principais.

R eliga dores A utom áticos

711

Religadores de Interrupção a Vácuo para Subestação

Como aparência extema, os religadores a vácuo para subestação são idênticos aos religadores a óleo. São montados em estrutura em perfil de aço galvanizado na qual estão instalados todos os módulos componentes do religador. Esse tipo de religador é normalmente trifásico, apropriado para instalação ao tempo, com a estrutura fixa ao solo, automatizado pela ação de relés de sobrecorrente, acoplados à própria estrutura do religador e com a operação coordenada pela atuação do relé de religamento. Os religadores para subestação podem, em casos específicos, ser utilizados em uma estrutura de poste de concreto, desde que se disponha no local da instalação de fonte auxiliar, o que, obviamente, não se consegue em qualquer ponto do alimentador. Pode-se, ainda, utilizar religadores providos de TP e fonte capacitiva. De modo semelhante aos religadores automáticos a óleo para subestação, os religadores a vácuo compõem-se de três partes, com funções bem definidas:

a) Unidade de controle

Tem as mesmas características já descritas anteriormente.

b) Unidade religadora

Esta unidade diferencia-se basicamente pela concepção do mecanismo de interrupção. E constituída de: • Buchas Normalmente construídas em porcelana vitrificada do tipo passante, as buchas contêm três transformadores de corrente destinados à alimentação dos sensores de sobrecorrente ou à medição de corrente do circuito. São do tipo toroidal, normalmente dotadas de várias derivações. • Câmaras de interrupção de arco Abaixo da extremidade inferior das buchas estão localizadas as três câmaras interruptoras a vácuo. Quando estabelecida a separação dos contatos no interior de uma câmara a vácuo, o arco elétrico manifesta-se entre os mesmos, fazendo com que a corrente flua através do vapor ionizado, gerado pela vaporização do mate­ rial dos contatos nos pontos de arco, até que a corrente do circuito passe pelo seu zero natural. Nesse momento, ela é interrompida, o vapor metálico se condensa e a tensão de restabelecimento transitória não é capaz de fazer conduzir qualquer corrente através do meio dielétrico. As câmaras de interrupção a vácuo estão localizadas no interior do tanque do religador cheio de óleo mineral cuja função é a de servir como meio dielétrico entre as partes vivas do equipamento e também como meio de resfriamento das câmaras durante o processo de operação. O processo de interrupção não contamina o óleo, já que este é efetuado no interior da câmara a vácuo. A vida útil de uma câmara a vácuo é muito superior à de uma câmara de interrupção a óleo. A câmara de interrupção é constituída de um tubo de cerâmica de excelentes propriedades térmicas e de elevada resistência mecânica. Esses interruptores têm uma baixa corrente de choping, cujo valor se situa entre 1 e 5 A. Corrente de choping, segundo o que já foi amplamente explanado no Cap. 11, é aquela que, circulando pelo religador no momento de uma interrupção de corrente, se anula precocemente, antes de passar pelo seu zero natural. Durante a operação de fechamento do religador, quando os seus contatos se aproximam, existe uma distância crítica entre eles em que o arco se restabelece. Esta distância é denominada distância de restabelecimento no fechamento. Este fenômeno provoca uma determinada erosão nos contatos e o seu conseqüente desgaste. Nos religadores de 15 kV esta distância está compreendida entre 0,15 e 1,5 mm, dependendo do tipo de material de fabricação dos contatos. Os religadores a vácuo do tipo subestação, de fabricação Alstons, referência RVAA, apresentam as caracterís­ ticas técnicas básicas, conforme Tabela 17.3. As tensões de alimentação auxiliar são as mesmas já definidas para os religadores a óleo do tipo subestação. As vantagens principais dos religadores a vácuo são: • pequeno tempo de arco; • elevado número de manobras sem necessidade de manutenção dos contatos.

Religadores de Interrupção a Vácuo para Sistemas de Distribuição

São religadores apropriados para aplicação em redes aéreas de distribuição, em que não há necessidade de fonte auxiliar para alimentar o sistema que impulsiona o mecanismo de manobra.

712

C a p ítu lo D e z e s s e te

Tabela 17.3 Características elétricas - religadores RVAA - Alston Tensão Corrente Capacidade Freqüência Tensão suportável Tensão suportável Tempos (ms) Tipo nominal nominal de interrupção nominal 1 min., 60 /is (kV) de impulso - onda 1,2/50 ns (kV) Abertura Fechamento Interrupção (Hz) A seco Sob chuva (kV) (A) simétrica (kA) 1 5 RVAA 14,4

560 560

1 6 1 6

50/60

34 (50)

34 (45)

110 (110)

35

55

41-49

38 34,5

560 560

1 2 1 2

50/60

70 (70)

60 ______ 150 (60)'"" (150)

55

55

63-69

RVA

- Seqüência de operação O - 0,3 s - CO - 15 s - CO - 15 s - CO - 15 s - CO3 - () Valores conforme ANSI C 37 60; demais valores conforme ABNT NBR 8177

Esses religadores são de fácil montagem e providos de dispositivo destinado à manobra por vara. Grande parte dos religadores a vácuo aplicados nos sistemas de distribuição contém um recipiente cheio de óleo mineral, no interior do qual são encontradas as câmaras de interrupção. O óleo, no caso, tem a função de meio dielétrico entre as partes vivas do religador e também como dissipador térmico. Os religadores a vácuo empregados atualmente pelas principais concessionárias brasileiras podem ser clas­ sificados quanto ao controle utilizado para o ajuste e contagem do ciclo de religamento conforme apresentado a seguir:

Religadores de controle eletrônico

São equipamentos dotados de dispositivos estáticos e relé de religamento que controlam todas as funções do religador. As Figs. 17.8 (a) e (b) mostram um tipo de religador para rede de distribuição, cuja montagem, em parte, pode ser vista na Fig. 17.9. Os religadores a vácuo para distribuição compreendem as seguintes partes fundamentais:

a) Buchas

De acordo com o que já foi mencionado.

Buchas

Cabo de controle

Tampa

Unidade de controle

(b) Vista interna

(a) Vista externa

Fig. 17.8 R e lig a d o r d e d istrib u iç ã o

R elig a d o r es A utom áticos

713

Fig. 17.9 Estrutura aérea de instalação de religador de distribuição

b) Câmara de interrupção

É do mesmo tipo utilizado nos religadores a vácuo já estudados.

c) Unidade de controle

Nesta unidade estão contidos o relé de religamento associado ao circuito de lógica, os sensores de corrente e os circuitos de fonte de alimentação e saída.

d) Tanque de óleo

Todo o mecanismo de manobra, inclusive a câmara de interrupção, é localizado no interior do tanque cheio de óleo mineral que tem a função principal de meio dielétrico para as partes vivas do equipamento. Para que o religador atue automaticamente é necessário que o alimentador seja percorrido por uma corrente de sobrecarga ou de curto-circuito, cujo valor ultrapasse a mínima corrente de acionamento ajustada no controle eletrônico. Ao ser sensibilizado, o sensor emite um sinal ao relé eletrônico de sobrecorrente que inicia a contagem do tempo de disparo, de acordo com a curva característica em que o religador esteja operando. No final deste período, a bobina de abertura de alta tensão é energizada, provocando o deslocamento da trava que segura a mola de abertura, impulsionando o mecanismo de disparo e permitindo o retomo do núcleo da bobina à sua posição de origem. Ao receber a informação de que o religador abriu os seus contatos, o relé de religamento inicia a contagem do tempo para efetuar o religamento de acordo com o tempo previamente ajustado no seletor de tempo de religamento, no final do qual a bobina de fechamento de alta tensão é energizada, fechando os contatos principais do religador. A partir daí, duas situações podem ocorrer. No primeiro caso, o defeito é transitório e o religador permanece ligado em virtude do desaparecimento da falta que produziu a sua abertura. No segundo caso, o defeito é permanente e o religador efetua todo o ciclo de religamento, ao final do qual fica bloqueado na posição dos contatos abertos. Se o religador é submetido a um defeito transitório, quando este cessa, o relé de religamento, após decorrido um determinado tempo ajustado no seletor de tempo de rearme, retorna todas as funções à sua posição inicial de operação, permitindo, desta forma, que o religador possa efetuar um novo ciclo de operação, quando ocorrer uma nova falta no sistema.

C apítulo D e z e s s e t e

Buchas Sistema de comando

Tampa

Tanque

(a) Vista interna

(b) Vista externa

Fig. 17.10 Religador de distribuição

O relé de religamento fica bloqueado se o religador for desligado manualmenteatravés da vara de manobra. A sinalização das posições dos contatos principais aberta ou fechada é feita através deuma alavanca externa. Os religadores para distribuição possuem, em geral, os seguintes ajustes: • ajustes dos seletores independentes dos tempos de religamento; • ajuste do tempo de rearme; • ajuste do número de disparos para o bloqueio; • ajuste da curva de temporização de fase; • ajuste da curva de temporização de terra. A Fig. 17.10 (a) mostra a câmara a vácuo instalada no interior do tanque, enquanto a Fig. 17.10 (b) apresenta a parte exterior do religador. Como exemplo, o controle dos religadores 280 SEV e 560 SEV são compostos dos seguintes elementos:

a) Circuito da fonte de alimentação

É formado por três pontes retificadoras alimentadas por transformadores auxiliares de relação única. Este circuito compõe-se de quatro fontes alimentando individualmente os circuitos das seguintes funções: • temporização da proteção; • temporização do religamento; • sistema de abertura; • sistema de fechamento. Os transformadores de corrente de núcleo toroidal ou, simplesmente sensores, em número de três instalados nas buchas do religador, são os responsáveis pela geração de potência para o circuito da fonte de alimentação. Outros três sensores, de proteção de fase e de terra, também instalados nas mesmas buchas, com tapes múltiplos, permitem a obtenção de 15 características diferentes por sensor desde 50 a 280 A para o religador 280 SEV, conforme observado na Tabela 17.4.

b) Circuito de proteção

Compõe-se de um complexo circuito estático no qual são definidas as curvas de temporização de fase e terra e que é alimentado por transformadores auxiliares vistos na Fig. 17.11. As curvas de temporização das correntes de fase são módulos do tipo plug-in com disponibilidade de seleção de quatro curvas de temporização rápida, identi­ ficadas pelas letras A, B, C e D ,t mais quatro curvas de temporização retardada, identificadas pelas letras E,F,G e H, conforme poderá ser observado na Fig. 17.12, que fornece as características tempo X corrente do religador. As curvas de temporização das correntes de terra são módulos do tipo plug-in com disponibilidade de seleção de quatro curvas de temporização rápida, identificadas pelas letras J, K, L e M, e mais quatro curvas de tempori-

R eliga dores A utom áticos

715

zação retardada, identificadas pelas letras N, O, P e Q, conforme poderá ser visto na Fig. 17.13, que fornece as características tempo X corrente dessas curvas. O valor da corrente de acionamento da proteção de fase das curvas rápidas e retardadas é igual ao valor do tape selecionado no sensor. Já a corrente de acionamento da proteção de terra relativa às curvas rápidas e retardadas é igual ao valor definido para a corrente primária, que caracteriza o início da temporização da proteção de terra de acordo com a Tabela 17.4. Tabela 17,4 Características dos sensores - religador 280A - SEV

716

C a p ítu lo D e z e s s e te

\\

Tempo (Segundos)

J

Curvas da fase

I

30.0 20.0

i t \\ \

fío

Nr A\-\\ \ \ w JVV. s 4 \ vO \ \ VA ■\ íX \ - V \\

4.0 3.0 2.0

Oi!

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0,4 0,3

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0,02

T - f\- -v\ -V \A \\ \ V \ -A -\- ss' N V £ V \

0,01

4 \

0,1

0^05 0,04 0,03

s

a

0

,1

0,2 0,3 0,40,50,60,70,80,91

2

3 4 5 6789 10

Múltiplo da relação do sensor

20 30 40 50

Fig. 17.13 C u rv a s d e te m p o riz a ç ã o d a s c o rre n te s d e terra d o re lig a d o r

Fig. 17.12 Curvas de temporização das correntes de fase do

religador

R eliga dores A utom áticos

717

c) Circuito de religamento e lógica

Este circuito é alimentado por energia armazenada em fonte capacitiva, permitindo, deste modo, a temporização do religamento através do ajuste dos sensores, na seguinte forma: • primeiro religamento ajustávelem:0,6, 1,25 e 2,5 s; • segundo religamento ajustável em: 2,5, 5,0,10 e 20 s; • terceiro religamento ajustável em: 2,5, 5,0, 10 e 20 s. A temporização do religamento inicia-se após completada a função de abertura do religador. Terminado o tempo ajustado para o religamento, um gerador de pulso envia um sinal para o dispositivo de abertura, iniciando a temporização para o tempo de rearme. Após o religamento e antes que o tempo de rearme tenha sido completado e um outro sinal de abertura tenha sido gerado, o contador de sinais de abertura é ativado, iniciando-se a próxima temporização do religamento. Este procedimento repete-se até que o sinal de abertura atinja o número de operações para o bloqueio. O tempo de rearme pode ser ajustado no seletor com os seguintes valores: 20, 40, 80 e 160 s.

d) Circuito de saída

E formado por um circuito estático, onde um conjunto de capacitores atuará sobre os dispositivos de abertura e fechamento. Este circuito recebe três comandos independentes: • abertura da proteção de fase; • abertura da proteção de terra; • fechamento do circuito de religamento. Para melhor compreensão do que foi abordado anteriormente, observar a Fig. 17.11 que representa o esquema elementar de operação do religador modelo SEV, mostrando os seus principais elementos atuantes. A temporização mostrada nas curvas das Figs. 17.12 e 17.13 indica o tempo de retardo do relé. O tempo total de interrupção do religador é igual ao tempo indicado nas curvas acrescido do tempo de interrupção que pode variar de cerca de 25 a 40 ms, dependendo do tipo de equipamento. Para o ajuste do religador, deve-se adotar o seguinte procedimento: • determinar a corrente máxima de linha e escolher a relação dos sensores de fase. Se, por exemplo, a cor­ rente máxima de carga do alimentador é de 135 A, deve-se escolher a relação dos sensores de fase X4 - X6: 150 : 1, de acordo com a Tabela 17.4, própria para o religador de 280 A. A corrente de acionamento será então de 150 A ± 5%; • determinar o valor mínimo da corrente de curto-circuito fase-terra, que será o valor de ajuste da corrente de acionamento. Considerando o alimentador anteriormente mencionado, e sabendo-se que a corrente de defeito para a terra é de 30 A, então deve-se ajustar o transformador auxiliar da proteção de terra no tape //, - í/3, módulo calibrador 8, que corresponde a uma corrente de defeito para a terra de valor igual ou superior a 27 A. Neste caso, quando o alimentador for percorrido por uma corrente de defeito para a terra de valor igual ou superior a 27 A ± 5%, o religador atuará; • selecionar as curvas características de temporização de fase (rápida ou retardada) de acordo com a Fig. 17.12; • selecionar as curvas características de temporização de terra (rápida ou retardada), de acordo com a Fig. 17.13.

Religadores de controle hidráulico

São equipamentos dotados de mecanismos apropriados, constituídos de haste, êmbolo, câmara de interrupção e de um tanque cheio de óleo mineral, dispondo de um diafragma através do qual podem ser ajustadas todas as suas funções operativas. Um dos equipamentos desse tipo mais conhecidos nos sistemas de distribuição das concessionárias brasileiras é o religador KF de fabricação McGraw Edison, visto nas Figs. 17.14 (a) e (b). A interrupção destes religadores é feita no interior de três câmaras seladas a vácuo. O óleo é utilizado nestes religadores como meio isolante não estando envolvido na interrupção do arco elétrico. Também é utilizado para acionar o mecanismo temporizador das operações de abertura e religamento. Além disso, faz parte do mecanismo contador de operações. Os religadores, de maneira geral, são equipados com o sensor de terra, sensível à corrente de seqüência zero. A abertura e o fechamento dos religadores do tipo distribuição de controle hidráulico são normalmente efetuados pela ação de molas, acionadas através de uma bobina alimentada em tensão primária, e conectada momentanea­ mente em tensão de fase, através de um contador de alta tensão.

C apítu lo D e z e s s e t e

Fig. 17.14 Religador de controle hidráulico

A Fig. 17.15 mostra sinteticamente o mecanismo de abertura e fechamento desse tipo de religador. Nessa fi­ gura observam-se as três bobinas de abertura que estão em série com a corrente do circuito principal. Além disso, mostra-se também a bobina de fechamento, responsável pelo deslocamento da haste vertical auxiliar de manobra, e duas molas cujas funções são bem definidas durante as manobras do equipamento. Com o auxílio da Fig. 17.15 pode-se entender o mecanismo de funcionamento do religador.

a) Primeira operação

Quando uma corrente flui através da bobina série, também denominada bobina de abertura, com um valor igual ou superior ao da sua corrente de operação, a haste de acionamento (H) sofre um movimento para baixo, atingindo a barra de acionamento (B) que é também deslocada verticalmente para baixo, provocando o destrave da haste horizontal auxiliar (A) que, sob efeito da mola de abertura, impulsiona o mecanismo (V). Dessa forma, o con­ junto de hastes verticais auxiliares (V) sofre um deslocamento para cima em virtude do destravamento do núcleo da bobina, através do dispositivo (D) dotado de um ponto de articulação rotativo, ocorrendo, neste momento, a abertura do religador que é dotado de um mecanismo de contagem do ciclo de operação. O tempo de religamento é de cerca de 1,5 s a 2 s. Esta operação é do tipo rápida.

b) Segunda operação

Se a falta persistir no sistema, a bobina série ou bobina de abertura, é novamente acionada, provocando a abertura do religador da forma descrita anteriormente.

c) Terceira operação

Se a falta persistir no sistema, a bobina série é novamente acionada provocando a abertura do religador após um determinado tempo de retardo.

R elig a d o res A utom áticos

719

d) Quarta operação

Se ainda persistir a falta, a bobina série é novamente acionada, provocando a abertura do religador sob um tempo de retardo, de acordo com o que foi explanado anteriormente. Dessa vez, a abertura do religador é definitiva, feita através da alavanca de abertura acionada pela haste de contagem que sofre sucessivos movimentos ascendentes a cada processo de abertura e religação. Os religadores do tipo hidráulico estão atualmente em desuso. No entanto, existem ainda muitas unidades em operação nos sistemas de distribuição aéreos brasileiros.

17.4 APLICAÇÃO DOS RELIGADORES

Os religadores podem ser aplicados tanto na derivação do alimentador do barramento da subestação como em diferentes pontos da rede aérea de distribuição.

Aplicação de Religadores em Subestação

No início de todo alimentador que deriva do barramento de média tensão de uma subestação de potência, há necessidade da utilização de um equipamento de proteção que pode ser um disjuntor comandado por relés de sobrecorrente ou um religador também provido do mesmo tipo de relé, acrescido de um dispositivo, denominado relé de religamento, ou ainda de um disjuntor dotado dos relés já mencionados, mais um relé de religamento que lhe permite o mesmo grau de repetição do religador. Existe alguma polêmica quanto ao uso do disjuntor convencional ou do religador. Quando se deseja que o ali­ mentador fique desenergizado logo que ocorra o primeiro desligamento em virtude de uma falta, independentemente de sua natureza transitória ou permanente, deve-se utilizar o disjuntor, apenas provido de relés de sobrecorrente, ajustados para faltas trifásicas ou fase e terra. Isto é aplicável aos alimentadores dos grandes centros urbanos onde a reenergização de um circuito, que tem um ou mais cabos rompidos e deitados ao chão, pode oferecer sérios riscos para as pessoas que passam pelo local da ocorrência. Nestas circunstâncias, o tempo de restabelecimento do sistema cresce, elevando o índice de duração equivalente por consumidor (DEC), prejudicando, conseqüente­

720

C a p ítu lo D e z e s s e te

/

mente, a própria população, que ficará privada de energia por um longo período, no caso de defeitos temporários, até que a turma de manutenção percorra todo o alimentador correspondente. Porém, quando se trata de alimentadores longos de redes aéreas de distribuição rural, que cortam, muitas vezes, áreas de vegetação alta e densa, a probabilidade de defeitos transitórios aumenta consideravelmente, necessitando-se, pois, de uma proteção com recursos para limpar esse tipo de defeito. Evita-se, assim, despachar uma equipe para percorrer todo o alimentador à procura de um defeito que não existe mais, o que, em caso contrário, encarecerá o ser­ viço de manutenção e elevará o tempo de restabelecimento do sistema. Neste caso, deve-se aplicar um religador. Para o ajuste dos religadores instalados em subestações são considerados os seguintes critérios:

a) Ajuste da corrente de acionamento

Como os religadores, em geral, são dotados de relés de indução ou digitais para a proteção de fase e de terra deve-se ajustá-los para as seguintes condições: • Relé de proteção de fase (unidades instantânea e temporizada). O ajuste deve ser efetuado para um valor de corrente inferior à corrente mínima de curto-circuito entre fases, em toda a zona de proteção supervisionada pelo religador; • Relé de proteção de neutro (unidades instantânea e temporizada). O ajuste deve ser efetuado para um valor de corrente inferior à corrente mínima de curto-circuito entre fase e terra, em toda a zona de proteção supervisionada pelo religador. A corrente de curto-circuito fase e terra mínima depende da impedância de contato do cabo com o solo e, por isso, pode assumir valores tão pequenos, no caso de solos com superfície de alta impedância (asfalto, paralelepípedo, etc.), que inviabilizam um ajuste muito sen­ sível da corrente de defeito nestas circunstâncias. Houve casos de acidentes com vítimas fatais, no sistema de concessionárias de distribuição de energia elétrica, em que a corrente de curto-circuito medida foi de 0,8 A. Para efetuar a medida de corrente colocou-se o cabo do alimentador no solo e ligou-se o disjuntor correspondente na subestação, simulando um defeito. Como pode ser verificado, é inviável o ajuste do relé com base nos valores desta magnitude. Por isto, cada concessionária de distribuição adota um ajuste mínimo para uma corrente de defeito de fase e terra, da ordem de 20 A, dependendo do tape do relé.

b) Seqüência de operação

Cabe a cada estudo específico definir o ciclo de religamento que permite a coordenação com os equipamentos de proteção instalados a jusante do religador.

c) Tempo de religamento

Da mesma forma anterior, cabe também a cada estudo específico definir o tempo de religamento que permita uma coordenação seletiva entre os equipamentos de proteção instalados a jusante e a montante do religador. Deve-se ajustar o tempo de religamento de forma que o relé de sobrecorrente retorne à sua posição de repouso antes de uma nova ordem de religamento.

d) Tempo de rearme

A fim de evitar um rearme durante a seqüência de operações, o tempo de rearme pode ser determinado a partir da Eq. (17.1): (17.1) Tre - tempo de rearme, em s; Tw - tempo total de todas as operações de abertura considerando a corrente mínima de acionamento; ^
Aplicação de Religadores em Sistemas de Distribuição

Existem alguns critérios que devem ser adotados para aplicar religadores automáticos nos diferentes pontos das redes aéreas de distribuição, ou seja:

R elig a d o r es A utom áticos

721

• em pontos predeterminados de circuitos longos, onde as correntes de curto-circuito, pela elevação da impe­ dância, não têm valor expressivo capaz de sensibilizar o equipamento de proteção, disjuntor ou religador, instalado no início do alimentador; • na derivação de alguns ramais que suprem cargas relevantes cuja área apresenta um elevado risco de falhas transitórias; • em alimentadores que tenham dois ou mais ramais; • num ponto imediatamente após uma carga ou concentração de carga que necessita de uma elevada continui­ dade de serviço; • em ramais que alimentam consumidores primários cuja proteção seja feita através de disjuntores dotados apenas de relés de indução. É importante observar que, em redes aéreas de distribuição onde haja possibilidade de manobra entre alimen­ tadores para transferência de carga, os religadores não devem ser utilizados, a não ser na própria derivação com o barramento da subestação. Caso contrário, o religador, durante uma manobra, poderá ficar alimentado pelas buchas de saída, quando os transformadores de corrente estão localizados nas buchas de fonte, sendo, portanto, o equipamento alimentado inversamente.

17.5 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO

Os religadores devem ser dotados de uma placa de identificação contendo no mínimo as seguintes informações: • as palavras: religadores automáticos; • número e série de fabricação; • tipo ou modelo; • tensão nominal; • tensão máxima; • freqüência; • corrente nominal; • corrente de interrupção simétrica; • corrente de curta duração assimétrica; • corrente mínima de atuação; • tensão suportável de impulso.

17.6 CRITÉRIOS PARA COORDENAÇÃO ENTRE RELIGADORES E OS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

Nesta seção será estudada apenas a coordenação seletiva em sistemas trifásicos a três fios com neutro efetiva­ mente aterrado. No caso de sistemas trifásicos a quatro fios, aplica-se, praticamente, o mesmo estudo feito para os sistemas anteriormente mencionados.

Coordenação entre o Religador de Distribuição e o Elo Fusível

Para que haja coordenação entre esses dois elementos é necessário aplicar os seguintes conhecimentos: a) O valor da corrente mínima de curto-circuito entre fases em qualquer ponto a jusante do fusível deve ser inferior à corrente de acionamento do religador. b) O religador, em geral, deve ser ajustado para o seguinte ciclo de operação: • duas operações rápidas; • duas operações retardadas. c) O tempo mínimo de fusão do elo fusível para os valores de corrente a jusante do seu ponto de instalação deve ser superior ao tempo de abertura do religador na curva de característica rápida. d) O tempo de abertura do elo fusível para os valores de corrente a jusante do seu ponto de instalação deve ser inferior ao tempo de abertura do religador na curva de característica retardada, na condição de o religador estar ajustado para um ciclo de religamento com duas operações retardadas. Dessa forma, cabe à chave fusível a função de interromper a corrente de defeito em qualquer ponto a jusante de sua instalação. Assim, os consumidores localizados neste trecho do circuito são de importância secundária,

722

C a p ítu lo D e z e s s e te

- El

Religador

"eÍo

A

fusível

Fig. 17.16 Curvas de coordenação comparando-se com a prioridade da carga instalada a montante da chave fusível. Isto é bem característico dos alimentadores que servem no seu início a cargas urbanas e, no seu final, a consumidores da área rural. A coordenação entre o fusível e o religador torna-se extremamente difícil quando este equipamento é dotado de dispositivo de atuação para defeito fase e terra. Sumarizando as condições de coordenação anteriormente estudadas, podem-se apresentar as curvas caracte­ rísticas de um religador e do elo fusível e observar as interseções das curvas 3-4 e 1-2 que correspondem à faixa de coordenação A-B, isto é, os valores de corrente no intervalo A-tí entre o religador e o elo fusível que permitem coordenação de operação. As curvas da Fig. 17.16 são relativas a: • 1: curva de operação com retardo do religador; • 2: curva de tempo de abertura do elo fusível; • 3: curva de tempo mínimo de fusão do elo fusível; • 4: curva de operação rápida do religador; • 5: curva de operação rápida do religador, multiplicada por um fator K. Quando a curva de operação com retardo do religador não intercepta a curva de tempo de abertura do elo fusível, o ponto de corrente mínima corresponde à corrente de acionamento do religador. Durante um projeto de coordenação entre religadores e elos fusíveis é necessário que seja efetuada também a coordenação entre os próprios elos fusíveis, tais como aqueles instalados nos ramais em relação à proteção indi­ vidual dos transformadores de distribuição. As curvas dos elos fusíveis estão mencionadas no Cap. 2, onde são fornecidas as tabelas de coordenação entre os próprios elos fusíveis do tipo K e entre os elos fusíveis dos tipos K e H.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 17.1 Fazer o estudo de coordenação entre o religador R e os elos fusíveis instalados ao longo do alimentador mostrado na Fig. 17.17. Os dados do sistema são: • tensão nominal: 13.800 V; • corrente de curto-circuito trifásica/fase e terra: - ponto A. 1.200/400 A; - ponto B: 900/320 A; - ponto C: 630/220 A; - ponto D: 410/130 A; - ponto E: 208/89 A; - ponto F: 600/200 A. A corrente de carga medida junto ao religador é de 29 A, no horário de ponta de carga. Observar que o religador é do tipo distribuição, instalado em poste a 4,5 km do barramento da subestação cujo alimentador está protegido no seu início através de um disjuntor. Somente será estudada, neste caso, a coordenação entre o religador e os elos fusíveis localizados a jusante do ponto de instalação do religador.

R elig a d o r es A utom áticos

723

a. Corrente de carga máxima vista pelo religador 225 + 150 +112,5 + 300 +150 + 75 1.012,5 = 42,3 A / 3 X 13,80 b. Aplicação dos elos fusíveis Para melhor entender este assunto, o leitor deve remeter-se ao Cap. 2 - Chave Fusível Indicadora Unipolar. Como não existe medição de corrente nos pontos do alimentador, pode-se utilizar o conceito da taxa de corrente por kVA instalado, ou seja: 29 Y= L 1 012,5 = 0,02864 A/kVA -

Ponto D

'm

Condição: 4 a /'no s /r - corrente de carga no ponto E. = 1,5 x Y , P[E) X Y = 1,5 X (75 +150) X 0,02864 lc{E)= 9,6 A ’c ( E )

'í(E )

22,2 A

Logo: 22,2 > lns > 9,6 A Através da tabela de coordenação do Cap. 2 entre elos fusíveis do tipo K, pode-se adotar para 0 ponto D o elo fusível de 15 K, considerando a coordenação com 0 maior elo fusível do transformador de 150 kVA que é o de 8 K, ou seja: /„„ = 1 5 K (elo fusível preferencial) Os elos fusíveis de 15K e 8K adotados neste estudo coordenam entre si para uma corrente de no máximo igual a 440 A, conforme mostrado na tabela. • Ponto B lc{F) = 1,5x(l50 + 112,5)x0,02864 = 11,2 A 4 4 50 A Logo: 50 A > l„e > 11,2 A Como a corrente de curto-circuito trifásica no ponto F é de 600 A e como a corrente máxima de coordenação do elo fusível de 8 K é de 650 A relativa ao elo fusível de 20 K, este elemento deveria ser adotado. Porém, considerando que 0 elo fusível preferencial mais próximo e superior é o de 25 K, este será 0 elemento escolhido, ou seja: »(f)

200

= 25 K

C a pítu lo D e z e s s e t e

c. Religador Serão adotadas duas operações rápidas e duas com retardo. • Relação do sensor A seleção do ajuste do sensor deve ser feita pela Tabela 17.4, considerando-se a proteção de defeito para a terra. Para uma corrente de carga igual a 29 A, será escolhida a relação do sensor de fase igual a X2 - X4 = 50 A. Como a menor corrente de curto-circuito fase e terra é de 89 A, logo, pela Tabela 17.4, observa-se que a maior corrente de acionamento (50 A) é inferior à menor corrente de defeito para a terra 89 A, o que atende à condição desejada, que é a atuação do religador para a menor corrente de defeito. Assim, os ajustes a serem efetuados são: - relação do sensor: X2 - X4 = 50 A; - transformador auxiliar da proteção de terra: H, - H2; - módulo calibrador da corrente de acionamento: 1; - seleção das curvas de operação do religador. Plotando-se a curva do elo fusível de 25 K nos gráficos mostrados nas Figs. 17.18 e 17.19, observa-se que as curvas sele­ cionadas para se obter coordenação devem ser: • proteção de fase: - curva rápida: D; - curva retardada: H. • proteção de terra: - curva rápida: L\ - curva retardada: P. Considerando a proteção de terra pode-se comentar: • para um defeito fase e terra no ponto E (89 A), o religador atuará na curva L em 0,12 s, enquanto o tempo de atuação do elo fusível é de 1,80 s, havendo, portanto, coordenação na curva rápida, ou melhor: na primeira e na segunda

Fig. 17.18 C u rv a s g e n é ric a s d e c o o rd e n a ç ã o d e fa se e n tre re lig a d o r e fu sív e l

R elig a d o r es A utom áticos

725

atuações do religador o elo fusível não se fundirá. No entanto, na terceira atuação o religador responderá na curva temporizada (curva P da Fig. 17.19) para um tempo de 2,7 s, enquanto o elo fusível se fundirá em apenas 1,80 s. Nestas condições, o ramal primário D - E defeituoso será eliminado, sendo que a tensão no restante do sistema ficará restabelecida. Observar que a coordenação entre o religador e o elo fusível do ponto D somente existe a partir de uma corrente superior a 78 A, já que a curva P do religador e a do elo fusível se interceptam no ponto I = 78 A. Observar ainda que: • para um defeito trifásico, no ponto £ (208 A), o religador atuará na curva D em 0,038 s, enquanto o tempo de atuação do elo fusível será de 0,23 s, havendo, portanto, coordenação na curva rápida, ou melhor: na primeira e na segunda atuações do religador, o elo fusível não se fundirá. No entanto, na terceira atuação o religador responderá na curva temporizada H com um tempo de 0,42 s, enquanto o elo fusível abrirá em 0,23 s, eliminando o trecho defeituoso D -E e restabelecendo o restante do sistema. Cabe observar que o tempo de intervalo de coordenação é de apenas 0,19 s, podendo ocorrer a atuação do religador e a fusão do elo fusível, ao mesmo tempo. • para correntes de defeito superiores, tanto de fase e terra como trifásica, haverá coordenação conforme observado através das Figs. 17.18 e 17.19.

Coordenação entre o Religador de Subestação, Seccionador e Elo Fusível

Os seccionadores são equipamentos de proteção de redes aéreas de distribuição, utilizados para efetuar o desli­ gamento do trecho do alimentador sob falta, quando em sua retaguarda existe um outro equipamento de proteção, responsável pela interrupção do alimentador. O seccionador não interrompe correntes de curto-circuito; apenas dispõe de um mecanismo de contagem das interrupções efetuadas pelo equipamento de retaguarda, abrindo os seus contatos definitivamente quando o número de interrupções for igual ao valor ajustado. O Cap. 18 será dedicado exclusivamente ao estudo dos seccionadores e, por isso, para maiores detalhes, o leitor deve consultá-lo. A coordenação entre religadores e seccionadores deve obedecer a alguns pré-requisitos: • o religador deve ser ajustado para que a corrente mínima de curto-circuito seja sentida em toda a zona de atuação do seccionador;

C a pítu lo D e z e s s e t e

• a menor corrente de curto-circuito do trecho de atuação do seccionador deve ser superior à/corrente de acionamento do seccionador; / • o valor da corrente de acionamento do seccionador deve ser 80% da corrente de acionamento do religador; • o número de interrupções contadas pelo seccionador deve ser uma unidade inferior ao número de operações ajustadas para o religador abrir definitivamente os seus contatos; • o tempo de atuação do religador na curva temporizada deve ser superior ao tempo de atuação do elo fusível localizado após o seccionador, a fim de evitar uma saída desnecessária deste equipamento; • o tempo de atuação do religador na operação instantânea ou de tempo definido deve ser inferior ao tempo de atuação do elo fusível localizado após o seccionador, a fim de evitar que o mesmo queime desnecessa­ riamente, no caso de uma falta transitória. É bom lembrar, finalmente, de que o estudo de coordenação entre religadores e seccionadores é função dos tipos dos equipamentos adotados, já que estes são vários e bastante diferentes entre si.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 17.2 Considerar a rede aérea de distribuição rural apresentada na Fig. 17.20, onde, na derivação com o barramento da subestação de 69/13,80 kV há um religador automático com ajuste eletrônico, dotado de relés de sobrecorrente digital de fase e de neutro. Para reduzir o tempo de interrupção do ramal que alimenta um centro urbano de certa importância, instalou-se no ramal de características intrinsecamente rurais um seccionador de ajuste eletrônico. Efetuar o estudo de coordenação deste alimentador. O fator de assimetria das correntes de curto-circuito vale 1,2. A corrente máxima medida no ponto A foi de 37 A. As correntes de curto-circuito trifásica/fase e terra nos pontos indicados na Fig. 17.20 são: • ponto A: 1.800/1.400 A; • ponto 0: 800/620 A; • ponto C: 630/382 A; • ponto D: 410/330 A; • ponto E: 315/215 A; • ponto F: 710/570 A. A corrente de carga medida no horário de ponta de carga vale: 37 A. a) Elo fusível da chave instalada no ramal do ponto B Y = r j ? — = - J 7 = 0,0298 A/kVA

1-237-5

= 37 A £ p „ , = 300 + 75 + 300 + 45 +112,5 + 150 + 75 + 15 + 15 + 30 + 75 + 45 = 1.237,5 kVA lc = 1 ,5 x £ P c(0) X Y = 1,5X(45 + 112,5)X0,0298 = 7,0A Lc

Fig. 17.20 E sq u e m a b á sic o de u m a re d e d e d istrib u iç ã o

R elig a d o r es A utom áticos

727

lüLL> i —> /'c(b) ^ — 'ne

—4 "* a/„. >142,5 A 142,5 A >/„0 >7,0 A Para se obter seletividade com o religador será escolhido o elo fusível de: /„„ = 25 K (elo fusível preferencial) b) Elo fusível da chave instalada no ramal do ponto D /„ (D) = 1,5 X = 1,5 X (75 + 45) X 0,0298 = 5,3 A; 5,3; f U L ,5 3 ,7 ; 53,7 > /„ .> 5,3; lne = 25 K (valor adotado inicialmente como tentativa de se obter coordenação). c) Seqüência de operação do religador: 1 operação instantânea + 3 operações temporizadas d) Ajuste do religador automático eletrônico • Corrente de carga máxima lcm - 37 A (medida no horário de ponto de carga) • Dimensionamento do transformador de corrente Valor inicial do RTC: 50-5 :10 Considerando que a corrente de curto-circuito não deva provocar a saturação do TC, tem-se: “

= ^ =!800

20 Fs - fator de sobrecorrente; Logo: RTC: 100-5 : 20. É, portanto, necessário conhecer os valores nominais dos transformadores de corrente dos religadores a serem utilizados, já que normalmente estes equipamentos já contam com os TCs instalados padronizados, dotados de várias derivações. Adotar então a derivação mais próxima do valor calculado. • Determinação da proteção temporizada de fase Serão utilizados relés digitais de fabricação ZiV, 5 A, cujas curvas estão mostradas no Cap. 10, com corrente nominal de 5 A. - Unidade de proteção temporizada de fase , * ,x / c . 1,5X37 » 7 , " RTC 20 K ,= 1,5 (valor da sobrecarga admissível) Através das informações técnicas do relé mostradas na seção Unidades de Sobrecorrente, determina-se a faixa de operação 2 7 = 0,54. do relé: (0,2 - 2,4) x /„ em passos de 0,01 A, selecionando-se lal = 0,54 x /„„ ou seja: lam = -*— Logo, a corrente de acionamento vale: ls„ = RTC x /„ = 20 x 2,7 = 54 A. 5 - Múltiplo da corrente de acionamento A unidade temporizada será ajustada para cobrir todo o alimentador, isto é, sentir os defeitos até o ponto E, que corresponde aos de menor corrente de curto-circuito do sistema.

M=

F„

A, . . , _ g j g _ , 5|8

RTC X /„ 20 x 2,7

Com o gráfico da Fig. 10.40 (curva muito inversa), seleciona-se o valor de ajuste do relé, sabendo-se que o tempo de ope­ ração da unidade temporizada deve ser superior ao tempo de atuação do elo fusível do ponto D. Como o tempo de abertura do fusível, pelo gráfico da Fig. 2.20 do Cap. 2, é de Ta, = 0,20 s para a corrente de defeito em £(315 A), elo fusível de 25Ke curva superior, logo o religador deve operar na sua curva temporizada do relé no tempo de: Tf Tgf “H T"g, Ts = 0,3 s (tempo de segurança adotado: normalmente varia de 0,3 a 0,5 s); Tr = 0,20 + 0,3 = 0,50 s; T, - tempo de atuação do relé do religador. Pelo gráfico da Fig. 10.40 do relé Ziv, relativa ao relé de característica muito inversa, determina-se a sua curva de operação, ou seja: curva 0,2. Isso quer dizer que, durante a ocorrência de um defeito trifásico em E, o elo fusível instalado no ponto D vai atuar antes da proteção de fase do religador, no primeiro religamento temporizado.

728

C a pítu lo D e z esset e

- Unidade de proteção instantânea de fase Esta unidade será ajustada para cobrir a zona de proteção até o ponto E: F = — = ^1— 1’^ = 7 - » f = 5 L« 54

Logo, o tape de ajuste será de: l„ = F X /„ = 5 X 2,7 = 13,9 A -> l„ = 14; Fa = 1,2 (fator de assimetria adotado). A corrente de acionamento vale: laif = RTC x l„ = 20 x 14 = 280 A; Ia» < 4S(condição satisfeita). O tempo de atuação do elo fusível do ponto D deve ser superior ao tempo de atuação da unidade instantânea de fase, evi­ tando-se que se queime desnecessariamente o elo fusível caso o defeito seja transitório. Assim, o elo fusível no ponto D deve atuar em 0,20 s, conforme já determinou-se anteriormente. O tempo de atuação do religador (7^ é a soma do tempo de atuação do relé instantâneo (Trl), mais o tempo próprio do religador ( Tp) que é de 0,040 s, ou seja: T,= Tri+ T„\ T„ = 0,0 s (tempo do relé ZiV, unidade instantânea); T, = 0,0 + 0,04 = 0,04 s.

Como se pode notar, o tempo de abertura do elo fusível é superior ao do religador. • Determinação da proteção temporizada de neutro - Unidade de proteção temporizada de neutro ,/,„ = -----K X l 0,30X37 0,55 A; ' RTC1 = —----------= 20 K = 0,30 (valor que pode variar entre 0,10 e 0,30). No Cap. 10, determina-se a faixa de operação do relé: (0,04 - 0,48) x /„, em passos de 0,01 A selecionando-se o ajuste de 55 /,„ = 0,11 x /„„ ou seja, lam = -0J— O = 0,11. - Múltiplo da corrente de acionamento O relé será ajustado para atuar em defeitos fase e terra até o ponto E. M = ----- ,JL-----= -------— ------= 19,5 RTC x /„ 2 0 x 0 , 1 1 x 5

No gráfico da Fig. 10.40 seleciona-se o valor do ajuste do relé (0,11 x /„,), sabendo-se que o tempo de operação da unidade temporizada deve ser superior ao tempo de atuação do elo fusível no ponto D: Tr = Ta, + Ts\ Tal = 0,4 s (curva superior do fusível para lcc = 215 A, vista na Fig. 2.20); Tr = 0,4 + 0,3 = 0,7 s; Pelo gráfico da Fig. 10.40 do relé ZiV para M = 19,5 e T = 0,70 s, determina-se a curva de operação do relé: curva 0,9 (curva muito inversa). - Unidade de proteção instantânea de neutro Será ajustada para atuar em defeitos ocorridos até o ponto E. O tempo de atuação do maior elo fusível do trecho além do seccionador deve ser superior ao tempo de atuação do religador: Tr = T „+ T „= 0,0 + 0,04 = 0,04 s; T„ = 0,4 s < T, = 0,04 s (condições satisfeitas); 215x12 F = -----------'■ — = 23,4 -> F = 20 (valor adotado). 20X0,11X5

v

Logo, o tape de ajuste será de: /,„ = FX /„= 20 X 0,11 x 5 = 11 A. A corrente de acionamento vale: Iam = RTC X /,„ = 20 X 11 = 220 A; lam< lu (condição satisfeita). • O religador será ajustado para o seguinte ciclo de religamento: 1 atuação instantânea e 3 atuações temporizadas. • Intervalo de religamento: fl, = 5 s; R2 = 5 s; f?3 = 10 s (valores considerados). • Tempo de rearme do religador De acordo com a Eq. (17.1), tem-se: tw =i,iox]T7;

+i,i5x]T7;.

R elig a d o r es A utom áticos

729

O tempo total de todas as operações dos relés de fase, considerando-se 1 (uma) operação instantânea e 3 (três) temporizadas, vale: Tl0 = 0,04 + 3 X 0,4 + 3 X 0,04 = 1,36 s. O tempo total dos intervalos de religamento vale: T „= 5 + 5 + 10 = 20 s; T„ = 1,10 x 1,36 + 1,15 X 20; Tre = 1,32 + 23 = 24,49 s. Para o relé de neutro Tre vale: Tre = 1,15 X (5 + 5 + 10) + 1,10 X (0,04 + 3 X 0,7 + 3 X 0,04) = 25,48 s. Logo, o tempo de rearme será ajustado em: Ze = 30 s. e) Ajuste do seccionador do tipo eletrônico com base em 80% das correntes de acionamento dos relés de proteção de fase e de neutro • Resistor de fase: /„ = 0,8 X la„ = 0,8 X 54 = 43 A De acordo com a Tabela 18.2 do Cap. 18, o valor do resistor é de 83,65 Í1 (valor máximo) para corrente de acionamento de 40 A. • Tempo de memória O tempo de memória do seccionador deve ser maior do que o tempo acumulado do religador, ou seja: Tm = 60 s. • Ajuste do número de contagem das interrupções N,s =/V,r - 1 ; Nls = 4 - 1 = 3. • Tempo de rearme Tem ajuste constante e igual a 7,5 min. • Restrição da corrente de magnetização 8XÍ15 + 75 + 15 + 30 + 45) /„ = 8 X /„, = -----i------= --------------------- = 60,2 A. V3 X 13,80 Logo, o ajuste deve ser de:

X"=^

= 0’94^ X*=2X/'C'

• Duração da elevação temporária da corrente de acionamento de fase: Ta,= 10 ciclos. • Duração da elevação temporária da corrente de acionamento de terra Tal= 1,5 ciclo.

Coordenação entre Religadores

A aplicação de religadores em série depende do tipo de operação destes equipamentos, ou seja:

a) Religadores operados por bobina série (hidráulicos)

Para a coordenação entre religadores deste tipo são consideradas três situações: • religadores do mesmo tipo e mesma seqüência de operação; • religadores do mesmo tipo e ciclos de religação diferentes; • religadores de tipos diferentes e ciclos de religação também diferentes. Considerando que as três situações anteriores contemplam bobinas de mesma classe, para que os religadores operem coordenadamente em série, a curva do religador protegido deve ser superior em pelo menos 12 ciclos ( s 0,2 s), para a corrente de curto-circuito máxima, à curva do religador protetor, conforme se observa na Fig. 17.21.

b) Religadores operados por controle estático

Este tipo de religador permite grande flexibilidade quanto ao ajuste de suas características operacionais, o que facilita o estudo de coordenação. São as seguintes as recomendações que devem ser adotadas:

730

C a pítu lo D e z e s s e t e

• os intervalos de religação devem ser selecionados de sorte que o religador protegido tenha os seus contatos fechados ou esteja programado para isso no momento do fechamento dos contatos do religador protetor; • o valor da corrente mínima de acionamento do religador protegido deve ser superior ao da corrente de acio­ namento do religador protetor. Deste modo, o religador protetor deve operar antes do religador protegido; • selecionar os intervalos de rearme para que cada religador opere, em todas as condições de defeito, segundo um ciclo predeterminado; • a curva do religador protegido deve ser superior em pelo menos 12 ciclos (= 0,2 s), para a corrente de curtocircuito máxima, à curva do religador protetor; • o intervalo de tempo de rearme do religador protegido deve ser igual ou superior ao tempo de rearme do religador protetor; • a seleção dos intervalos de religamento deve permitir que o religador protetor, toda vez que fechar para testar a permanência do defeito no circuito, tenha tensão nos seus terminais de entrada, isto é, o religador protegido fica com seus contatos fechados.

17.7 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Para comprovar a qualidade, o religador deve ser submetido à inspeção pelo fabricante, na presença do inspe­ tor do comprador, de acordo com as normas recomendadas e com a especificação apresentada por este. A NBR 8177 - Religadores automáticos é a norma brasileira que trata do assunto. Os ensaios dos religadores podem ser realizados com base na norma ANSI C37.60.

Características dos Ensaios

Os equipamentos devem ser submetidos aos seguintes ensaios.

Ensaios de tipo

Também conhecidos como ensaios de protótipo, destinam-se a verificar se um determinado tipo ou modelo de religador é capaz de funcionar, satisfatoriamente, nas condições especificadas. São os seguintes os ensaios de protótipo; • inspeção visual ou dimensional; • elevação de temperatura; • interrupção; • radiointerferência; • medida da característica tempo-corrente; • corrente de curta-duração; • operação mecânica.

Religadores Automáticos

731

Estes ensaios podem ser dispensados pelo comprador, desde que o fabricante apresente documento comprobatório de cada um dos ensaios realizados.

Ensaios de rotina

São destinados a verificar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados na fabri­ cação dos religadores. São os seguintes os ensaios de rotina: • inspeção visual; • determinação da corrente mínima de disparo do religador; • tensão aplicada; • operação manual; • operação automática. Os ensaios de rotina devem ser realizados em todas as unidades encomendadas.

Ensaios de recebimento

Destinam-se a verificar as condições gerais dos religadores antes do embarque. Normalmente, os ensaios de recebimento dos religadores são os mesmos dos ensaios de rotina, acrescidos dos ensaios de galvanização.

Informações a Serem Fornecidas com a Proposta de Venda

Além dos dados exigidos na especificação do comprador devem ser acrescidas as seguintes informações: • desenho com dimensões e peso; • tolerância de fabricação; • características elétricas e mecânicas; • diagramas esquemáticos de funcionamento; • curvas de tempo X correntes disponíveis; • número máximo de interrupções com 25%, 50%, 75% e 100% da capacidade de corrente; • máximo intervalo sem manutenção preventiva; • quantidade de óleo e sua especificação (para religadores a óleo e a vácuo); • tensão nominal; • capacidade de interrupção simétrica; • corrente máxima de abertura para falha entre fases e entre fase e terra; • tempo de interrupção; • tempo de religamento; • tempo de rearme; • número de religamento antes do bloqueio.

17.8 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para se adquirir um religador deve-se indicar, no mínimo, as seguintes informações: • tipo de uso (subestação ou rede); • tipo de interrupção (em óleo ou a vácuo); • tensão nominal; • corrente nominal; • capacidade de interrupção simétrica; • tensão suportável de impulso; • intervalos de tempo de religamento; • intervalos de tempo de rearme; • número de religamentos antes do bloqueio; • definição das curvas de operação.

r#> m

S eccionadores A utomáticos 18.1 INTRODUÇÃO

Seccionadores automáticos são equipamentos de proteção utilizados em redes aéreas de distribuição e que têm a finalidade de seccionar definitivamente um trecho do alimentador, quando ocorre um defeito a jusante de sua instalação e cuja interrupção é efetuada por equipamento de retaguarda. É importante observar que o seccionador não precisa dispor de uma capacidade de interrupção compatível com o nível de curto-circuito do ponto de sua instalação, já que sua função é seccionar parte de um alimentador submetido a uma falta permanente, enquanto um equipamento de retaguarda fica responsável pela interrupção da corrente resultante do mencionado defeito. Os seccionadores podem ser classificados quanto ao número de fases.

a) Monofásicos

São equipamentos monopolares destinados ao seccionamento automático de redes aéreas de distribuição mo­ nofásicas.

b) Trifásicos

São equipamentos tripolares destinados ao seccionamento automático de redes aéreas de distribuição trifásicas. Normalmente, são estes os seccionadores mais utilizados pelas concessionárias brasileiras. O seccionador é um equipamento de construção e de funcionamento simples. É constituído de um dispositivo que mede o valor da corrente que percorre o circuito. Se este valor for superior ao valor ajustado da corrente de acionamento, o seccionador fica predisposto a operar, enquanto um outro dispositivo a montante (religador ou disjuntor com relé de religamento) inicia a operação e a contagem do número de desligamentos efetuado. Quando o mecanismo de contagem do seccionador registrar o número de operações efetuadas pelo equipamento de reta­ guarda igual ao valor ajustado, o seccionador atua, abrindo os seus contatos, interrompendo o circuito a jusante, e permanecendo travado. Dessa forma, o religador ou disjuntor com relé de religamento pode restabelecer a parte do circuito não afetada pelo defeito. Pode-se observar através da Fig. 18.1 que, para uma falta no ponto B, a corrente que percorre o sensor do seccionador S é a mesma que atravessa o religador R na retaguarda. O sensor do seccionador S registra o valor dessa corrente de defeito e compara com o valor da corrente ajustada que, se igual ou superior àquela, resulta na predisposição do seccionador para atuar após um certo número de operações do religador R. No entanto, se o defeito for localizado no ponto A, a corrente resultante apenas irá sensibilizar o religador R, que atuará um certo número de vezes, conforme o ajuste da sua programação. Como essa corrente não foi sentida pelo seccionador S, o equipamento não será afetado pelos religamentos do religador R. Os seccionadores podem ser classificados, quanto ao sistema de controle, em:

a) Controle por ação eletromagnética

Também conhecidos como seccionadores hidráulicos, são equipamentos dotados de uma bobina série que e percorrida pela corrente do alimentador. Quando a corrente que flui pela bobina série é igual ou superior à corrente de acionamento, o seccionador fica preparado para atuar, o que só ocorrerá quando o mecanismo de contagem

S eccionad ores A utom áticos

733

registrar o número de operações do equipamento de retaguarda igual ao valor ajustado. O funcionamento dos seccionadores hidráulicos pode ser entendido observando-se a Fig. 18.2. Quando ocorre um defeito no circuito e uma corrente elétrica atravessa a bobina série com um valor superior a 160% do seu valor nominal, o êmbolo é obrigado a se deslocar no sentido descendente, apesar da força contrária da mola M que mantém normalmente o êmbolo na sua posição superior. Ao descer, o êmbolo força o fechamento da válvula esférica localizada na parte inferior do mecanismo da Fig. 18.2 (a), enquanto uma certa massa de óleo é obrigada a deslocar-se para cima, provocando a abertura da válvula esférica superior de retenção. O êmbolo permanece na parte inferior do mecanismo, desde que a corrente que percorre a bobina série seja igual ou superior a pelo menos 40% do valor da corrente de acionamento. A mesma corrente que sensibilizou a bobina série, provocando o deslocamento descendente do êmbolo, deverá sensibilizar o sistema de acionamento do religador de retaguarda, fazendo-o atuar e desligando o circuito. Nessa condição, a corrente deixa de fluir através da bobina série do seccionador que perde a sua força eletromagnética, Mecanismo de disparo

Fig. 18.2 S e c c io n a d o re s h id rá u lic o s

734

C a p ítu lo D e z o ito

permitindo o movimento ascendente do êmbolo sob efeito da mola de restauração e provocando o deslocamento de uma determinada massa de óleo localizada acima do êmbolo, a qual ocupará a câmara onde está instalada a haste de disparo, que sofre um ligeiro movimento ascendente. Durante este processo fecha-se automaticamente a válvula esférica superior. Ao primeiro religamento do equipamento de retaguarda, poderá surgir uma nova corrente de defeito, fazendo com que o seccionador realize a mesma operação descrita anteriormente, no final da qual a haste de disparo sofrerá mais um movimento ascendente. Se o seccionador estiver programado para duas operações, a haste de disparo deverá atingir o mecanismo de disparo, fazendo abrir os seus contatos definitivamente e ficando na posição de bloqueio. Se o seccionador estiver programado para três operações, acontecerá mais uma vez o que foi descrito anteriormente. A seguir serão feitas algumas observações sobre os seccionadores hidráulicos: • podem-se obter diversos valores da corrente mínima de acionamento, trocando-se apenas a bobina série, de acordo com a corrente desejada. De qualquer forma, a corrente de acionamento será sempre igual a 160% do valor da corrente nominal da bobina série; • no caso de o alimentador ser submetido a uma falta temporária, a haste de disparo assume lentamente a sua posição normal; • quando o seccionador efetua um ciclo de disparo, isto é, conta o número de religamentos do equipamento de retaguarda e abre os seus contatos, o seu restabelecimento somente poderá ser feito manualmente.

b) Controle eletrônico

São os seccionadores dotados de um sistema em estado sólido capaz de memorizar os ajustes necessários de contagem de tempo, de ordenar a abertura dos seus contatos ou de efetuar o seu travamento definitivo ao final de um certo número de operações do equipamento de retaguarda. Este sistema de memória é denominado sensor.

Os sensores de fase são alimentados por três transformadores de corrente, tipo bucha, conectados em estrela. Já os sensores de terra são alimentados por outros três transformadores de corrente conectados em paralelo. As relações dos TCs são normalmente assim dimensionadas: • para o sensor de fase: 800:1; • para o sensor de terra: 2.000:1.

18.2 DISPOSITIVOS ACESSÓRIOS

O desempenho dos seccionadores pode ser melhorado desde que sejam utilizados alguns dispositivos que acompanham certos seccionadores.

Restritor de Corrente de Magnetização

Este equipamento também conhecido como restritor de corrente de inrush é um dispositivo empregado nos seccionadores para permitir sua utilização em alimentadores onde as correntes de magnetização assumem valores muito elevados. No momento da energização do circuito pelo religador ou disjuntor com religamento, o sistema de controle do seccionador, sem este dispositivo, memorizaria esta corrente como sendo resultante de um defeito, levando ao erro a contagem dos desligamentos durante um ciclo de operaçãonormal, no caso de um defeito per­ manente num ponto a jusante do seccionador. Considere na Fig. 18.1 uma falta no ponto A. O religador R efetuaria a sua operação de abertura, para logo em seguida efetuar a operação de fechamento. Durante a energização, os transformadores localizados a jusante do seccionador propiciarão uma elevada corrente de magnetização que, se atingir um valor acima da corrente de acionamento do seccionador, permitirá que este efetue uma contagem indevida. O restritor de corrente de magnetização atua no sentido de elevar o valor ajustado da corrente de aciona­ mento através de um fator multiplicador, mantendo-se nesse nível durante um período de tempo estabelecido previamente. Assim, quando o equipamento de retaguarda abre os seus contatos devido a uma falta, o dispositivo restritor de corrente compara o valor da corrente que circulou naquele momento com o valor ajustado da cor­ rente do restritor. Se o valor da corrente que circulou estiver acima do valor da corrente ajustada, o dispositivo de contagem é bloqueado. Caso contrário, isto é, se a corrente que circulou estiver abaixo do valor ajustado, o dispositivo restritor multiplica automaticamente a corrente de acionamento por um valor prefixado e com este valor permanece por um certo período de tempo. Assim, quando o equipamento de retaguarda atuar, fechando novamente os seus contatos, aparecerá uma elevada corrente de magnetização cujo valor não é contabilizado,

S eccionad ores A utom áticos

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já que momentaneamente o seu módulo é inferior ao valor estabelecido para a corrente de acionamento pelo dispositivo restritor de corrente. O restritor de corrente de magnetização é instalado no interior da caixa de controle do seccionador. Estes restritores são próprios para aplicação em seccionadores eletrônicos, não sendo disponíveis nos seccionadores de comando hidráulico.

Restritor de Tensão

Quando um equipamento instalado a jusante do seccionador, por exemplo, uma chave fusível atuar em decor­ rência de uma corrente de defeito, esse poderá contar esta ocorrência devido à circulação da referida corrente de defeito pela sua bobina série, apesar de o equipamento de retaguarda não ter sido acionado, o que implica a permanência de uma determinada tensão nos terminais do seccionador. Como se pode observar, seria uma contagem anormal do sensor do seccionador. Para evitar o registro desta ocorrência, utiliza-se um dispositivo restritor de tensão que elimina a contagem deste tipo de falta resultante de um defeito do alimentador com a atuação do equipamento de proteção instalado a jusante com um tempo de atuação inferior ao do equipamento de proteção de retaguarda, no caso o religador. O restritor de tensão é um dispositivo próprio dos seccionadores de controle hidráulico.

Restritor de Corrente

Este dispositivo desenvolve as mesmas funções do restritor de tensão. É próprio para aplicação em seccionadores eletrônicos e é montado no interior da caixa de comando.

Resistores de Corrente de Fase e de Terra

A corrente mínima de acionamento para cada fase e terra é determinada nos seccionadores de controle eletrônico através da seleção adequada de um resistor do tipo plug-in. Em geral, os resistores de corrente de fase são identificados com o símbolo 4>. Já os resistores de corrente de terra são identificados no sistema plug-in com o tradicional símbolo de terra. As Tabelas 18.2 e 18.3 fornecem respectivamente os valores dos resistores de corrente de fase e de terra para um dos mais conhecidos seccionadores das concessionárias brasileiras que é o seccionador GN3E de fabricação McGraw-Edison.

18.3 PARTES COMPONENTES DOS SECCIONADORES

Os seccionadores compreendem duas diferentes unidades básicas:

a) Unidade seccionadora

É composta dos seguintes elementos: • Tampa Tem a função básica de fechar hermeticamente a unidade de seccionamento, bem como servir de base para a instalação das buchas de porcelana. • Buchas Normalmente construídas em porcelana vitrificada, são do tipo passante. No pescoço interno de três das seis buchas existentes são montados três transformadores de corrente que alimentam o circuito eletrônico e o circuito de disparo, no caso dos seccionadores de controle estático. Não há TCs instalados nos seccionadores de controle hidráulico. • Transformadores de corrente São do tipo bucha, moldado normalmente em resina epóxi, dotados de vários tapes. • Tanque É um reservatório cheio de óleo mineral no interior do qual estão instalados os TCs e os contatos de seccio­ namento.

736

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b) Unidade de controle

No caso dos seccionadores de controle eletrônico, a unidade de controle compreende os seguintes componen­ tes: • circuito estático de contagem; • circuito de disparo; • restritor de corrente de magnetização; • restritor de corrente; • restritor de corrente de fase e de terra. A Fig. 18.3 mostra o aspecto externo do seccionador do tipo comando estático, marca GN3E. Este seccionador é montado numa estrutura de poste simples de concreto armado, conforme se vê na Fig. 18.4. Esta montagem está eletricamente mostrada na Fig. 18.5, observando-se a instalação de dois conjuntos de páraraios, sendo um do lado da fonte e o outro do lado da carga.

Fig. 18.3 Seccionador de controle eletrônico

Pára-raios Chaves seccionadoras de by-pass

Controle eletrônico

Tanque

Fig. 18.4 E stru tu ra d e in sta la ç ã o d e u m se c c io n a d o r

S eccionad ores A utom áticos

737

É importante observar na Fig. 18.5 que o desligamento do seccionador para manutenção ou outra operação qualquer deve obedecer às seguintes instruções:

a) Operação de fechamento

• • • •

fechar a chave by-pass; fechar primeiro a chave do lado da fonte e em seguida a do lado da carga; com a vara de manobra, efetuar o fechamento do seccionador; abrir a chave de by-pass;

b) Operação de abertura

• fechar a chave de by-pass; • efetuar primeiro a abertura da chave do lado da carga e depois a do lado da fonte; • com a vara de manobra, efetuar a abertura do religador.

18.4 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

As características elétricas básicas dos seccionadores podem ser resumidas na Tabela 18.1.

Placa de Identificação

Os seccionadores devem ser fornecidos com uma placa de identificação, contendo as seguintes informações: • as palavras: seccionador automático; • nome ou marca; • tipo ou modelo; • tensão nominal; • tensão máxima; • freqüência; • corrente nominal em regime permanente; • corrente de curta duração; • tensão suportável de impulso.

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C a p ítu lo D e z o ito

Tabela 18.1 Características elétricas básicas dos seccionadores de 200 A Características Classe de isolamento (kV) Tensão nominal (kV) Tensão máxima (kV) Tensão de operação (kV) Freqüência (Hz) Tensão suportável de impulso —1,2 X 50 /xs (kV) Tensão suportável, 60 Hz, 10 s, sob chuva (kV) Tensão suportável, entre terminais e terra, 60 Hz, 1 min a seco (kV) Corrente de curta duração assimétrica (A) Corrente de curta duração 1 s simétrica (A) Corrente de curta duração 10 s simétrica (A) Número de contagens (variável) Tempo de memória (min) Tempo de rearme em min (reset)

Hidráulicos 15 13,8 15,5 13,8 60 110 45 50 10.000 6.000 2.000 1 a3 1 a2 1 a 1,5

Eletrônicos 15 14,4 15,5 13,8 60 110 45 50 9.000 5.700 2.600 1 a3 1 7.5

Seleção dos Seccionadores

Para selecionar um seccionador a ser aplicado num determinado sistema de distribuição, deve-se levar em consideração os seguintes fatores: • a capacidade de corrente térmica de curta duração do seccionador deve ser igual ou superior ao valor cal­ culado para um defeito nos seus terminais de saída; • a capacidade de corrente dinâmica do seccionador deve ser igual ou superior ao valor calculado para um defeito nos seus terminais de saída; • a tensão máxima do seccionador deve ser igual ou superior à tensão nominal do sistema em que será utilizado; • a corrente nominal da bobina série deve ser superior ao valor da corrente máxima de operação do alimenta­ dor no seu ponto de instalação. Observar que em algumas ocasiões pode haver transferência de carga para o alimentador em questão, quando a corrente máxima é acrescida do valor da nova carga; • a tensão suportável de impulso deve ser compatível com a do sistema; • o tempo de memória do seccionador deve permitir total coordenação com os religadores, independentemente do ciclo de operação destes equipamentos.

Ajustes dos Seccionadores

Para que os seccionadores funcionem adequadamente é preciso que os ajustes necessários sejam feitos com critério.

Seccionadores eletrônicos

Estes ajustes são baseados nos reguladores de fabricação McGraw-Edison.

a) Corrente de acionamento de fase

É determinada com base no resistor apropriado, cuja corrente é tomada aproximadamente igual a 80% da corrente de ajuste do equipamento de retaguarda, normalmente um religador ou um disjuntor com relé de religamento. A Tabela 18.2 fornece o valor da resistência em função da corrente de acionamento.

b) Corrente de acionamento de terra

O ajuste é feito com base no procedimento anterior. O valor do resistor é dado na Tabela 18.3.

c) Tempo de memória

E o tempo ajustado no seccionador durante o qual este equipamento deve registrar o número de contagens relativo à abertura do equipamento de retaguarda. Após decorrido um determinado tempo igual ou inferior ao

S e c c io n a d o re s A u to m á tic o s

739

Tabela 18.2 Resistores da corrente de acionamento de fase Corrente de acionamento (A)

16 24 40 56 80 112 160 224 256 296 320

Resistência (í!) Máxima Mínima

218,8 141,57 83,65 59,8 39,8 27,22 19,8 13,86 11,98 10,39 9,66

223,2 144,43 85,35 61 40,6 27,78 20,2 14,14 12,22 10,61 9,86

Tabela 18.3 Resistores da corrente de acionamento de terra Corrente de acionamento (A)

3,5 7 16 28 40 56 80 112 160 224 320

Resistência (íl) Máxima Mínima

6.410 2.030 742,5 388,1 264,3 189,1 129,7 90 62,76 43,76 30,59

7.050 2.070 7575,5 395,9 269,7 192,9 132,3 91,81 64,03 44,64 31,21

tempo de memória, se o controle efetuar as contagens previstas, será enviado um sinal ordenando a operação de abertura do seccionador. No entanto, se esgotado este tempo e o controle não registrar o número de contagens previstas, o mesmo desconsiderará as contagens efetuadas e tomará a sua posição inicial. O tempo de memória é fixo e vale 60 s.

d) Tempo de rearme

É o tempo que leva o controle eletrônico para apagar de sua memória todas as contagens efetuadas a partir do seu último registro, ante uma falta temporária, em que não se completou o número de contagens para a abertura e bloqueio do seccionador. O seu valor é constante e igual a 7,5 min. É importante salientar que a operação de abertura definitiva dos seccionadores somente é efetuada quando o número de contagens retidas é igual ao número de contagens ajustadas.

e) Contador de aberturas

Tem como função determinar quantas aberturas se deseja que o seccionador efetue antes do bloqueio. Seu ajuste pode ser: 1 - 2 - 3. O valor definido deve ser um a menos do número de aberturas que está programado no equipamento de retaguarda.

f) Resistor da corrente de magnetização

Devem ser efetuados três ajustes distintos, ou seja: • múltiplo da corrente mínima de acionamento de fase. Pode ser ajustado em: 2 X Iac, 4 X Iac, 6 X Iac, 8 X Iac, sendo Ia o valor da corrente de acionamento;

740

C a p ítu lo D e z o ito

• ajuste do tempo do múltiplo da corrente de acionamento de fase. Pode ser ajustado em: 5 -1 0 - 1 5 ou 20 ciclos; • ajuste do tempo de bloqueio do circuito sensor de terra. Pode ser ajustado em: 0,3 - 0,7 - 1 - 1,5 ou 5 s.

g) Restritor de contagem

Tem a função de bloquear as contagens por parte do seccionador quando um equipamento instalado a jusante interromper a corrente de defeito. Este dispositivo é útil quando se tem em série religador-seccionador-religador. Assim, quando há uma falta no trecho do circuito além do último religador, o seccionador a montante iniciará a sua contagem indevidamente, já que o religador a jusante é o responsável pela eliminação da referida falta. Seu ajuste mínimo é de 3,5 A.

Seccionador hidráulico a) Corrente de acionamento

É tomada com 160% do valor da corrente nominal da bobina série. A Tabela 18.4 fornece estes dados associados à capacidade de corrente de curta duração. Tabela 18.4 Características de corrente Corrente nominal (A) 5 10 15 25 35 50 70 100 140 160 185 200

Corrente de acionamento (A) 8 16 24 40 56 80 112 160 224 256 296 320

Capacidade de curta duração Para 1 s Para 10 s Assimétrica (A) (A) (A) 200 60 800 400 125 1.600 600 190 2.400 1.000 325 4.000 450 6.000 1.500 650 7.000 2.000 900 3.000 8.000 1.250 8.000 4.000 4.000 1.800 8.000 2.600 5.700 9.000 5.700 2.600 9.000 5.700 2.600 9.000

b) Tempo de memória

O tempo de memória é aquele gasto pelo pistão para adquirir a sua posição de repouso após ter alcançado uma posição suficientemente elevada capaz de destravar o mecanismo de abertura e bloqueio do seccionador. Neste caso, o pistão memorizou o número de contagens resultante das aberturas do equipamento de retaguarda cujo valor foi igual ao valor ajustado para o disparo.

c) Contador de aberturas

Da mesma maneira que no seccionador eletrônico, pode ser ajustado em 1 - 2 - 3.

d) Tempo de rearme

Quando ocorre um defeito temporário, a haste de disparo (pistão), que se deslocou para cima, retorna à sua posição de repouso, anulando as contagens até então efetuadas. A esse tempo de retomo dá-se o nome de tempo de rearme e o seu valor é de cerca de 1 a 1,5 min por contagem.

Coordenação entre Seceionador e Religador ou Disjuntor com Religamento

Para que haja coordenação entre um seccionador e o religador de retaguarda é necessária a observância dos seguintes itens:

S e c c io n a d o re s A u to m á tic o s

741

• a corrente de acionamento de fase do seccionador deve ser 80% da corrente de acionamento do religador; • o número de contagens ajustado no seccionador deve ser inferior ao número de operações efetuado pelo religador; • como o seccionador não possui curva característica de atuação, não há necessidade de realizar estudos neste sentido para a coordenação;com os religadores ou com os relés de sobrecorrente indiretos; • os religadores ou disjuntores de retaguarda devem ser ajustados para atuar com a menor corrente de defeito para a terra.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO 18.1 Para esclarecer, na prática, o assunto, pode-se acompanhar o Exemplo de Aplicação 17.2 do Cap. 17.

18.5 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Para comprovar a qualidade, o seccionador deve ser submetido a inspeção e ensaios pelo fabricante, na presença do inspetor do comprador, de acordo com as normas recomendadas e com a especificação apresentada por este.

Características dos Ensaios

Os equipamentos devem ser submetidos aos seguintes ensaios:

Ensaios de tipo

Também conhecidos como ensaios de protótipo, destinam-se a verificar se um determinado tipo ou modelo de seccionador é capaz de funcionar, satisfatoriamente, nas condições especificadas. São os seguintes os ensaios de protótipo: • inspeção visual; • isolamento; • corrente de interrupção; • radiointerferência; • corrente de curta duração; • elevação de temperatura. Esses ensaios podem ser dispensados pelo comprador, desde que o fabricante apresente documento comprobatório de cada um dos ensaios realizados.

Ensaios de rotina

Destinam-se a verificar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados na fabricação dos seccionadores. São os seguintes os ensaios de rotina: • inspeção visual; • ensaios de galvanização; • tensão suportável, 60 Hz, 1 min, a seco; • determinação da corrente mínima de atuação dos seccionadores; • operação manual; • operação automática.

Ensaios de recebimento

Destinam-se a verificar as condições gerais dos seccionadores antes do embarque. Normalmente, os ensaios de recebimento ou aceitação são os mesmos ensaios de rotina, acrescidos do ensaio de galvanização. Os ensaios de recebimento devem ser realizados na presença do inspetor, em pelo menos 5% do lote, com um mínimo de três unidades.

742

C a p ítu lo D e z o ito

Informações a Serem Fornecidas com a Proposta de Venda

Além dos dados exigidos na especificação do comprador, devem ser acrescidas as seguintes informações: • tensão máxima de projeto; • tensão nominal; • tensão de operação; • tensão suportável de impulso com onda de 1,2 X 50 /xs; • tensão suportável, 60 Hz, 1 min, a seco; • tensão suportável, 60 Hz, 10 s, sob chuva; • corrente nominal, em regime contínuo; • corrente de curta duração, 1 s; • corrente assimétrica de curto-circuito; • corrente de fechamento; • capacidade nominal de interrupção; • corrente mínima de atuação; • tempos de operação; • dimensões; • peso com óleo; • capacidade de óleo; • tipo de descrição de funcionamento; • descrição de todos os ajustes; • informações completas sobre tempo de memória, tempo de rearme e número de contagem.

18.6 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

A aquisição de um seccionador deve ser precedida, no mínimo, das seguintes informações: • tipo (eletrônico ou hidráulico); • tensão nominal; • corrente de curta duração simétrica; • fixação do número de contagens; • definição do tempo de memória; • definição do tempo de rearme; • definição dos dispositivos acessórios.

ISOLADORES

19.1 INTRODUÇÃO

Os isoladores são elementos sólidos dotados de propriedades mecânicas capazes de suportar os esforços pro­ duzidos pelos condutores. Eletricamente, exercem a função de isolar os condutores, submetidos a uma diferença de potencial em relação à terra (estrutura suporte) ou em relação a um outro condutor de fase. Os isolamentos podem ser classificados em dois grupos básicos quando submetidos às solicitações elétricas do sistema ou por ocasião dos ensaios dielétricos em laboratório.

a) Isolamentos não-regenerativos

São aqueles cujo dielétrico não tem a capacidade de se recuperar após a ocorrência de uma solicitação elétrica que supere as suas características fundamentais. Estão enquadrados nesta categoria o isolamento da bobina dos transformadores de força, de potencial, de corrente, reatores, etc. Esses isolamentos, quando submetidos, por exem­ plo, a um processo de sobretensão, ficam vulneráveis à ocorrência de descargas parciais, que danificam toda a sua estrutura física ao longo de um determinado período, o que resulta nas perdas de suas qualidades dielétricas.

b) Isolamentos auto-regenerativos

São aqueles cujo dielétrico tem a capacidade de se recuperar após a ocorrência de uma solicitação elétrica que supere as suas características fundamentais. Enquadram-se nesta categoria, de uma forma geral, os isoladores suporte de barramento, buchas de equipamentos, isoladores de linhas de transmissão e de redes de distribuição. O objetivo, no entanto, deste capítulo é tratar somente de isoladores de vidro, de porcelana e de policarbonato, utilizados nos sistemas elétricos de instalação aérea ou abrigada. De maneira geral, os isoladores podem ser classificados em duas categorias:

a) Isoladores de apoio

São aqueles nos quais se apoiam os condutores, podendo ser fixados de maneira rígida ou não. No caso de barramentos de subestação ou painéis metálicos, os condutores (barras) são fixados rigidamente aos isoladores. Porém, no caso de redes de distribuição, os condutores são fixados aos isoladores através de laços pré-formados, ou, por outro meio qualquer, de modo a permitir um pequeno deslocamento em função do trabalho durante o ciclo de carga.

b) Isoladores de suspensão

São aqueles que, quando fixados à estrutura de sustentação, permitem o livre deslocamento em relação à vertical, através da rotação do seu dispositivo de fixação. Estão nesta categoria os isoladores de disco.

19.2 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

São apresentadas a seguir as principais características elétricas dos isoladores:

744

C a p ítu lo D e z e n o v e

Parâmetros Elétricos Principais

Para que se possa dimensionar adequadamente os isoladores para um determinado sistema elétrico, é necessário o conhecimento dos principais parâmetros que os caracterizam:

Distância de escoamento

É a distância medida entre o ponto de contato metálico energizado e o ponto de fixação do isolador, considerando todo o percurso externo entre os dois pontos, conforme pode ser visto na Fig. 19.1, através da linha tracejada.

Tensão de descarga a seco

É o limite da tensão aplicada a um isolador, acima da qual ocorre uma descarga pela superfície externa durante um ensaio de laboratório realizado à temperatura ambiente, estando o objeto seco e limpo, de acordo com os procedimentos da NBR 5389 - Técnicas de Ensaios Elétricos de Alta Tensão. Para exemplificar, observar a Fig. 19.2 que mostra o momento de uma descarga sobre o isolador em uma bancada de teste.

Tensão de descarga sob chuva

É o limite da tensão aplicada a um isolador, acima da qual ocorre uma descarga pela superfície externa durante um ensaio de laboratório realizado à temperatura ambiente, estando o objeto seco e limpo, de acordo com os procedimentos da NBR 5389 - Técnicas de Ensaios Elétricos de Alta Tensão.

Tensão suportável, 1 min a seco, à freqüência industrial

É o valor eficaz da tensão à freqüência nominal do sistema que um isolador pode suportar durante 1 min.

Tensão crítica de descarga sob impulso de 1,2 X 50 /xs

É a tensão de impulso com onda normalizada de 1,2 X 50 / que é aplicada a um isolador, durante um ensaio de laboratório, sem que ocorra nenhuma descarga. jls

Fig. 19.1 M e d iç ã o d e d istâ n c ia d e e sc o a m e n to

I soladores

745

Fase

Isolador sob ensaio

Descargas elétricas

Terra

Fig. 19.2 Ensaio

de um isolador

Tensão de radiointerferência

Este ensaio consiste em aplicar uma tensão no isolador entre fase e terra igual a 110% da tensão nominal. A tensão é mantida pelo menos por 5 min e, após, reduzida a 30% do valor inicial, em degrau de 10%, e novamente elevada ao valor original. Dessa forma, obtém-se uma curva de tensão X nível de radiointerferência que não deve exceder ao valor máximo de 50 /jlV. A radiointerferência é produzida por pequenas descargas contendo um grande número de harmônicos que provocam a radiação de energia de alta freqüência. Essas descargas não são visíveis e nem audíveis. A freqüência das radiações podem variar entre 1 MHz e 10 MHz que corresponde à freqüência de ondas de rádio de amplitude modulada (rádio AM). Os receptores localizados próximos às estruturas podem sofrer interferências indesejáveis. Também o efeito corona dos condutores das linhas de transmissão provoca os mesmos fenômenos anteriormente mencionados. As radiointerferências se atenuam muito rapidamente com o afastamento do receptor da estrutura da linha energizada e dependem da intensidade do sinal da fonte emissora e da sua potência de transmissão. A medição em laboratório da radiointerferência é feita através de um circuito sumariamente mostrado na Fig. 19.3. O isolador é inserido neste circuito fornecendo radiações de alta freqüência. Um filtro F permite a passagem apenas de ondas de alta freqüência na tensão V, cujo módulo é amplificado em A e medido no registrador R, em /xV.

Fig. 19.3 D ia g ra m a e lé tric o p a ra m e d iç ã o d e ra d io in te rfe rê n c ia d e u m

iso la d o r

746

Capítulo Dezenove

19.3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Atualmente a fabricação dos isoladores está restrita à utilização de três matérias básicas, ou seja: • cerâmica; • vidro; • fibra.

Composição Química

Os principais elementos que compõem os isoladores são os mencionados a seguir.

Cerâmica

Dentre as matérias-primas empregadas na fabricação dos isoladores destacam-se o quartzo, o feldspato, o cau­ lim e a argila. Agregados a estes elementos são misturadas a outras substâncias em percentagens bem reduzidas, mas que podem influenciar na qualidade dielétrica e mecânica do isolador. Como as mais notáveis podem-se mencionar o hidróxido de ferro, o silicato de cálcio, o silicato de magnésio e uma pequena percentagem de ácido. O destaque de um ou de outro elemento na composição da massa de fabricação dos isoladores de porcelana pode resultar nas seguintes propriedades: • elevando-se o teor de quartzo, obtém-se um isolador mais resistente às altas temperaturas, com maior resis­ tência mecânica e menor rigidez dielétrica; • elevando-se a percentagem de caulim e argila obtém-se um isolador mais resistente aos choques térmicos, porém com menor rigidez dielétrica. O gráfico de Fig. 19.4, denominado triângulo de composição da porcelana, oferece a percentagem da mistura dos diversos elementos básicos para formar a porcelana. Além disso, mostra a influência desta composição sobre as suas propriedades físicas. Para obter-se, por exemplo, a composição de uma determinada porcelana basta escolher a percentagem dos componentes e uni-los, conforme pode ser observado através do gráfico mencionado. Para se obter, por exemplo, uma porcelana de alta resistência mecânica deve-se ter a seguinte composição: • caulim + argila: 40% (ponto K da Fig. 19.4); • feldspato: 20%; • quartzo: 40%.

Quartzo

Alta

choques térmicos

Fig. 19.4 Triângulo de composição da porcelana

Is o la d o r e s

747

Fatores que influenciam a qualidade da cerâmica

Há vários fatores externos que influenciam a qualidade da porcelana.

a) Umidade do ar

Um dos fatores que comprometem a qualidade da porcelana é a absorção de umidade que provoca a redução de sua rigidez djelétrica. A aplicação do esmalte vidrado externo reduz consideravelmente o poder de absorção de umidade pelo isolador. Qualquer trinca nessa camada de esmalte poderá comprometer eletricamente a peça.

b) Temperatura

A temperatura influi na redução da rigidez dielétrica da porcelana. A partir dos 100°C, à freqüência industrial, e de 180°C, sob tensão de impulso atmosférico, a rigidez dielétrica da porcelana cai vertiginosamente. Com a re­ dução da rigidez dielétrica aumentam as perdas Joule que ocasionam maior temperatura. Este processo cumulativo resulta normalmente na perfuração do isolador que corresponde a um defeito fase e terra.

c) Espessura

A espessura das paredes da cerâmica não determina sozinha a rigidez dielétrica do isolador. Quando se fabrica um corpo de porcelana de paredes muito espessas, podem aparecer trincas que comprometem a sua rigidez dielé­ trica. A Fig. 19.5 mostra a relação entre a espessura da isolação e a tensão de perfuração das peças cerâmicas.

Vidro

Fibras

O vidro, que tem o seu emprego concorrente com a porcelana no setor elétrico, é composto de várias matériasprimas, destacando-se o óxido de silício, o óxido de boro e o óxido de sódio. Dentre as diferentes composições químicas, os vidros podem ser classificados nos seguintes grupos mais importantes: • vidro de cálcio-chumbo; • vidro de sódio-cálcio; • vidro de cálcio-cálcicos. Os vidros que se destinam à atividade elétrica devem apresentar excelentes características mecânicas e térmicas. Podem sofrer, durante a sua fabricação, tratamentos térmicos diferenciados que os caracterizam em recozidos e temperados, assunto que será discutido adiante. As fibras utilizadas como isoladores, com poucas exceções, têm sido empregadas em instalações abrigadas. Isso se deve à sua pouca resistência aos efeitos danosos dos raios do tipo ultravioleta, que provocam o ressecamento da

Fig. 19.5 Gráfico de relação entre a espessura e a tensão de perfuração

748

C a p ítu lo D e z e n o v e

sua estrutura física e o aparecimento de trincas inicialmente superficiais. Este processo degrada a rigidez dielétrica das fibras levando à sua perfuração. Há duas espécies de fibras utilizadas na fabricação de isoladores.

a) Epóxi

É constituído da mistura de algumas resinas sintéticas que propiciam a formação de corpos de excelentes propriedades mecânicas e de elevada rigidez dielétrica. São fabricados, desta forma, isoladores de apoio para barramentos de quadros elétricos, carcaça de transformadores de corrente e potencial, etc.

b) Fibra de vidro

É constituída da mistura de algumas resinas sintéticas, aglomeradas com uma superfície composta de longas fibras derivadas de produtos vítreos (fibra de vidro), formando corpos com propriedades mecânicas notáveis e de elevada rigidez dielétrica. Atualmente, existe uma discreta penetração no mercado de isoladores cujo produto básico é a fibra de vidro. Comercialmente, são denominados isoladores compostos. Os isoladores compostos têm demonstrado que são bastante resistentes aos efeitos dos raios ultravioleta, ao ozônio e a uma grande maioria de produtos poluentes industriais.

Processos de Fabricação

Serão, agora, discutidos os principais processos de fabricação dos isoladores de porcelana e de vidro.

Isolador de porcelana

Inicialmente, são misturados os componentes e colocados em cilindros rotativos horizontais de grande diâmetro, adicionando-se água em proporção adequada. No interior do cilindro é colocada também uma certa quantidade de pedras ou esferas de aço cuja finalidade é homogeneizar a massa através da trituração dos componentes, o que é obtido com a rotação lenta do cilindro por cerca de 30 horas. Após este tempo, a massa líquida é levada a reservatórios apropriados, sendo retidas as partículas de ferro através de separadores magnéticos.

Processo de fabricação da porcelana crua

A partir deste estágio, podem-se fabricar peças de porcelana obedecendo a três diferentes processos:

a) Processo de desumidificação por gesso

Formada a massa líquida cerâmica, esta é depositada em fôrmas de gesso que absorvem com rapidez a água da mistura. A peça vai secando de fora para dentro, enquanto é exercida uma determinada pressão externa no conjunto. Após um tempo especificado, a peça é levada ao setor de usinagem que se encarrega do acabamento final. Este método de fabricação da porcelana é denominado processo por via úmida.

b) Processo de desumidificação a vácuo

A partir da massa líquida, esta é levada a um sistema de filtro prensa onde é retirada cerca de 75% da quantidade de água existente. Posteriormente, a carga resultante é levada a um sistema de rosca sem fim, em ambiente de vácuo, que tem a finalidade de eliminar as possíveis bolhas de ar existentes na mistura. A massa, nestas condições, e ainda contendo uma certa quantidade de água, é levada a um torno, no qual recebe a forma desejada. Ao cabo deste processo, a peça permanece estocada por um determinado período de tempo, até perder uma certa quantidade de água por evaporação. Em seguida, é levada ao setor de usinagem onde será torneada. Por fim, é conduzida a um forno com temperatura especificada onde é finalmente queimada. Neste estágio, a peça perde cerca de 15% do seu peso. Este método de fabricação é também denominado processo por via úmida.

c) Processo de prensagem

A massa líquida original é levada a um sistema de prensas de aço de ação hidráulica, onde é retirada a quase totalidade da água existente. Em seguida, a peça sofre um processo de usinagem e é deixada em estoque por um determinado período de tempo para evaporação da água remanescente. Este método de fabricação é denominado

processo por via seca.

I s o la d o r e s

749

Processo de vitrificação

A peça de porcelana obtida ao final de qualquer um dos processos anteriormente descritos sofre a aplicação de uma camada de esmalte sintético na cor desejada, normalmente especificada na cor marrom. Esta camada de esmalte de espessura determinada propicia ao isolador uma superfície extremamente lisa, impedindo a retenção de partículas e líquidos. Após o recebimento da camada de esmalte os isoladores são levados a um forno, normalmente alimentado a óleo diesel, onde são queimados durante aproximadamente seis dias. A temperatura inicial do forno é de cerca de 1.300°C, porém, ao longo do processo, o isolador é submetido a temperaturas inferiores.

Isolador de vidro

Inicialmente, são misturados todos os componentes químicos necessários cuja carga é levada a um forno de fusão com temperatura de cerca de 1.300°C. Fundida a carga, esta é conduzida, nas porções adequadas, às fôrmas com o esboço da peça a ser fabricada. Estas fôrmas são, em seguida, fechadas sob pressão obtendo-se, no caso, o isolador de vidro.

Tratamentos térmicos

Os isoladores de vidro, após o estágio anterior, devem sofrer um processo de tratamento térmico que lhes dará características mecânicas específicas.

Vidro recozido

A peça de vidro de formato definido é levada a um forno elétrico ou a óleo diesel de grande comprimento e várias seções por onde passa pelos seguintes processos: • os isoladores são submetidos inicialmente a uma temperatura de 500°C, aproximadamente, mantendo-se por certo tempo nesta temperatura para eliminar as tensões internas; • em seguida, os isoladores penetram no interior do forno numa zona de resfriamento lento, com o objetivo de evitar a formação de novas zonas de tensões internas; • finalmente, os isoladores são conduzidos, ainda no interior do forno, a uma zona de resfriamento rápido para em seguida saírem pelo sistema de descarga do forno.

Vidro temperado

São as seguintes as etapas para fabricação do vidro temperado: • a primeira fase consiste no aquecimento dos isoladores a uma temperatura de cerca de 750°C; • para se obter uma distribuição conveniente das tensões internas, os isoladores sofrem um resfriamento rápido. O processo de têmpera do vidro proporcionará ao material qualidades peculiares que, resumidamente, podem ser: - toda a camada superficial da peça adquire uma determinada contração, pressionando a massa interna. Em conseqüência, esta camada superficial fica submetida a intensas pressões equilibrando-se, no conjunto, com as forças de compressão. Por este motivo, quando um isolador sofre uma pequena avaria na sua camada su­ perficial, a peça inteira se estilhaça, em conseqüência do rompimento, nesse instante, do equilíbrio de forças em direções opostas, isto é, as forças de compressão (camada superficial) e as de pressão da massa interna; - a característica de fragmentação do isolador de vidro, devido ao processo de têmpera, propicia facilidades às turmas de manutenção de linhas de transmissão e redes de distribuição na procura de defeitos de aterramento do sistema, pois, neste caso, numa vistoria grosseira, percebe-se logo o vazio deixado na cadeia de disco pelo rompimento de um ou mais isoladores, fato que não ocorre nos isoladores de porcelana, cuja falha, em forma de rachadura, decerto, provocará um defeito fase e terra de difícil localização; - o vidro temperado não permite que fique no interior da massa qualquer objeto estranho por menor que se­ ja. Neste caso, se inclui uma bolha de ar que porventura se instale na massa líquida durante o processo de fabricação. Caso isto aconteça, o vidro poderá sofrer uma explosão, fragmentando-se, como ocorre quando lhe é subtraída uma pequena parte da sua camada superficial. Os isoladores de vidro, apesar das excelentes qualidades térmicas, mecânicas e elétricas, apresentam uma elevada perda dielétrica, como se pode observar na Fig. 19.6, cujo valor varia em função de sua composição

750

C a p ítu lo D e z e n o v e

50 40 30

20 10 50

100

150

200

250

300

j Sq

Fig. 19.6 Gráfico das perdas dielétricas dos isoladores de vidro química. Pode-se observar que quanto maior é a temperatura a que está submetido o vidro maior será a sua perda dielétrica, cujo valor é função das propriedades construtivas do vidro. A Fig. 19.6 mostra o comportamento do vidro de sódio com a variação da temperatura.

19.4 PROPRIEDADES ELÉTRICAS E MECÂNICAS

Os isoladores são caracterizados pelas propriedades elétricas e mecânicas específicas para as quais foram fabricados. A porcelana utilizada nos isoladores deve ser do tipo não porosa, de elevada resistência mecânica, quimicamente inerte e de ponto de fusão elevado. Deve ser produzida, de preferência, pelo processo úmido. Toda a superfície exposta da porcelana deve ser vitrificada. O isolador apresenta normalmente uma cor marrom devido ao esmalte que lhe é aplicado. Os isoladores não devem ser retocados com esmalte no vidrado, mesmo que submetidos a uma nova queima. O vidro normalmente utilizado na fabricação de isoladores é do tipo sódio-cálcio, recozido ou temperado, homogêneo e incolor. Em geral, os isoladores são de vidro temperado, porém os de disco são de vidro recozido. Dependendo do tipo de isolador e independente do material a ser utilizado, vidro ou porcelana, podem-se empregar ainda os seguintes elementos na sua fabricação:

a) Cimento

O cimento serve para unir as partes de porcelana e deve ter um reduzido coeficiente de expansão térmica linear que possibilite trabalhar adequadamente durante os vários ciclos térmicos com a porcelana.

b) Ferragens

Devem ser submetidas ao processo de galvanização. Quando o isolador é destinado a zonas com elevados níveis de poluentes atmosféricos, como é o caso da orla marítima e distritos industriais com fábricas que processam pro­ dutos químicos corrosivos, é conveniente utilizar ferragens de aço inoxidável ou de alumínio em ligas especiais.

c) Contrapinos

Normalmente são fabricados em latão ou bronze. Há uma grande variedade de isoladores comercialmente utilizados. A seguir serão apresentados os principais tipos de isoladores empregados pela maioria das concessionárias brasileiras.

Isolador Roldana

O isolador roldana é utilizado predominantemente em redes de distribuição urbana e rural secundária (220 ou 380 V). Tem formatos diversos, sendo os mais comuns aqueles apresentados nas Figs. 19.7(a) e (b), respectivamente, iso­ ladores de vidro e porcelana. A aplicação dos isoladores roldana em redes de distribuição é mostrada na Fig. 19.8.

Is o la d o re s

751

Orifício da haste de sustentação

O rifíc io da h a s te de s u s te n ta ç ã o

do fio de amarração ou pré-formado d o c o n d u to r

(a) Vidro

Berço do condutor

(b) Porcelana

Fig. 19.7 Isolador roldana

Alça pré-formada

Isolador de porcelana

Haste para armaçao secundária

Armação secundária

Fig. 19.8 Rede secundária Os isoladores do tipo roldana podem ser encontrados tanto em porcelana vitrificada como em vidro recozido. As características básicas destes isoladores são mostradas na Tabela 19.1.

Isolador de Pino

Estes isoladores são predominantemente utilizados em redes de distribuição rural e urbana primária na tensão de até 38 kV. Com menor freqüência são utilizados em linhas de subtransmissão de até 72 kV. Os isoladores de pino podem receber a classificação mencionada a seguir.

752

C a p ítu lo D e z e n o v e

Tabela 19.1 Características técnicas do isolador roldana Características Diâmetro (D) Altura (H) Carga mecânica de ruptura à flexão Carga máxima de uso em flexão Tensão de descarga externa a seco Tensão de descarga externa sob chuva - eixo horizontal - eixo vertical

UD mm mm kN kN kV kV kV

Porcelana vitrificada 80 80 6 2 25 10 10 1,3

Vidro recozido 80 80 6 2 20 12 12 1,3

Quanto à construção

Os isoladores de pino podem ser construídos de dois diferentes modos:

a) Isolador de pino monocorpo

É aquele constituído de uma única peça. É fabricado até a tensão nominal de 25 kV, que corresponde ao isola­ dores das Figs. 19.9 e 19.10, no caso, utilizado em suas redes de distribuição urbana e rural.

b) Isolador multicorpo

É aquele constituído de duas ou mais peças rigidamente unidas através do uso de cimento. É fabricado até a tensão máxima de 72 kV, que corresponde ao isolador mostrado na Fig. 19.11. Os isoladores do tipo multicorpo são montados para formar uma unidade conforme se mostra na Fig. 19.12. A Fig. 19.13 mostra a aplicação de isoladores de pino em uma rede de distribuição.

Quanto ao material

Os isoladores de pino podem ser fabricados em porcelana vitrificada ou vidro temperado. A aparência dos isoladores de pino, de vidro e de porcelana é semelhante, tanto no tipo monocorpo como no multicorpo. Os iso­ ladores de pino fabricados em vidro são limitados geralmente a 25 kV. As dimensões dos isoladores de vidro são normalmente inferiores às dos isoladores de porcelana para a mesma tensão nominal. A Tabela 19.2 informa as principais características técnicas tanto dos isoladores de porcelana, classe 25 kV, conforme Fig. 19.9, quanto dos isoladores de vidro recozido, classe 15 kV, conforme Fig. 19.10.

de apoio do condutor

Berço de apoio do fio de amarração ou pré-formado Saias

Fig. 19.9 Isolador de pino em porcelana

Fig. 19.10 Isolador de pino em vidro

I s o la d o r e s

753

Fig. 19.12 Partes componentes de um isolador multicorpo

Quanto ao meio de utilização

Os isoladores podem ser fabricados de acordo com o meio ambiente onde serão utilizados. Sabe-se que em ambientes cuja atmosfera é normalmente carregada de poluentes, como no caso da orla marítima, é necessário construir os isoladores com características geométricas específicas que dificultem as fugas de corrente para a estrutura. Neste caso, além da geometria particular com que são projetados, dificultando a deposição de material poluente, os isoladores antipoluição, como são denominados normalmente, apresentam uma distância de esco­ amento bem superior, quando comparada com as unidades de mesma tensão nominal. A Tabela 19.3 informa as principais características dos isoladores de vidro temperado do tipo multicorpo antipoluição. A construção de isoladores com elevada distância de escoamento pode resultar, por motivos mecânicos, em peças de grandes dimensões com tensão suportável de impulso além da nominal do sistema. Isto, muitas vezes, pode ocasionar uma descoordenação de isolamento do sistema, se a questão não for observada com critério.

Capítulo Dezenove

Tabela 19.2 Características técnicas do isolador de pino Características Diâmetro (D) Altura (H) Diâmetro de rosca Distância de escoamento Tensão de descarga a seco Tensão de descarga sob chuva Tensão suportável, 1 min, a seco, à freqüência industrial Tensão suportável, 10 s, sob chuva, à freqüência industrial Tensão crítica de descarga sob impulso 1,2 X 50 jjls - polaridade positiva - polaridade negativa Tensão de perfuração em óleo Carga mecânica de ruptura à flexão Tensão de radiointerferência (TRI)

UD mm mm mm mm kV kV kV kV kV kV kV kN

Porcelana vitrificada 130 152 25 320 85 55 75 40

Vidro recozido 100 113 25 240 72 45 67 38

140 170 120 136 100

103 113 100 10

Isolador de pino 34,5 kV tipo multicorpo

uzeta de madeira jlador de pino 15 kV >tipo monocorpo Cruzeta de madeira

Fig. 19.13 Estrutura de apoio de uma rede de distribuição Tabela 19.3 Características técnicas do isolador de vidro temperado do tipo multicorpo antipoluição Vidro UD Características recozido mm 220 Diâmetro (D) 146 mm Altura (H) 25 mm Diâmetro de rosca 340 mm Distância de escoamento kV 90 Tensão de descarga a seco kV 60 Tensão de descarga sob chuva kV 83 Tensão suportável, 1 min, a seco, à freqüência industrial kV 55 Tensão suportável, 10 s, sob chuva, à freqüência industrial 55 Tensão crítica de descarga sob impulso 1,2 X 50 /xs kV 125 - polaridade positiva 130 kV - polaridade negativa 100 kV Tensão de perfuração em óleo 12 kN Carga mecânica de resistência à flexão 50 Tensão de radiointerferência (TRI) /*V

I s o la d o r e s

755

Isolador de Disco

Também denominados isoladores de suspensão, estes dispositivos são utilizados em redes de distribuição urbana e rural primária e linha de transmissão, tanto nas estruturas de ancoragem e amarração como nas estruturas de Alinhamento tipo suspensão. Neste último caso, são mais utilizados em linhas de transmissão. / Unidos na composição de cadeias, os isoladores de disco podem ser utilizados em qualquer tensão, dependendo apenas do número de isoladores instalados em série. Além das variedades de tipos e classes mecânicas disponíveis, podem-se empregar cadeias de isoladores de disco em paralelo quando se tratar de linhas de transmissão dotadas de condutores de grandes seções que necessitam esforços mecânicos elevados. Para exemplificar a aplicação de isoladores de disco, observar a Fig. 19.14, que representa uma estrutura de ancoragem de uma rede de distribuição. Já na Fig. 19.15 exemplifica-se a aplicação dos isoladores de disco em suporte Isolador de disco

Mão-francesa

Fig. 19.14 Estrutura de ancoragem com isoladores de vidro

Cadeia de isoladores de vidro em forma de V

Cabos de alta tensão Cadeia de isoladores de vidro em instalação vertical (I)

Torre da linha de transmissão

Fig. 19.15 E stru tu ra d e su sp e n sã o c o m iso la d o re s d e v id ro

756

C a p ítu lo D e z e n o v e

uma linha de transmissão de 230 kV em estrutura de suspensão, tanto na instalação vertical como em forma deV. Os isoladores de disco podem receber a seguinte classificação:

Quanto à construção

São construídos reunindo-se vários componentes. A Fig. 19.16 mostra uma unidade de isolador de disco fabricada em porcelana vitrificada e suas diversas partes componentes. A Fig. 19.17 mostra uma unidade de um isolador de disco de porcelana do tipo de encaixe por olhai. Já a Fig. 19.18 mostra uma cadeia de isoladores de disco.

Fig. 19.17 Iso la d o r d e d isc o d e p o rc e la n a

I soladores

757

Pino bola

Fig. 19.18 Cadeia de isoladores de disco

Quanto ao material

Podem ser construídos tanto em porcelana vitrificada, conforme a Fig. 19.17, como em vidro temperado, com aparência muito semelhante. A Tabela 19.4 fornece as principais características dos isoladores de disco tanto de porcelana vitrificada como de vidro temperado, compreendendo também, neste último caso, os isoladores para linha de transmissão. Já a Tabela 19.5 fornece as principais características dos isoladores de vidro antipoluição.

Quanto ao meio de utilização

Assim como os isoladores de pino, os isoladores de disco podem ser fabricados para uso em ambientes nor­ mais, como em meios atingidos por elevada poluição. Neste caso, são especialmente desenhados para dificultar a penetração e deposição de sólidos que podem provocar descargas entre fase e terra. Tabela 19.4 Características técnicas do isolador de suspensão UD Características Porcelana vitrificada RI) LT

Engate: garfo olhai Diâmetro (D) Passo (P) Distância de escoamento Tensão de descarga a seco Tensão de descarga sob chuva Tensão suportável, lmin, a seco, à freqüência industrial Tensão suportável, 10 s, sob chuva, à freqüência industrial Tensão crítica de descarga sob impulso 1,2 X 50 yu,s - polaridade positiva - polaridade negativa Tensão de perfuração em óleo Carga eletromecânica de ruptura Carga máxima admissível Tensão máxima de radiointerferência

Vidro temperado LT RD

mm mm mm kV kV

152 140 178 60 30

254 146 290 80 50

175 140 200 60 38

kV

48

80

48

kV

33

50

33

254 146 290 80 50 60 72 83 54

kV kV kV kN kN

100 100 80 45 22 50

125 130 110 70 34 50

76 80 80 50 25 50

105 110 110 80 40 50

758

C a p ítu lo D e z e n o v e

Quanto à distribuição das tensões nas cadeias

Ao contrário do que se poderia supor, a tensão não se distribui igualmente entre os vários elementos de uma cadeia de isoladores de disco. Analisando-se uma cadeia de isoladores instalada numa estrutura suporte, conforme a Fig. 19.19(a), pode-se representar cada unidade desta cadeia como uma capacitância série Cs em relação à estrutura suporte, conforme a Fig. 19.19(b). A não uniformidade na distribuição das tensões entre cada elemento da cadeia se deve ao fato de que o último elemento (5) não só conduz a corrente capacitiva série Cs que flui através do isolador mas também a corrente capacitiva devida às capacitâncias paralelas Cp de todos os elementos da cadeia em relação à terra. Considerando o penúltimo elemento da cadeia, (4), ele conduz a corrente capacitiva de todos os elementos série, bem como as capacitâncias paralelas correspondentes, e assim sucessivamente. O número de elementos de uma cadeia de isoladores é determinado em função da tensão nominal do sistema, dos anéis eqüipotenciais das tensões de impulso e da carga mecânica máxima exigida pelo condutor. Um cálculo aproximado pode determinar o número de isoladores por cadeia segundo as Eqs. (19.1) e (19.2), sem anéis eqüi­ potenciais e nem centelhadores.

Fig. 19.19 Distribuição das tensões nas cadeias de isoladores Tabela 19.5 Características técnicas dos isoladores de vidro antipoluição UD Valores Características Engate: concha e bola mm 255 Diâmetro (D) 146 mm Passo (P) 390 mm Distância de escoamento 90 kV Tensão de descarga a seco 55 kV Tensão de descarga sob chuva kV 72 Tensão suportável, 1 min, a seco, à freqüência industrial kV 42 Tensão suportável, 10 s, sob chuva, à freqüência industrial Tensão crítica de descarga sob impulso 1,2 X 50 /xs kV 190 - polaridade positiva kV 115 - polaridade negativa 80 kN Carga eletromecânica de ruptura 40 kN Carga máxima admissível 50 Tensão máxima de radiointerferência MV

I s o la d o r e s

• Cadeias com isoladores de 152 mm de diâmetro AÍ, = 0,10X Vj Vjj - tensão nominal entre fases. • Cadeias com isoladores de 254 mm de diâmetro N, = 0,0666 X Vg Assim, uma linha de transmissão de 230 kV deve ter dezesseis isoladores em cada cadeia, ou seja: N, = 0,0666 XVf= 0,0666 X 230 = 15,3 = 16 unidades Já uma linha de transmissão de 72 kV deve ter cinco isoladores em cada cadeia, ou seja: N/ = 0,0666 X 72 = 4,7 s 5 unidades

759 (19.1) (19.2)

Isoladores de Apoio

Por isoladores de apoio entende-se, de uma forma geral, aqueles utilizados em subestações de potência como suporte dos barramentos. Também podem ser empregados na isolação de chaves seccionadoras como suporte das lâminas condutoras. Estes isoladores podem receber a classificação que segue:

Quanto à construção

Há três tipos construtivos básicos, ou seja:

a) Isolador de apoio multicorpo

E uma coluna de peças montadas e unidas através de cimentação, com altura compatível com o nível de tensão desejado. Normalmente, o isolador suporte do tipo multicorpo é fabricado em porcelana, conforme Fig. 19.20.

b) Isolador de apoio pedestal

É uma coluna formada por uma ou mais peças montadas em série. Cada unidade dispõe de uma base e de um topo em chapa de aço através das quais unem-se os isoladores por meio de parafusos de ferro galvanizado. O número de unidades que determina a altura da coluna é função do nível de tensão desejada.

Fig. 19.20 Iso la d o r m u ltic o rp o

Capítulo D ezenove

A Fig. 19.21 mostra um isolador pedestal. Já na Fig. 19.22 observam-se dois isoladores pedestais resultantes da montagem de duas e três peças de isoladores pedestais. São muito utilizados no apoio e fixação dos barramentos das subestações de potência, em geral, constituídas ao tempo, conforme visto da Fig. 19.23. As subestações abrigadas usam comumente os isoladores pedestais em porcelana vitrificada conforme mostra a Fig. 19.24.

c) Isolador monocorpo

É um isolador formado por uma única peça, cuja altura é função do nível de tensão desejado. A Tabela 19.6 fornece as principais características elétricas dos isoladores do tipo monocorpo. Já a Tabela 19.7 fornece as prin­ cipais características mecânicas do mesmo isolador. A Fig. 19.25 mostra um isolador multicorpo.

Fig. 19.21 Isolador de apoio do tipo pedestal para uso externo

Fig. 19.22 C o lu n a f o r m a d a p o r is o la d o r e s d o tip o p e d e s ta l

I soladores

761

Fig. 19.23 Vista de uma subestação de potência

Terminal de conexão

-

Corpo de louça vitrificada

Corpo de louça vitrificada

Base­

ia)

(b)

(c)

Fig. 19.24 Isoladores de apoio do tipo pedestal para uso interno (a) e (b) e externo (c)

J

762

C a p ítu lo D e z e n o v e

Tabela 19.6 Características elétricas do isolador de apoio do tipo monocorpo Tensão disruptiva Distância de Distância Tensão suportável à escoamento Impulso freqüência industrial Radiointerferência de arco Freqüência atmosférico TS1 a seco industrial Seco Sob Pos. Neg. Seco Sob chuva Tensão ensaio K1V máx. cli. mm kV mm kV kV kV kV kV kV kV 350 1.830 660 235 475 175 145 44 200 180 390 550 2.510 990 780 280 230 200 385 285 610 73 650 2.950 1.140 900 335 435 335 710 275 88 200 750 3.350 1.300 485 380 810 1.020 385 315 103 200 950 4.190 1.630 575 475 1.010 1.240 465 385 146 200 1.050 5.030 1.930 660 570 1.210 1.450 545 455 146 200

Fig. 19.25 Isolador monocorpo

Quanto ao material

Os isoladores de apoio podem ser construídos tanto em porcelana vitrificada, como mostrado na Fig. 19.22, quanto em vidro temperado. Comercialmente, são fabricadas colunas do tipo monocorpo em única peça com até 2.227 mm de altura.

Isoladores Compostos

Estes isoladores são constituídos de fibra de vidro impregnada por resina sintética. Para revestir o tarugo, cujas dimensões são função das características elétricas e mecânicas necessárias, é colocada uma camada do composto

I so l a d o r e s

763

Tabela 19.7 Características mecânicas do isolador de apoio do tipo monocorpo TSI

Altura

350

762

550

1.142

650

1.372

750

1.575

950

2.032

1.050

2.336

1.300

2.693

Flexão kgf

700 1.350 800 1.200 700 1.000 600 900 500 1.100 400 600 1.050 500 700 1.100

Cargas de ruptura Tração Torção kgf kgf

5.500 9.080 9.080 11.350 9.080 11.350 9.080 11.350 9.080 11.350 9.080 11.350 18.160 11.350 9.080 11.350

300 500 500 1.040 500 1.040 500 1.040 500 1.040 500 1,040 1.380 1.040 1.040 1.380

Compressão kgf

25.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000 45.400 35.000 35.000 45.000 35.000 45.400 45.400

Diâmetro máximo

260 300 300 330 300 330 300 330 300 330 300 330 355 330 355 380

denominado EPDM (etileno, propileno, dieno e monomérico), que tem a finalidade de assegurar a proteção do tarugo, principalmente no que diz respeito à penetração de umidade. O tarugo é responsável pelos esforços me­ cânicos. A Fig. 19.26 mostra um isolador composto de apoio do tipo monocorpo. Nas extremidades do tarugo são fixadas, por processo de compressão, as ferragens de sustentação do isolador na estrutura e de fixação do cabo no isolador, conforme Fig. 19.27. Uma das grandes vantagens desse tipo de isolador é quanto à sua resistência ao impacto de tiro de revólver ou espingarda, vandalismo bastante comum no meio rural, fato este que transtorna e degrada a continuidade de serviço das companhias de distribuição de energia elétrica.

Fig. 19.26 Is o la d o r d e a p o io d o tip o p o lim é r ic o m o n o c o rp o

Capítulo D ezenove

Nas linhas de transmissão utilizam-se, em alternativa aos isoladores de vidro e porcelana, os isoladores de suspensão do tipo polimérico, conforme Fig. 19.27, cuja aplicação pode ser vista na Fig. 19.28. A Tabela 19.8 fornece as principais características elétricas e mecânicas dos isoladores compostos de fabricação eletrovidro. No caso de linhas de transmissão ou de distribuição podem ser utilizadas em estruturas de suspensão cadeias de isoladores poliméricos em substituição aos isoladores de suspensão fabricados em vidro ou porcelana. A Fig. 19.29 mostra duas cadeias de isoladores poliméricos. Ferragens de sustentação

Saia

Ferragens de sustentação (base)

Fig. 19.27 Partes componentes de um isolador polimérico

Fig. 19.28 A p lic a ç ã o d o s is o la d o r e s p o lim é r ic o s d o tip o m o n o c o rp o

I so l a d o r e s

765

Tabela 19.8 Características técnicas dos isoladores compostos Características Valores

Tensão Tipo de isolador Número de aletas Diâmetro das aletas (mm) Passo entre aletas (mm) Comprimento do isolador (mm) Distância de escoamento Linha de arco (mm) Distância entre ferragens (mm) Carga máxima de tração (daN) Tensão de impulso atmosférico (kV) Tensão mantida de 60 Hz, sob chuva (kV) Peso (kg)

69 kV suspensão 17 140/107 70 891 1.936 647 569 12.000 370 210 3,8

138 kV suspensão 31 140/107 70 1.381 3.553 1.137 1.059 12.000 650 350 5,4

230 kV suspensão 51 140/107 70 2.081 5.863 1.837 1.759 12.000 1.050 555 7,8

19.5 ENSAIOS E RECEBIMENTO

São ensaios que se destinam a verificar se um determinado tipo, estilo ou modelo de isolador é capaz de fun­ cionar satisfatoriamente nas condições específicas. Estes ensaios devem ser feitos pelo fabricante de acordo com as normas e recomendações apresentadas pelo comprador. Os ensaios a serem realizados são analisados a seguir.

Ensaios de Tipo

Estes ensaios destinam-se a verificar se um determinado tipo, estilo ou modelo de isolador é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições específicas. Estes ensaios são: • tensão suportável a impulso (1,2 X 50 /as); • tensão suportável, 1 min 60 Hz, a seco; • tensão suportável, 10 s, 60 Hz, sob chuva; • tensão disruptiva a 50%, sob impulso; • tensão de descarga a seco, 60 Hz; • radiointeferência. Os isoladores do tipo roldana devem ser submetidos somente aos ensaios de tensão de descarga a seco, 60 Hz e de radiointerferência.

Olhai para suspensão do cabo

Garfo olhai para suspensão do isolador

Saias ou aletas

Fig. 19.29 Isolador polimérico

766

C a p ítu lo D e z e n o v e

Os ensaios acima mencionados devem ser realizados de acordo com a NBR 5049 - Isoladores de Porcelana ou Vidro para Linhas Aéreas e Subestações de Alta Tensão - Método de Ensaio. Caso o resultado de quaisquer destes ensaios não seja satisfatório, o projeto deve ser rejeitado, não sendo permitida contraprova. Um ou mais dos ensaios de tipo ou de protótipo podem ser dispensados pelo comprador se ocorrer qualquer uma destas condições: • existência de protótipo aprovado pelo comprador; • existência de protótipo aprovado por um órgão oficial.

Ensaios de Rotina

Os ensaios de rotina destinam-se a verificar a qualidade e a uniformidade da mão-de-obra e dos materiais empregados nos isoladores. Os ensaios de rotina são os seguintes: / • inspeção visual; • tensão aplicada em alta freqüência; • tensão aplicada em freqüência industrial; • tração mecânica (somente para isoladores de disco); • choque térmico (somente para isoladores de vidro temperado). Para os isoladores roldana deve ser realizada somente a inspeção visual. Estes ensaios devem ser realizados de acordo com a NBR 5049.

Ensaios de Recebimento

Estes ensaios destinam-se a comprovar os resultados dos ensaios de rotina efetuados pelo controle de qualidade do fabricante e constatar as condições gerais dos isoladores, antes do embarque. São os seguintes os ensaios de recebimento: • inspeção visual; • verificação de dimensões; • choque térmico (somente para isoladores de vidro); • ensaio de impacto; • ruptura eletromecânica (somente para isoladores de disco); • ensaios de perfuração; • porosidade (somente para isoladores de porcelana); • carga mantida: 24 horas (somente para isoladores de disco); • ensaios de aderência da camada de zinco. A amostra dos ensaios de recebimento deve estar de acordo com os seguintes critérios: P = X -> n < 100 P = 3 -> 100 < n < 500 1,5 X n p = 4 + ------------> 500 < n < 15.000 1.000 P - número de isoladores a serem ensaiados; X - número de isoladores estabelecidos mediante acordo entre fabricante e comprador para a condição espe­ cífica de P = X —» n á 100; n - número de isoladores do lote. Caso o fabricante queira apresentar de uma só vez mais de 15.000 isoladores para inspeção devem ser forma­ dos vários lotes, com um número aproximado de isoladores, respeitando-se o máximo de 15.000 unidades. As condições para a rejeição do lote são: • se apenas um isolador falhar em quaisquer dos ensaios, o ensaio no qual for verificada a falha deverá ser repetido em uma amostra duas vezes maior; • se dois ou mais isoladores falharem em quaisquer dos ensaios, o ensaio no qual foi verificada a falha deverá ser repetido em uma amostra duas vezes maior; • o número de unidades requeridas para a segunda inspeção deve ser o dobro da primeira com um mínimo de 24 unidades; • na segunda inspeção, se um único isolador falhar em quaisquer dos ensaios o lote será definitivamente rejeitado.

I so l a d o r e s

767

Informaçõeá a Serem Fornecidas com a Proposta • • • • • •

Material isolante empregado. Tipo de acoplamento entre as unidades (somente para isoladores de disco). Distância de escoamento, em mm. Desenho dimensional do isolador e das ferragens. Material da cupilha (somente para isoladores de disco). Tipo de rosca (somente para isoladores de pino).

19.6 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para aquisição de uma determinada quantidade de isoladores é necessário declarar, no mínimo, as seguintes informações: • natureza do material (porcelana, vidro ou fibra); • tipo (isolador de pino, pedestal, disco de apoio, etc.); • diâmetro; • altura; • carga mecânica; • distância de escoamento; • carga mecânica à flexão (exceto para isoladores de disco).

wm

20.1 INTRODUÇÃO

As redes de distribuição aéreas urbanas e rurais estão permanentemente sujeitas às descargas atmosféricas, que podem ocorrer nas suas proximidades ou atingir diretamente os condutores ou estruturas, provocando, nes­ tes dois casos, processos de sobretensão no sistema, quase sempre danosos à integridade dos equipamentos em operação. O entendimento dos fenômenos atmosféricos foi tratado adequadamente na seção Sobretensões por Descargas Atmosféricas do Cap. 1, a que o leitor deve recorrer para melhor entendimento do que será tratado aqui. Nas redes de distribuição em áreas rurais é de fundamental importância a redução de custos na construção e operação das redes elétricas, aplicando-se equipamentos que possam trazer vantagens econômicas às companhias distribuidoras, desde que não afete a qualidade do serviço aquém dos índices estabelecidos pela ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão regulador do setor elétrico nacional. Os defeitos nas redes de distribuição podem ser assim classificados para efeito de análise: • Defeitos com auto-extinção Estes defeitos desaparecem em tempos extremamente curtos de modo a não sensibilizar as proteções do sis­ tema. • Defeitos temporários Estes defeitos são responsáveis por interrupções em tempos muito curtos, geralmente, da ordem de 0,5 ai s. • Defeitos semipermanentes São defeitos que provocam uma ou várias interrupções de cerca de 10 s de duração. • Defeitos permanentes São defeitos que necessitam da intervenção das turmas de manutenção.

É bem conhecido que cerca de 90% das ocorrências nas redes de distribuição estão classificadas nos três primeiros tipos de defeito anteriormente mencionados. Assim, os custos operacionais tornam-se reduzidos pela ausência da intervenção de mão-de-obra. A aplicação de pára-raios nos sistemas de distribuição normalmente resulta em ganhos econômicos significativos com pequena perda de qualidade do fornecimento, comparativamente à utilização dos descarregadores de chifres. No caso de grandes correntes de descarga em redes de distribuição que possuem baixo nível de isolação, de 95 kV, os pára-raios podem falhar diante de descargas simultâneas, ocasionando a operação da proteção do sistema. Neste caso, os descarregadores de chifre levam vantagem sobre os pára-raios. Por causa da grande vantagem econômica dos descarregadores de chifres sobre os pára-raios, principalmente nas redes de distribuição rurais, muitas companhias distribuidoras há anos vêm empregando com sucesso os descarregadores de chifre nesses sistemas, envolvendo inclusive as redes de distribuição urbanas de pequeno porte. Essas mesmas companhias, em geral, só não aplicaram esses dispositivos nas redes urbanas localizadas nas proximidades da orla marítima devido ao desgaste que as partes de ferro poderiam sofrer, atacadas pela névoa salina.

D e s c a r r e g a d o r e s d e C h ifre

769

p fato economicamente relevante no emprego dos descarregadores de chifre é o de evitar a instalação da cadeia de isoladores convencionais nas estruturas de ancoragem e de amarração, que são os pontos mais viáveis para a instalação desses dispositivos. Os descarregadores de chifre devem ser empregados somente em instalações ao tempo em virtude da área neces­ sária para o desenvolvimento do arco em torno das hastes de descarga. Não devem ser empregados descarregadores de chifre em locais fechados, como subestações abrigadas em alvenaria e tampouco em cubículos metálicos.

20.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os descarregadores de chifre são constituídos das partes estudadas a seguir.

Isolador

Os isoladores podem ser de disco ou porcelana vitrificada, e formam uma estrutura mostrada na Fig. 20.1. São unidos através de cimentação adequada formando um corpo rígido e único. Podem ser utilizados dois, três ou quatro isoladores, dependendo da tensão nominal do sistema a que se quer aplicar. As características mecânicas e elétricas dos isoladores foram apresentadas no Cap. 19.

Hastes de Descarga ou Eletrodos

Os descarregadores são constituídos de duas hastes de descarga de ferro galvanizada de seção circular, conforme se observa na Fig. 20.1. Essas hastes são fixadas por dois suportes feitos do mesmo material. Estes suportes sãó presos nas extremidades do conjunto de isoladores que formam o descarregador. As hastes de descarga devem ser ajustadas de forma que seja mantida uma distância fixa predeterminada, em função da tensão nominal do sistema. O ajuste é feito através de conectores apropriados do tipo aperto. Como pode ser obervado na Fig. 20.1, as hastes de descarga têm formato específico, cujo ângulo favorece o alongamento do arco e, conseqüentemente, o seu resfriamento durante o processo de disrupção.

Caminho do arco H aste------antipássaro

Haste de descarga . Conector do tipo aperto . Suporte do eletrodo - Isolador

Olhai de_ fixação "

Fig. 20.1 D e sc a rre g a d o r d e c h ifre

770

C a p ítu lo V in te

Haste Antipássaro

É constituída de uma chapa de ferro galvanizada, cuja extremidade superior tem formato de ponta e é fixada ao conjunto de isoladores numa posição simétrica em relação aos eletrodos ou haste de descarga. Essa posição evita que um pássaro pousando sobre um dos eletrodos atinja o outro através da abertura das asas ou dos pés, provocando um curto-circuito fase e terra. A instalação de um descarregador de chifre numa rede de distribuição está mostrada na Fig. 20.2.

20.3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

Os descarregadores de chifre funcionam de maneira bastante peculiar. Quando instalados np sistema, o afasta­ mento dos seus eletrodos evita que ocorra uma descarga, à freqüência industrial, para a terra através do gap. Porém, quando surgem sobretensões acima de um determinado valor, é rompido o meio dielétrico (o ar), provocando a formação de um arco através do qual é criado um caminho de fácil escoamento para as correntes transitórias atingirem a terra. O arco, formado na parte mais próxima entre os eletrodos, caminha rapidamente para as suas extremidades em cujo percurso é alongado e resfriado, resultando no seguinte comportamento: • para o arco cuja corrente de defeito seja superior a 50 A, haverá uma auto-extinção, em aproximadamente 6 Hz; • para o arco cuja corrente de defeito seja superior a 50 A e inferior a 1.000 A, não pode ser previsto o seu comportamento, cujas condições atmosféricas exercem uma grande influência sobre ele; • para o arco cuja corrente seja superior a 1.000 A, há necessidade da intervenção de um equipamento de retaguarda, no caso de sistemas com o ponto neutro aterrado.

Isolador

Chave fusível

Fig. 20.2 In sta la ç ã o d e u m d e sc a rre g a d o r d e c h ifre e m re d e d e d istrib u iç ã o

D e s c a rre g a d o re s d e C h ifre

771

Assim, logo que cessam os defeitos transitórios, o arco propicia um caminho fácil para a condução à terra da corrente subseqüente (corrente de carga do sistema), o que provoca um defeito monopolar. Com a presença de correntes de seqüência zero, o equipamento de proteção de retaguarda opera através do relé de neutro, desligando o sistema. Nekte instante, o arco é extinto e, imediatamente após, o equipamento de proteção, de preferência um religador, fecha os seus contatos restabelecendo a normalidade do sistema. A fim de que o descarregador de chifre assegure uma operação adequada, é necessário que não ocorram descargas após um surto de manobra na rede de distribuição. Na classe de tensão de 15 kV, onde tem sido de maior aplica­ ção os descarregadores de chifre, esse fenômeno é de baixa ocorrência. Esses equipamentos têm assegurado um nível de proteção adequado contra descargas atmosféricas se a onda de tensão atingir uma tensão suficientemente inferior à tensão suportável de impulso do transformador a que protege. Vale ressaltar que o nível de proteção do descarregador de chifre varia em função da inclinação da forma da onda. Tem-se comprovado experimentalmente que a proteção dos descarregadores de chifre ocorre para uma tensão máxima de descarga atmosférica, induzida ou direta, com valor próximo de 75% da tensão suportável de impulso do transformador. Nos descarregadores de chifre o arco se desloca rapidamente na direção vertical, subindo nos eletrodos metálicos sem produzir nenhuma deterioração comprometedora no material metálico. Assim, experimentalmente comprovase que dez aplicações sucessivas de 1 s com descargas de 1.000 A não afetaram o descarregador de chifre. A extinção rápida de uma corrente de surto atmosférico é obtida com o descarregador de chifre para uma corrente de aproximadamente 10 A no sistema de distribuição com neutro aterrado. Para correntes acima deste valor, mas inferiores a 500 A, observa-se uma rápida extinção da corrente em sistemas de distribuição com neutro aterrado através de bobina. Neste caso, a extinção do arco ocorre sem a operação da proteção, da mesma forma como procedem os pára-raios. Durante a interrupção de correntes entre 500 e 1.000 A a auto-extinção normalmente ocorre para tempos de arco entre 0,5 e 1,0 s Os principais parâmetros que caracterizam os descarregadores de chifre são analisados a seguir.

Tensão Disruptiva de Impulso Atmosférieo em Forma de Onda Normalizada É o maior valor da tensão de impulso atmosférico em forma de onda de 1,2 X 50 fis que provoca a disrupção entre os eletrodos do descarregador de chifre.

Tensão Disruptiva de Impulso Atmosférico em Forma de Onda Normalizada de 50% É a tensão presumida à qual se associa a possibilidade de 50% de ocorrência de uma descarga disruptiva.

Tensão Disruptiva à Freqüência Industrial É o maior valor da tensão na freqüência do sistema acima da qual o descarregador dispara. A Tabela 20.1 fornece as características básicas representativas dos descarregadores de chifre. Tabela 20.1 Características técnicas dos descarregadores de chifre

Tensão nominal

N.° de elementos

kV 15 25 35

2 3 4

-

Características elétricas Tensão disruptiva Tensão disruptiva norm. 50% 60 Hz A seco Sob chuva kV 158 230 295

kV 100 146 187

kV 62 89 116

Resistência mecânica máxima Tonelada 5,0 5,0 5,0

Carga de trabalho Tonelada 1,7

772

C a p ítu lo V in te

Tabela 20.2 Distância entre eletrodos de descarga Tensão suportável Distância entre os Tensão nominal de impulso eletrodos do sistema kV kV cm 10 15 25 35

50 70 90 120

1,5 + 2+ 3,5 + 6+

1,5 2 3,5 6

A regulagem do espaçamento entre os chifres depende da tensão máxima de impulso permitida, ou seja, a ten­ são suportável de impulso do equipamento que se quer proteger. Para altitudes acima de 500 m, os espaçamentos entre os chifres devem ser aumentados de 1% para cada 100 m de altura. Para evitar que o ajuste seja feito através da utilização de dispositivos inadequados como, por exemplo, o po­ legar do eletricista montador, é necessário construir gabaritos de material indeformável, que seja prático inserir temporariamente entre os eletrodos, enquanto é feito o ajuste dos mesmos. O ajuste dos eletrodos de descarga deve obedecer aos valores estabelecidos na Tabela 20.2. Quanto menor for a distância entre os eletrodos de descarga, maior será a margem de segurança dada ao equipa­ mento que se quer proteger. Porém, esta distância não pode ser reduzida aleatoriamente, pois pode provocar disrupções espontâneas e intempestivas, o que não é desejável. Contudo, distâncias superiores às apresentadas na Tabela 20.2 reduzem substancialmente a margem de proteção do equipamento, podendo chegar ao ponto de ser ineficiente a instalação do descarregador, quando esses valores ultrapassarem cerca de 20% daqueles exibidos na Tabela 20.2. Em alguns casos a umidade excessiva do ambiente pode levar o descarregador de chifre à disrupção intem­ pestiva. Os descarregadores de chifre podem ser utilizados nos sistemas de distribuição quando seguidas as seguintes orientações: • os alimentadores, de preferência, devem possuir, na sua origem, religadores ou disjuntores com relé de religamento; • o nível ceráunico da região deve ser baixo, isto é, o número de dias de descarga por ano deve ser o menor possível. No caso do Ceará, o índice ceráunico médio observado foi de seis dias de trovoada por ano, o que se constitui numa região bastante favorável à aplicação dos descarregadores de chifre; • os sistemas devem ter características rurais ou de cargas urbanas com exigência de índices de continuidade não muito severos.

20.4 ENSAIOS E RECEBIMENTO

Os descarregadores devem ser submetidos à inspeção e ensaios pelo fabricante de acordo com a orientação a seguir discriminada, mesmo porque não existe, até o momento, nenhuma norma brasileira que contemple o assunto: • tensão disruptiva de impulso atmosférico com onda normalizada; • tensão disruptiva à freqüência industrial; • capacidade térmica de condução da corrente subseqüente; • ensaio de galvanização; • ensaio mecânico de capacidade de carga; • ensaios do corpo de isoladores, obedecendo no que for possível os requisitos de recepção constantes do Cap. 19.

20.5 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA

Para aquisição de um descarregador de chifre deve-se informar os seguintes dados: • tensão nominal; • número de elementos de disco; • resistência mecânica; • tensão disruptiva normalizada de 50%; • tensão disruptiva à freqüência nominal do sistema.

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Aterramento de capacitores, 644 bancos de alta tensão, 644 de baixa tensão, 644 condições de operação e identificação, 645 ensaios e recebimento, 645 de rotina, 645 de recebimento, 646 de tipo, 646 estrutura para banco de capacitores, 645 Autotransformador, 550 ensaios de rotina, 554 de tipo, 556 e recebimento, 554 especiais, 556 recebimento, 556

B Buchas de passagem, 213 características construtivas, 213 condensivas, 217 para uso em equipamentos, 217 para uso exterior, 213 para uso interior, 214 para uso interior-exterior, 216 sem controle de campo elétrico, 217 elétricas, 219 altitude, 220 capacidade de corrente de curto-circuito, 220 corrente nominal, 219 distância de escoamento, 219 níveis de isolamento nominais, 219 resistência à flexão, 220 sobretensões temporárias, 219 tensão nominal, 219 ensaios e recebimento, 222 de tipo, 222

c Capacidade de corrente, 109 de curto-circuito, 115 efeitos dinâmicos, 115 efeitos térmicos, 115 para condutores enterrados, 109 para vários tipos de instalações, 118 cabos de baixa tensão, 118 cabos de média tensão, 137 critério da capacidade de condução de corrente, 124 critério do limite da queda de tensão, 134 Capacitores, 557 em bancos, ligação dos, 599 análise dos tipos de ligação, 609 bancos conectados em dupla estrela isolada, 610 em estrela com neutro aterrado, 609 em estrela com neutro isolado, 610 em triângulo, 609

bancos primários, 615 chaves a óleo, 615 disjuntores a óleo, 615 a SF6, 615 a vácuo, 615 bancos secundários, 611 configuração em dupla estrela isolada, 601 em estrela aterrada, 600 em estrela isolada, 600 em triângulo (delta), 601 dimensionamento de bancos de capacitores, 602 configuração em dupla estrela aterrada, 605 em dupla estrela isolada, 604 em estrela aterrada ou triângulo, 603 em estrela isolada, 604 equipamentos de manobra de bancos de capacitores, 610 Chave(s) de aterramento rápido, 648 aplicação, 650 características construtivas, 648 caixa de comando, 648 coluna de isoladores, 648 terminal, 648 características elétricas, 650 ensaios e recebimento, 651 fusível, 46 articulação, 52 amortecedor, 53 batentes dos contatos, 52 limitador de abertura de 180°, 52 limitador de recuo, 52 cartucho ou porta-fusível, 53 gancho da ferramenta de abertura em carga, 50 indicadora unipolar, 46 isolador de corpo único, 46 do tipo pedestal, 47 terminal superior ou de fonte, 54 contatos principais, 55 guarda do contato, 55 tranca do contato, 54 seccionadoras primárias, 223 características mecânica de projeto, 242 mecânicas operacionais, 239 operação manual, 240 operação motorizada, 241 características construtivas, 224 características elétricas, 243 capacidade de interrupção, 249 coordenação dos valores nominais, 249 corrente dinâmica de curto-circuito, 246 corrente nominal, 243 corrente térmica de curto-circuito, 248 nível de isolamento, 245 solicitações das correntes de curto-circuito, 245 tensão nominal, 243 ensaios e recebimento, 250 ensaios de rotina, 251 ensaios de tipo, 251 uso externo, 229

para redes de distribuição, 230 para subestações de potência, 231 uso interno, 224 com buchas passantes, 225 fusíveis, 226 interruptores, 227 reversíveis, 228 simples, 225 Compensação estática, 594 Componentes simétricas, 21 das correntes, 21 das tensões, 23 Condutores elétricos, 76 características construtivas, 76 condutor flexível, 78 condutor redondo compacto, 77 condutor redondo normal, 77 condutor setorial compacto, 78 fio redondo sólido, 77 formação dos condutores, 76 componentes de um cabo, 80 blindagens de campo elétrico, 81 capa de proteção, 85 condutor, 80 isolamento, 80 formação dos cabos, 85 cabos isolados, 85 cabos isolados em papel impregnado, 87 cabos multipolares, 86 cabos unipolares, 86 isolados, 87 gradiente de tensão, 90 impedância dos condutores, 96 cálculo da reatância indutiva de seqüência positiva, 98 cálculo da resistência de seqüência positiva, 96 de seqüência negativa, 102 de seqüência positiva, 96 de seqüência zero, 103 perdas dielétricas, 94 processo de fabricação, 87 aplicação da camada isolante, 88 aplicação da capa, 89 aplicação da fita metálica, 89 encordoamento, 88 estanhagem, 88 formação de cabos múltiplos, 89 laminação a quente, 88 preparação do material condutor, 88 preparação do material isolante, 88 trefilação a frio, 88 vulcanização, 89 tensão de isolamento, 90 nus, 107 impedância de seqüência negativa, 108 impedância de seqüência positiva, 107 impedância de seqüência zero, 108 Correção do fator de potência, 595 meios utilizados para a, 595 instalação de capacitores-derivação, 596 instalação de motores síncronos superexcitados, 595 método gráfico, 599 método tabular, 597 modificações na rotina operacional, 595

776

ÍNDICE

Critérios para coordenação, 721 entre religadores, 729 de distribuição e o elo fusível, 721 de subestação e o elo fusível, 725 operados por bobina série (hidráulicos), 729 operados por controle estático, 729

a óleo, 409 a SF6, 418 a sopro magnético, 414 a vácuo, 416 seqüência de operação, 428 O-t-CO, 428 O-t-CO-t-CO, 428 Dispositivo de disparo capacitivo, 400

Descarregadores de chifre, 768 haste(s) antipássaro, 770 de descarga ou eletrodos, 769 isolador, 769 tensão disruptiva à freqüência industrial, 771 de impulso atmosférico em forma de onda normalizada, 771 de impulso atmosférico em forma de onda normalizada de 50%, 771 Disjuntores de alta tensão, 403 abertura de transformadores em vazio, 434 de motores de indução, 436 de pequenas cargas indutivas, 436 abertura em regime de curto-circuito a curta distância dos terminais do disjuntor, 444 distante dos terminais do disjuntor, 443 nos terminais do disjuntor, 441 circuito monofásico, 441 circuito trifásico, 442 abertura em regime de oposição, 446 características construtivas, 409 características elétricas, 428 corrente de estabelecimento, 432 de interrupção, 432 de interrupção simétrica nominal, 432 nominal, 432 suportável de curta duração, 432 duração nominal da corrente de curto-circuito, 433 nível de isolamento, 430 taxa de crescimento da tensão de restabelecimento transitória (TCTRT), 431 tensão de restabelecimento, 431 de restabelecimento transitória (TRT), 431 nominal, 430 suportável à freqüência industrial, 430 suportável a impulso, 430 energização de componentes do sistema, 438 de capacitores, 439 de linhas de transmissão, 441 de transformadores, 438 ensaios e recebimento, 446 ensaios de recebimento, 447 ensaios de tipo, 447 ensaios de rotina, 446 interrupção no ar sob condição de pressão atmosférica, 406 no gás SF6, 408 no óleo, 408 no vácuo, 408 por alongamento e resfriamento do arco, 406 por alta velocidade de manobra, 407 por fracionamento do arco, 407 por sopro magnético, 407 o arco elétrico, 403 princípio de interrupção da corrente elétrica, 405 quanto ao sistema de acionamento, 423 sistema a ar comprimido, 427 de mola, 423 de solenóide, 426 hidráulico, 427 quanto ao sistema de interrupção do arco, 409 disjuntores a ar comprimido, 422

E Elemento fusível, 59 Elo fusível, 58 de argola, 59 de botão, 59 do tipo H, 60 do tipo K, 61 do tipo T, 61

F Fator de potência, 557, 584 aplicações dos capacitores-derivação, 577 no ponto de concentração de carga específica, 578 no secundário do transformador de potência, 578 no sistema primário, 578 nos sistemas de geração, transmissão e de distribuição, 578 nos sistemas industriais e comerciais, 578 aplicações específicas, 590 liberação da capacidade de carga de circuitos terminais e de distribuição, 592 liberação da potência instalada em transformação, 590 melhoria do nível de tensão, 593 redução das perdas, 592 características construtivas, 570 armadura, 571 caixa, 570 dielétrico, 572 líquido de impregnação, 572 processo de construção, 573 resistor de descarga, 572 características elétricas, 576 conceitos básicos, 576 freqüência nominal, 576 perdas dielétricas, 577 potência nominal, 576 sobrecargas, 577 sobretensão, 577 tensão máxima de operação, 576 tensão nominal, 576 características mensais, 565 capacidade, 567 corrente de carga, 567 energia armazenada, 567 ligação dos capacitores, 570 princípios básicos, 565 conceitos básicos, 557 causas do baixo fator de potência, 558 custo financeiro pelo baixo fator de potência, 560 avaliação horária, 560 avaliação mensal, 560 faturamento da energia reativa excedente, 561 avaliação horária do fator de potência, 561 avaliação mensal do fator de potência, 564 método analítico, 586 das medições diretas, 588 dos consumos médios mensais, 587 dos consumos mensais previstos, 584 Fusíveis limitadores, 252 capacidade de ruptura, 259 características construtivas, 252 características elétricas, 255 corrente(s) de curto-circuito, 256

de interrupção, 255 de sobrecarga, 256 dinâmica de curto-circuito, 259 nominal, 255 térmica de curto-circuito, 259 efeitos da correntes de curto-circuito, 258 tensão nominal, 255 proteção oferecida pelos fusíveis limitadores, 260 motores de média tensão, 262 transformadores de força, 260 transformadores de potencial, 262 sobretensões por atuação, 262 ensaios e recebimento, 263

I Isoladores, 743 cerâmica, 746 composição química, 746 ^""compostos, 762 de apoio, 743, 759 monocorpo, 760 multicorpo, 759 pedestal, 759 quanto à construção, 759 quanto ao material, 762 de disco, 755 quanto à construção, 756 quanto à distribuição das tensões nas cadeias, 758 quanto ao material, 757 quanto ao meio de utilização, 757 de pino, 751 monocorpo, 752 multicorpo, 752 quanto à construção, 752 quanto ao material, 752 quanto ao meio de utilização, 753 de suspensão, 743 distância de escoamento, 744 fibras, 747 de vidro, 748 epóxi, 748 isolamentos auto-regenerativos, 743 não-regenerativos, 743 processo de fabricação, 748 isolador de porcelana, 748 isolador de vidro, 749 processo de desumidificação a vácuo, 748 processo de desumidificação por gesso, 748 processo de prensagem, 748 tratamentos térmicos, 749 vidro recozido, 749 vidro temperado, 749 propriedades elétricas e mecânicas, 750 cimento, 750 contrapinos, 750 ferragens, 750 roldana, 750 tensão crítica de descarga sob impulso de 1,2 X 50 fj,s, 744 de descarga a seco, 744 de descarga sob chuva, 744 de radiointerferência, 745 suportável, 1 min a seco, à freqüência industrial, 744 vidro, 747

M Muflas terminais, 66 aplicações, 72 execução, 72 montagem, 73 preparação, 72 campo elétrico

ÍNDICE

nos cabos de média e alta tensões, 69 dielétrico, 67 O

Onda incidente, 28 ponto de descontinuidade de impedância, 29 ponto terminal de um circuito aberto, 28

P Pára-raios, 1 características dos, 31 corrente de descarga nominal, 32 subseqüente, 32 freqüência nominal, 32 tensão disruptiva à freqüência industrial (60 Hz) - valor eficaz, 33 a impulso, 33 de frente, 33 de impulso atmosférico normalizado, 33 de impulso de manobra, 33 nominal, 32 residual, 33 classificação dos, 34 seleção de pára-raios, 34 classe de descarga, 38 níveis de proteção, 38 tensão nominal, 35 de óxido de zinco, 5 corpo de porcelana, 6 corpo polimérico, 6 resistores não-lineares, 5 localização dos, 40 partes componentes do, 1 centelhador série, 3 corpo de porcelana, 2 desligador automático, 3 mola de compressão, 4 a carboneto de silício, 1 protetor contra sobrepressão, 3 resistores não-lineares, 1 Projeto, 581 ciclo de operação diário, semanal, mensal e anual, 582 determinação da demandas ativa e reativa para ciclo de carga considerado, 582 levantamento da carga do projeto, 581 traçado das curvas de demanda ativa e reativa, 583

R Rabicho, 60 Reguladores de tensão, 662 aplicação de reguladores autobooster em série com capacitores, 675 autobooster, 664 ajuste do nível de tensão, 669 dimensionamento e ajuste, 669 faixa de regulação de tensão regulada em percentagem, 669 operação como elevador de tensão, 671 operação como redutor de tensão, 673 potência de regulação, 670 tensão de regulação, 669 tipos de ligação, 667 uso do, 671 de 32 graus, 675 aplicação de reguladores de tensão em série, 691 aplicação de reguladores e de capacitores, 691 automáticos, 694 fixos, 691 compensador de queda de tensão, 686

ajuste da reatância da linha, 688 ajuste da resistência da rede, 688 alimentador com derivação, 689 alimentador sem derivação, 687 tensão nos terminais do primeiro transformador próximo ao regulador, 690 determinação das características de um banco de reguladores, 682 ajuste da largura de faixa de tensão, 683 ajuste da tensão de saída, 682 faixa de regulação percentual, 682 potência de regulação, 682 tensão de regulação, 682 ligação dos reguladores monofásicos, 677 Relé(s), 264 anunciador, 402 auxiliar de bloqueio, 391 características dos, 266 de distância, 361 digital, 374 unidade de medida de distância, 375 unidade de supervisão para frente e para trás, 375 eletromecânico, 364 à admitância (MHO), 370 à impedância, 365 à reatância, 368 de freqüência, 390 _____ ^ de gás ou de Buchholz, 386 de religamento, 384 digital, 386 eletromecânico, 384 estático, 384 de sobrecorrente, 275 aplicações típicas, 292 temporização inversa, 294 temporização inversa longa, 294 temporização muito inversa, 294 curvas de operação, 291 de ação direta, 275 indireta, 283 de indução, 284 unidade de bandeirola e selagem, 287 unidade de indução, 285 unidade instantânea, 287 digitais, 304 direcional digital, 354 unidade direcional de fase, 356 instantânea, 357 temporizada, 356 unidade de controle de partida, 357 unidade direcional de neutro, 358 instantânea, 358 polarização por corrente, 358 polarização por tensão, 358 polarização por tensão e corrente, 358 temporizada, 358 eletromagnéticos, 278 estáticos, 279, 303 características construtivas, 280 características elétricas, 280 fluidodinâmicos, 276 unidade instantânea, 309 de fase, 310 de neutro, 310 unidade temporizada, 307 de fase, 309 de neutro, 310 de tempo, 391 de tensão digital, 382 componentes auxiliares, 383 freqüência, 382 função de sobretensão, 382 função de subtensão, 382 reset, 383 seleção dos ajustes, 383 tensão auxiliar, 382 tensão nominal, 382

777

instantâneo, 383 de sobretensão, 383 de subtensão, 383 temporizado, 378 eletromecânico, 378 diferencial de corrente, 314 de indução, 315 relés aplicados na proteção diferencial, 314 diferenciais digitais, 329 proteção de barramentos, 321 barra dupla com disjuntor e meio, 322 barra seccionada, 322 barra simples, 322 proteção diferencial de geradores síncronos, 326 direcional, 334 relé de sobrecorrente de indução, 336 de fase, 336 de terra, 351 de potência, 352 multifunção, 359 natureza das perturbações, 264 para proteção de motor, 395 contra inversão de fase, 396 contra número excessivo de partidas, 397 contra perda de fase, 397 contra rotor travado, 397 de seqüência negativa, 395 de sobrecarga térmica, 395 de sobrecorrente, 397 de falha à terra, 395 instantânea, 395 temporizada, 395 registro de dados elétricos, 397 estatísticos, 397 quanto à forma construtiva, 266 de indução, 267 digitais, 269 eletrodinâmicos, 266 eletromagnésticos, 266 eletrônicos, 269 fluidodinâmicos, 266 térmicos, 268 quanto à forma de acionamento, 274 quanto à temporização, 273 quanto ao desempenho, 272 quanto às grandezas elétricas, 272 térmico, 394 Religadores automáticos, 702 aplicação de religadores em distribuição, 720 em subestação, 719 controle eletrônico, 702 hidráulico, 717 por ação eletromagnética, 702 grande volume de óleo (GVO), 703 interrupção a vácuo, 710 para sistemas de distribuição, 711 para subestação, 711 interrupção em óleo, 703 para subestação, 703 monofásicos, 702 pequeno volume de óleo (PVO), 708 sistemas de distribuição, 710 trifásicos, 702 Resistores de aterramento, 652 características construtivas, 654 características elétricas, 656 temperatura, 656 tempo de operação, 656 tensão nominal, 656 ensaios e recebimento, 661

Seccionadores automáticos, 732 ajuste dos, 738

778

ÍNDICE

contador de aberturas, 739, 740 corrente de acionamento, 740 de fase, 738 de terra, 738 eletrônicos, 738 hidráulico, 740 resistor da corrente de magnetização, 739 tempo de memória, 738, 740 tempo de rearme, 739,740 componentes dos, 735 operação de abertura, 737 operação de fechamento, 737 unidade de controle, 736 unidade seccionadora, 735 coordenação entre seccionador e religador ou disjuntor com religamento, 740 monofásicos, 732 restritor de corrente, 735 de fase e de terra, 735 de magnetização, 734 restritor de tensão, 735 seleção dos seccionadores, 738 trifásicos, 732 controle por ação eletromagnética, 732 Sistemas de teleproteção, 376 atuação por distância escalonada, 376 fibra óptica, 376 onda portadora, 376 oscilografia, 376 sistema de telefonia, 376 Sobretensões, 6 atmosférica, 13 por descarga direta, 15 por descarga indireta induzida, 17 de manobra, 12 temporária, 7 defeitos monopolares, 8 efeito Ferranti, 11 fenômenos de ferro-ressonância, 10 perda de carga por abertura do disjuntor, 9

Terminações, 66 aplicação de terminais termocontráteis, 73 a frio, 74 campo elétrico, 67 nos cabos de média e alta tensões, 69 dielétrico, 67 Transformadores de corrente, 157 características construtivas, 157 tipo barra, 157 tipo bucha, 161 tipo com vários enrolamentos primários, 162 tipo com vários enrolamentos secundários, 163 tipo com vários núcleos secundários, 163 tipo derivação no secundário, 163 tipo enrolado, 161 tipo janela, 161 tipo núcleo dividido, 162 características elétricas, 16*5 corrente de magnetização, 171 corrente dinâmica nominal, 177

corrente térmica nominal, 176 correntes nominais, 166 fator de sobrecorrente, 170 fator térmico nominal, 176 fatror térmico de curto-circuito, 176 polaridade, 177 tensão secundária, 173 tensão suportável na freqüência industrial, 177 destinados à proteção, 187 ensaios e recebimento, 190 ensaios de tipo, 191 ensaios especiais, 191 para serviço de medição, 178 classe de exatidão, 184 erros dos transformadores de corrente, 181 fator de sobrecorrente, 179 de potência, 448 análise econômica para aquisição de transformadores, 501 características construtivas, 456 tipo camada, 456 tipo panqueca, 456 características elétricas e térmicas, corrente nominal, 493 freqüência nominal, 493 perdas, 494 em carga, 497 em vazio, 494 potência nominal, 492 tensão nominal, 492 características gerais, 448 carregamento, 515 equivalência entre um ciclo de carga real e um ciclo de carga considerado, 516 corrente de energização, 549 de excitação, 508 descargas parciais, 548 deslocamento angular, 508 efeito Ferranti, 513 expectativa de vida, 517 formas construtivas, 458 geração de harmônicos, 549 impedância percentual, 503 operação em serviço em paralelo, 541 partes construtivas, 471 base com rodas bidirecionais, 486 base para arrastamento, 486 conservador de líquido isolante, 473 derivações, 482 dispositivo de absorção de umidade, 487 dispositivo para retirada da amostra de óleo, 486 indicador de nível de óleo, 485 líquidos isolantes, 479 motores para ventilação forçada, 489 núcleo, 474 placa de identificação, 483 quadro de comando e controle, 486 relé de Buchholz, 490 relé de súbita pressão, 487 secador de ar, 473 sistema de resfriamento, 489 tanque, 472 termômetro, 485 válvula para alívio de pressão, 487 princípio de funcionamento, 448

em curto-circuito, 455 operação em carga, 452 operações em vazio, 448 quanto ao meio isolante, 464 encapsulamento reforçado, 467 encapsulamento sob vácuo, 467 transformadores a seco, 465 quanto ao número de fases, 458 bifásicos, 458 monobuchas, 458 trifásicos, 460 quanto ao tipo de ligação, 461 estrela, 463 triângulo, 461 ziguezague, 464 refrigeração do local de instalação do transformador, 530 regulação, 501 rendimento, 498 transformador em regime de desequilíbrio, 537 de potencial, 192 características construtivas, 193 características elétricas, 198 cargas nominais, 205 classe de exatidão, 200 descargas parciais, 210 ensaios de rotina, 212 de tipo, 212 especiais, 212 erro de ângulo de fase, 199 de relação de transformação, 198 polaridade, 210 potência térmica nominal, 210 tensões nominais, 205 suportáveis, 211 tipo capacitivo, 197 tipo indutivo, 194 Transitórios em bancos de capacitores, 616 controle automático de banco de capacitores, 643 controle automático de tensão, 643 influência dos fenômenos de ressonância série nos bancos de capacitores, 622 influência dos harmônicos nos bancos de capacitores, 619 corrente, 619 efeito simultâneo da tensão e da corrente, 619 tensão, 619 proteção e manobra de capacitores, 624 contra sobrecorrentes, 624 contra sobretensões, 624 da célula capacitiva, 627 de capacitores em grupo, 627 dimensionamento da proteção de banco de capacitores de alta tensão, 629 proteção por relés de sobrecorrente, 631 banco na configuração de dupla estrela isolada, 639, 641 estrela aterrada, 635 estrela isolada, 637 triângulo, 631 sobrecorrentes, 616 corrente de energização, 616 sobretensões, 617 Tubinho, 60

MANUAL DE EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS

creditamos que esta terceira edição, totalmente reformulada e atualizada, vem atender às necessidades dos estudantes e profissionais da área de engenharia elétrica que buscam informações sobre os principais equipamentos elétricos utilizados nos projetos dc sistema de potência. Ao longo da obra são estudados 20 diferentes tipos básicos de equipamentos elétricos, desmembrados L'm suas várias formas de utilização. Assim, no estudo de relés de proteção são abordados os diversos ipos desses dispositivos, como relés de sobrecorrente, direcional, diferencial, etc., fornecendo ao leitoi ama informação ampla de seus diferentes usos e empregos. Para melhor compreensão do texto, foram utilizadas várias fotos dos equipamentos estudados, tanto ndividualmente como instalados nos sistemas elétricos onde normalmente operam. As fotos foram :uidadosamente selecionadas de catálogos de fabricantes ou obtidas de instalações elétricas existentes, íssa forma de apresentação torna-se útil aos leitores que porventura ainda não estejam familiarizados :om esses equipamentos na sua base de utilização. A presente obra sofreu uma profunda mudança na abordagem dos assuntos. Em praticamente todos ds capítulos ocorreram intervenções no texto, objetivando a melhor forma de apresentação ou simplesmente acrescentando novas informações técnicas sobre os equipamentos abordados. Tal como ocorreu nas edições anteriores, ao longo do texto são mencionadas as normas nacionais )u internacionais a que estão submetidos os projetos e a fabricação dos diversos equipamentos ipresentados na obra. Também foram destacados os gráficos e tabelas para consulta, extraídos de :atálogos de equipamentos de mercado, com a finalidade de familiarizar os estudantes com equipamentos com os quais deverão trabalhar ao se tomarem profissionais em suas diferentes áreas de ituação. 3

ISBN flS-51b-143b-S

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