APOSTILA DE SUBESTAÇÕES

i

Subestações

PROFESSOR A NTÔNIO CARLOS DELAIBA

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1 - INTRODUÇÃO Uma subestação pode ser definida como sendo um conjunto de equipamentos com propósito de chaveamento, transformação, proteção ou regulação da tensão elétrica. A função ou tarefa mais importante das subestações é garantir a continuidade com a máxima segurança de operação e confiabilidade dos serviços a todas as partes componentes dos sistemas elétricos. As partes defeituosas ou sob faltas devem ser desligadas imediatamente e o abastecimento de energia deve ser restaurado por meio de comutações ou manobras. Portanto, deve-se fornecer a energia elétrica com alto grau de confiabilidade, tendo em vista os prejuízos elevadíssimos representados por paradas de produção. Desta forma, destaca-se a importância de uma criteriosa escolha dos componentes, os quais irão transformar, seccionar, proteger e comandar as subestações. A escolha, aplicação e a coordenação seletiva adequadas do conjunto de componentes que constitui uma subestação são um dos aspectos mais importantes e pouco entendido de um projeto elétrico. Ao especificar uma subestação, não é admissível, considerar somente o funcionamento normal (nominal) do sistema, deve-se prever, que equipamentos podem falhar, pessoas cometerem erros e imprevistos. Assim, a função da proteção é minimizar os danos aos sistemas e seus componentes, bem como limitar a extensão e a duração das interrupções no fornecimento de

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iii

energia, sempre que, em qualquer parte do sistema, acontecer uma falha (equipamentos e/ou humana) ou imprevistos indesejáveis, tais como: curtocircuito, sobrecarga, sobretensões, etc. Portanto, a escolha dos equipamentos de uma subestação embora deva atender a certas condições mínimas de segurança e confiabilidade, dependerá de fatores econômicos, bem como de uma criteriosa escolha dos equipamentos que irão desenvolver as seguintes funções:

•

Transformação;

•

Seccionamento (manobra);

•

Proteção;

•

Etc.

Nestas condições, este curso tem por objetivo desenvolver e discutir, criteriosamente, uma técnica que é de selecionar, coordenar, ajustar e aplicar os vários equipamentos elétricos de manobra, proteção, transformação normalmente utilizados nas subestações de energia. As análises irão contemplar várias situações normais e anormais, tais como:

•

Operação em regime (carga nominal);

•

Operação em sobrecarga;

•

Condições de curto-circuito (efeitos térmico e dinâmico);

•

Seletividade;

•

Etc.

3

iv

A título de uma melhor compreensão dos estudos citados, ao longo do curso, serão desenvolvidos e propostos vários exemplos de aplicação. Para atingir estas metas, este trabalho apresenta-se desenvolvido com a seguinte estrutura:

CAPÍTULO 1 - REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE CIRCUITOS ELÉTRICOS Neste capítulo fez-se uma rápida revisão dos principais conceitos e extraiu-se da extensa teoria, as equações básicas referentes aos sistemas monofásicos e trifásicos. Desta forma, uma visão geral sobre os principais conceitos necessários ao desenvolvimento do curso foi evidenciada.

CAPÍTULO 2 - INTRODUÇÃO

AO

SISTEMA

ELÉTRICO

DE

POTÊNCIA Este capítulo preocupou-se tão somente em definir e conceituar as principais grandezas elétricas necessárias à compreensão do tema proposto. As definições foram extraídas da portaria 456 da ANEEL. Complementando os aspectos anteriores, apresentou-se os conceitos e definições envolvendo as sobretensões devido às descargas atmosféricas e aquelas provenientes de chaveamentos. E finalmente citou-se as principais definições envolvendo subestações.

4

v

CAPÍTULO 3 - CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES A representação gráfica de um sistema elétrico de potência, ou os diagramas elétricos deve conter a maior quantidade possível de informações, com o objetivo de representar os componentes e as suas funções específicas. Desta forma surge o capítulo 3 que tem por meta apresentar as diversas configurações típicas encontradas nas subestações. Finalmente, com base nos diagramas unifilares, mostra-se as vantagens e desvantagens de cada arranjo específico.

CAPÍTULO 4 - DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS CONCESSIONÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA Em

função

das

necessidades,

características

elétricas,

segurança,

confiabilidade, etc., a subestação é definida a partir de um diagrama elétrico que fixa o princípio de funcionamento da mesma, características dos equipamentos de seccionamento, proteção, transformação e controle. Neste sentido este capítulo tem por objetivo complementar o anterior, mostrando e comparando os diagramas unifilares das subestações de algumas das principais concessionárias de energia elétrica brasileira..

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vi

CAPÍTULO 5 - ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS PROVOCADOS PELA CORRENTE DE CURTOCIRCUITO Este capítulo faz uma abordagem da importância, dos conceitos, efeitos e cálculos das correntes de curto-circuito trifásica e monofásica nas redes elétricas em alta e média tensão. Isto se justifica, pois é imprescindível considerar, além dos aspectos nominais, os efeitos térmicos e dinâmicos provocados pelas correntes de curto-circuito necessários a especificação dos equipamentos.

CAPÍTULO 6 - TRANSFORMADORES O transformador é um dos componentes vitais presentes nos sistemas elétricos de potência, e o mesmo encontra-se na interface entre os sistemas de energia e as cargas elétricas. Desta forma, este capítulo se propõe a estudar, de uma forma sucinta, a operação deste equipamento, focalizando os seguintes aspectos: princípio de funcionamento, rendimento, regulação, paralelismo e comportamento térmico.

6

vii

CAPÍTULO 7 - TRANSFORMADORES

DE

CORRENTE

E

DE

POTENCIAL

Ao se estabelecer qualquer procedimento de medição deve-se, de antemão, ressaltar que os trabalhos requerem etapas distintas e relevantes para o processo. Estas compreendem adequação dos sinais de tensão e corrente aos requisitos impostos pelos instrumentos de medição e/ou proteção, o que é realizado pelos TC’s e TP's. Como parte integrante dos temas considerados neste trabalho, para fins de um melhor entendimento da operação dos TP's e TC’s, far-se-á necessária uma abordagem do tema, de forma a contemplar os seguintes aspectos: princípios de funcionamento, definições, principais características, classes de exatidão, tipos de conexão, etc.

CAPÍTULO 8 - EQUIPAMENTOS

DE

SECCIONAMENTO

E

PROTEÇÃO A energia elétrica deve ser fornecida com alto grau de segurança, confiabilidade e continuidade. Desta forma, destaca-se a importância de uma criteriosa escolha dos componentes, os quais irão seccionar (dispositivos de manobra ou seccionamento) e proteger (dispositivos de proteção) a instalação. Assim, este capítulo tem por meta a descrição sucinta dos principais equipamentos de secionamento e proteção em subestações. Dentre estes,

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viii

destacam-se: fusíveis, disjuntores, seccionadores, relés, pára-raios, etc., onde serão analisados os seguintes aspectos: princípios de funcionamento, definições, curvas características, especificação, aplicações, etc.

CAPÍTULO 9 - SELETIVIDADE Quando uma falta ocorre numa rede elétrica, ela pode ser detectada simultaneamente por diversos dispositivos de proteção situados em diferentes áreas. A seletividade do sistema de proteção dá prioridade de operação aos dispositivos mais próximos, localizados à montante da falta. Desta forma, a interrupção no fornecimento de energia fica limitada a menor parte possível do sistema. Entretanto, o sistema de proteção também permite contingências. Pois, quando o sistema é projetado, leva-se em consideração a possibilidade de um dispositivo de proteção falhar. Neste caso, um outro dispositivo, localizado a montante deste, deve atuar para limitar os efeitos da falta. Estes dispositivos de proteção instalados em série na rede elétrica, representa para o sistema elétrico uma maior confiabilidade. Diante da importância deste assunto, este capítulo abordará as cinco principais técnicas de proteção seletiva utilizadas em subestações, a saber: seletividade amperimétrica, cronométrica, lógica, por proteção diferencial e direcional.

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ix

CAPÍTULO 10 - PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES O transformador, por se tratar de um importante equipamento presente nas instalações de uma subestação, o mesmo necessita de um eficiente sistema de proteção contra todas as faltas susceptíveis de danificá-lo. Por esta razão, discute-se neste capítulo os principais dispositivos empregados na sua proteção.

CAPÍTULO 11 - PROTEÇÃO DE GERADORES De uma maneira semelhante ao realizado para transformadores, este capítulo tem por finalidade discutir a influência das anormalidades operacionais impostas ao gerador, dentre as quais destacam-se: sobrecargas, curtoscircuitos, desequilíbrios, etc. Adicionalmente, apresenta-se também os principais dispositivos e os esquemas elétricos característicos normalmente associados com a proteção destes equipamentos.

CAPÍTULO 12 -

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES UTILIZADOS NAS SUBESTAÇÕES

Sabe-se que existem basicamente dois tipos de serviços auxiliares utilizados nas subestações, quais sejam: fontes de serviços auxiliares em corrente alternada e em corrente contínua. Assim pretende-se neste capítulo abordar vários aspectos inerentes aos sistemas auxiliares citados acima, dentre os quais

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x

destaca-se: esquemas de manobra, especificação das fontes CA e CC, definições e conceitos básicos, tipos de carregadores-retificadores e dimensionamento dos acumuladores e dos retificadores.

CAPÍTULO 13 - TARIFAÇÃO HORO-SAZONAL Até 1981 a tarifa imposta pelas concessionárias de energia elétrica, era única e se chamava “convencional”, não levando em conta as horas do dia e nem os meses do ano. A partir da ano citado, criou-se a tarifa horo-sazonal (azul e verde), em que foram instituídos preços diferenciados em função da demanda e da energia consumidas em períodos distintos do dia (ponta e fora de ponta) e do ano (úmido e seco). Assim, a titulo de ilustração, mostra-se neste capítulo as definições, expressões de cálculo e orientações gerais no que tange a sistemática envolvendo a tarifação convencional e a horo-sazonal.

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CAPÍTULO 1

REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE CIRCUITOS ELÉTRICOS

CAPÍTULO 1 – REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE CIRCUITOS ELÉTRICOS

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REVISÃO SOBRE OS CONCEITOS BÁSICOS DE CIRCUITOS ELÉTRICOS

1 – SISTEMAS ELÉTRICOS Antes de entrarmos no assunto associado ao tema subestações, deve-se fazer uma rápida revisão da teoria e fórmulas de cálculo, envolvidos nas instalações elétricas, com o objetivo de abordar os principais conceitos e extrair da extensa teoria aquilo que é mais importante para a compreensão dos princípios envolvidos na operação e no funcionamento dos dispositivos de seccionamento e proteção utilizados em subestações.

1.1 – SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA MONOFÁSICA

1.1.1 – GENERALIDADES A corrente alternada se caracteriza pelo fato de que a tensão, em vez de permanecer fixa, como entre os polos de uma bateria, varia com o tempo, mudando de sentido alternadamente. O número de vezes por segundo que a tensão muda de sentido e volta à condição inicial é a freqüência do sistema, expressa em "ciclos por segundo" ou "hertz", simbolizada por "Hz". No sistema monofásico, uma tensão alternada U (Volt) é gerada e aplicada entre dois fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (Ampère), conforme mostrado na figura 1a.


3

U, I Umax Imax

I Z

U

tempo φ

1ciclo=360º (a)

(b)

Figura 1 - (a) Sistema monofásico, (b) Formas de onda da tensão e da corrente para um circuito monofásico;

Se apresentarmos em um gráfico os valores de U e I a cada instante, obtém-se a fig. 1b. Nesta figura estão também indicadas algumas grandezas que serão definidas em seguida. Nota-se que as ondas de tensão e de corrente não estão "em fase", isto é, não passam pelo valor zero ao mesmo tempo, embora possuam a mesma freqüência. Isto acontece para muitos tipos de cargas, por exemplo, motores, transformadores, reatores, etc. 1.1.2 – LIGAÇÕES SÉRIE E PARALELO Quando ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta conexão pode ser feita de dois modos: - Ligação em Série:

As duas cargas são atravessadas pela mesma corrente total . Neste caso, a tensão em cada carga será a metade da tensão do circuito. De um modo geral, o somatório da tensão aplicada em cada carga resultará na tensão total do circuito.


4

- Ligação em Paralelo: Aplica-se às duas cargas, a tensão de alimentação. Neste caso, a corrente nas cargas será a metade da corrente total. De um modo geral, o somatório das correntes em cada carga será a corrente total do circuito. As figuras 2 e 3 esclarecem o comentário realizado. 220V

220V

Z

Z

10A 440V

20A 220V

Figura 2 - Ligação em Série

10A

Z

10A

Z

Figura 3 - Ligação em Paralelo

1.2 – SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA TRIFÁSICA

1.2.1 – GENERALIDADES O sistema trifásico é formado pela associação de três sistemas monofásicos de tensões, U1, U 2 e U 3, defasados entre si de120°, ou seja, os "atrasos" de U 2 e U 1 em relação a U3 são iguais a 120°, (considerando um ciclo completo de 360°), conforme mostrado na figura 4. Ligando entre si os três sistemas monofásicos e eliminando os fios desnecessários, tem-se um sistema trifásico de tensões defasadas de 120 ° e aplicadas entre os três fios do sistema.


U1

U2

I1

5

U3

I2

I3

(a) U U1

U2

120º

120º

U3

1 ciclo = 360º

(b) Figura 4 - (a) Três sistemas monofásicos independentes (b) Formas de onda de um sistema trifásico de tensões defasadas de 120º;

1.2.2 – LIGAÇÃO TRIÂNGULO Chamam-se "tensões e correntes de fase" as tensões e correntes de cada um dos três sistemas monofásicos considerados, indicados por Uf e If . Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indicado na Fig. 5, pode-se eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.


6

A tensão entre dois quaisquer destes três fios chama-se "tensão de linha" (UL), que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se "corrente de linha" (IL). Examinando o esquema elétrico da Fig. 6, observa-se que: 1) À carga é aplicada a tensão de linha U L que é a própria tensão do sistema monofásico componente, ou seja, UL = Uf . 2) A corrente de linha IL, é a soma das correntes das duas fases ligadas a este fio, ou seja, I = If1 + If3. Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente, como mostrado na fig. 7, onde se obtém com base nas figuras 5, 6 e 7, a seguinte relação: IL = If x 3 = 1 ,732 x If .

(1)

Exemplo: Tem-se um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220 Volt. A corrente de linha medida é de 10 Ampère. Ligando-se a este sistema uma carga trifásica composta de três cargas iguais ligadas em triângulo. Nestas condições, qual será a tensão e a corrente em cada uma das cargas? Tem-se que: Uf = U1= 220 Volt em cada uma das cargas. Se IL = 1,732 x If , obtém-se If =0,577xIL= 0,577 x 10= 5,77. Logo as correntes em cada uma das cargas (fase) será de 5,77 A. U

V I1

W I2

Uf1 If1

I3 Uf2

Uf3

If2

If3

Figura 5 - Ligação elétrica em triângulo;


U

7

I1 I1=If1+If3

UL=Uf If3

If1 If2

If1

If3

W V

Figura 6 - Esquema elétrico para ligação triângulo

Figura 7 - Diagrama fasorial das correntes de linha e de fase para a ligação em triângulo

1.2.3 – LIGAÇÃO ESTRELA Ligando-se um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três fios restantes, forma-se um sistema trifásico em estrela, conforme ilustrado na figura 8. Às vezes o sistema trifásico em estrela é a "quatro fios" ou "com neutro" (aterrado ou isolado). O quarto fio é ligado ao ponto comum às três fases. A tensão de linha, ou a tensão nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidas de maneira semelhante ao realizado na ligação triângulo. Examinando-se o esquema da Fig. 9, observa-se que: 1) A corrente de linha I L é a mesma corrente da fase à qual o fio está ligado, ou seja, IL=If . 2) A tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica, de acordo com a figura 10, das tensões de duas fases às quais estão ligados os fios considerados. Conforme ilustram as figuras 8,9 e 10, a relação existentes entre as tensões de linha e de fase, são expressas pela seguinte relação:


UL = Uf x 3 = 1 ,732 x U f .

8

(2)

Exemplo: Tem-se uma carga trifásica composta de três cargas iguais; onde, cada carga é alimentada por uma tensão de 220 Volt, absorvendo 5,77 ampère. Nestas condições, pede-se: Qual a tensão e a corrente nominal do sistema trifásico que alimenta esta carga em suas condições normais? Tem-se que: Uf = 220 Volt. Então: UL= 1,732 x 220= 380 Volt IL = If = 5,77 Ampére

U

V I1

W I2

Uf1 If1

I3 Uf2

Uf3

If2

If3

Figura 8 - Sistema trifásico ligado em estrela;


9

U I1=If1 If1

Uf1

V

UL=U1

U1=Uf1+ Uf2 Uf2 Uf1 Uf2

W

Figura 9 - Esquema elétrico para ligação estrela

Figura 10 - Diagrama fasorial das tensões de linha e de fase para a ligação em estrela

1.3 – POTÊNCIAS

Em um sistema elétrico, tem-se três tipos de potências, as quais são definidas como sendo potência aparente, ativa e reativa. Estas potências estão intimamente ligadas de tal forma que constituem um triângulo, conhecido como "Triângulo das Potências". A figura 11 ilustra o comentário realizado, e cujas grandezas elétricas estão definidas abaixo: S: Potência aparente, expressa em VA (volt-ampere). P: Potência ativa ou útil, expressa em W (watt). Q: Potência reativa, expressa em VAr (volt ampère reativo) φ: Ângulo que determina o fator de potência.


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S Q

φ P

Figura 11 – Triângulo das Potências

1.3.1 - POTÊNCIA ATIVA OU ÚTIL É a componente da potência aparente (S), que realmente é utilizada em um equipamento, na conversão da energia elétrica em outra forma de energia. Em um sistema monofásico é definida por: P = U . I. cos φ.

(3)

Em um sistema trifásico pode ser expressa por: P=3 . Uf . If . cosφ ou P= 3 . UL . IL . cosφ

(4)

1.3.2 – POTÊNCIA REATIVA É a componente da potência aparente (S), que não contribui na conversão de energia. Em um sistema monofásico é definida por:


Q = U. I. sen φ

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(5)

Em um sistema trifásico é expressa por: Q = 3 . U f . If . senφ ou `

Q = 3 . UL . IL . senφ

(6)

1.3.3 – POTÊNCIA APARENTE É a soma vetorial da potência útil e a reativa. É uma grandeza que para ser definida, precisa de módulo e ângulo, características do vetor. Assim tem-se: 2

(7)

Ângulo: φ = arctg (Q/P)

(8)

Módulo:

S =

2

P +Q

Aqui, pode-se notar a importância do fator de potência. Ele é definido como sendo a relação entre a potência útil e a aparente, isto é: f.p. = cosφ = P/S

(9)

Imagine dois equipamentos que consomem a mesma potência útil de 1000 W, porém o primeiro tem cosφ = 0,5 e o segundo tem cos φ = 0,85. Pelo triângulo das potências, chega-se à conclusão de que a potência aparente a ser fornecida ao primeiro equipamento é de 2000 VA, enquanto que o segundo requer apenas 1176,5 VA.


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Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e nestas condições, deve-se manter um fator de potência elevado em uma instalação elétrica. Além disto, as concessionárias de energia cobram pesadas multas sobre a tarifa de energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a 0,92. A potência aparente pode ser calculada por: S = U. I (VA) – Sistema Monofásico

(10)

S=3. Uf . If = 3 x UL . IL – Sistema Trifásico

(11)

Outras relações importantes, podem ser expressas por: S = P / cos φ (VA)

(12)

S = Q / sen φ (VA)

(13)

A título de ilustração, mostra-se na tabela 1, a determinação dos valores de tensão, corrente, potência e fator de potência em função do tipo de conexão da carga.


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Tabela 1 – Valores das grandezas elétricas em função do tipo de ligação; Denominação Tensão de Linha Tensão no Enrolamento Corrente de Linha Corrente no Enrolamento Ligações dos Enrolamentos

Estrela UL UL / 3 IL IL

Triângulo UL UL IL IL / 3

Esquemas If = IL/

IL Uf = UL/

3 Uf =UL

UL

Potência Aparente

kVA

S=3. Uf . If =

Potência Ativa

kW

P = 3 . U f . If . cosφ = 3 . UL . IL . cosφ

Potência Reativa

kVAr

Q = 3 . U f . If . senφ = 3 . UL . IL . senφ

kVA

SP = P + jQ

Potência Absorvida da Rede Primária Fator de Potência da Instalação

3 x UL . IL

Depende da instalação elétrica (cosφ2)

3

CAPÍTULO 2

INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

CAPÍTULO 2 – INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

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INTRODUÇÃO AO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA 1 – INTRODUÇÃO Um sistema elétrico de potência, na sua concepção geral, é constituído pelos equipamentos necessários para transportar a energia elétrica desde a "fonte" até os pontos em que ela é utilizada. Basicamente, este processo, desenvolve-se em quatro etapas: geração, transmissão, distribuição e utilização. Na figura 1, pode ser visto o diagrama de blocos de um sistema elétrico de potência típico, bem como a localização dos respectivos consumidores.

Figura 1 - Esquema básico do sistema elétrico de potência;

As 4 etapas, mostradas na figura 1, podem ser sucintamente definidas da seguinte forma:

Geração: A conversão da energia primária em elétrica se faz, normalmente, através de conversões intermediárias até a geração de energia elétrica. De um modo


3

geral, a conversão eletromecânica de energia é realizada através de geradores síncronos alimentados por turbinas hidráulicas.

Transmissão: O transporte de energia elétrica é feito através das linhas de transmissão, cujo valor de tensão, depende do comprimento da linha e da quantidade de energia a ser transportada. Sabe-se que, quanto maior a distância entre a geração e o consumo, maior será a tensão para a transmissão. Além disso, atualmente, tem que se levar em consideração, se a transmissão será feita em corrente alternada ou em corrente contínua.

Distribuição Nesta etapa, a energia deverá ser fornecida a tensões compatíveis com os níveis de consumo. O diagrama unifilar, representado na figura 2, ilustra os níveis de tensão normalmente empregados nas diversas etapas envolvidas na transmissão da energia elétrica. Geração MT e BT

Transmissão AT-EAT-UAT (CA e CC)

Sub-Transmissão AT-EAT-UAT (CA e CC)

Consumidor

Consumidor

Distribuição MT

Consumidor Consumidor

Figura 2 – Sistema elétrico de potência consumidores;


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Como pode ser visto na figura 2, existem consumidores, isto é, instalações elétricas, alimentadas diretamente a partir das diferentes etapas do sistema elétrico de potência em função da quantidade de energia e extensão. Deve-se introduzir um sub-sistema, entre a transmissão e a distribuição, para que se disponibilize aos consumidores todos os níveis de tensão, denominado de sub-transmissão. Dependendo do nível, a tensão é classificada em: •

Baixa tensão ( BT )

até 1kV

•

Média tensão ( MT )

de 1 a 66 kV ( inclusive )

•

Alta tensão

de 69 kV a 230kV ( inclusive)

•

Extra alta Tensão ( EAT )

de 230kV a 800kV ( inclusive )

•

Ultra Alta Tensão ( UAT )

maiores que 800kV

( AT )

Os consumidores estão classificados em quatro grupos: •

Grupo 1 – Grandes consumidores;

•

Grupo 2 - Consumidores médios;

•

Grupo 3 - Pequenos consumidores em média tensão;

•

Grupo 4 - Pequenos consumidores em baixa tensão.

2 – CONCEITOS E DEFINIÇÕES A título de ilustração e para o desenvolvimento deste curso, adotar-se-á as seguintes definições mais usuais extraídas da portaria 456 da ANEEL.


• Carga Instalada:

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soma das potências nominais dos equipamentos

elétricos instalados na unidade consumidora, em condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts (kW). • Concessionária ou permissionária :

agente titular de concessão ou

permissão federal para prestar o serviço público de energia elétrica, referenciado, doravante, apenas pelo termo concessionária. • Consumidor :

pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de

direito, legalmente representada, que solicitar à concessionária o fornecimento de energia elétrica e assumir a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e regulamentos da ANEEL, assim vinculando-se aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão, conforme cada caso. • Consumidor livre:

consumidor que pode optar pela compra de energia

elétrica de qualquer fornecedor, conforme legislação e regulamentos específicos. • Contrato de adesão:

instrumento contratual com cláusulas vinculadas às

normas e regulamentos aprovados pela ANEEL, não podendo o conteúdo das mesmas ser modificado pela concessionária ou consumidor , a ser aceito ou rejeitado de forma integral. • Contrato

de

concessionária

fornecimento :

instrumento contratual em que a

e o consumidor responsável por unidade consumidora

do Grupo “A” ajustam as características técnicas e as condições comerciais do fornecimento de energia elétrica. • Contrato de uso e de conexão:

instrumento contratual em que o

consumidor livre ajusta com a concessionária as características técnicas e as condições de utilização do sistema elétrico local, conforme regulamentação específica.


• Demanda:

6

média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas

ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado. • Demanda contratada:

demanda de potência ativa a ser obrigatória e

continuamente disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega,

conforme valor e período de vigência fixados no contrato de

fornecimento

e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada

durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW). • Demanda de ultrapassagem:

parcela da demanda medida que excede o

valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW). • Demanda faturável:

valor da demanda de potência ativa, identificada de

acordo com os critérios estabelecidos e considerada para fins de faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts (kW). • Demanda medida:

maior demanda de potência ativa, verificada por

medição, integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW). • Energia elétrica ativa:

energia que pode ser convertida em outra forma

de energia, expressa em quilowatts-hora (kWh). • Energia elétrica reativa:

energia elétrica que circula continuamente

entre os diversos campos elétricos e magnéticos de um sistema de corrente alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovoltampere-reativo-hora (kvarh). • Estrutura tarifária:

conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de

consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas de acordo com a modalidade de fornecimento.


• Estrutura tarifária convencional:

7

estrutura caracterizada pela aplicação

de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano. • Estrutura tarifária horo-sazonal :

estrutura caracterizada pela aplicação

de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano, conforme especificação a seguir: a) Tarifa Azul: modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas

diferenciadas de demanda de potência de acordo com as

horas de utilização do dia. b) Tarifa Verde: modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência. c) Horário de ponta (P): período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e feriados nacionais, considerando as características do seu sistema elétrico. d) Horário fora de ponta (F):

período composto pelo conjunto das

horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta. e) Período úmido (U): período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte. f) Período seco (S): período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.


• Fator de carga: razão entre a demanda

8

média e a demanda máxima da

unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo

especificado. • Fator de demanda: razão entre a demanda

máxima num intervalo de

tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora. • Fator de potência: razão entre a energia elétrica ativa

e a raiz quadrada

da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado. • Fatura de energia elétrica: nota fiscal que apresenta a quantia total que

deve ser paga pela prestação do serviço público de energia elétrica, referente a um período especificado, discriminando as parcelas correspondentes. • Grupo “A”: grupamento composto de unidades consumidoras com

fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste Grupo nos termos definidos no art. 82, caracterizado pela estruturação tarifária binômia e subdividido nos seguintes subgrupos: a) Subgrupo A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV; b) Subgrupo A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV; c) Subgrupo A3 – tensão de fornecimento de 69 kV; d) Subgrupo A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV; e) Subgrupo A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; f) Subgrupo AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição e faturadas neste Grupo em caráter opcional. • Grupo “B”:

grupamento composto de unidades consumidoras com

fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas em


9

tensão superior a 2,3 kV e faturadas neste Grupo nos termos definidos nos arts. 79 a 81, caracterizado pela estruturação tarifária monômia e subdividido nos seguintes subgrupos: a) Subgrupo B1 – residencial; b) Subgrupo B1 – residencial baixa renda; c) Subgrupo B2 – rural; d) Subgrupo B2 – cooperativa de eletrificação rural; e) Subgrupo B2 – serviço público de irrigação; f) Subgrupo B3 – demais classes; g) Subgrupo B4 – iluminação pública. • Iluminação Pública:

serviço que tem por objetivo prover de luz, ou

claridade artificial, os logradouros públicos no período noturno ou nos escurecimentos diurnos ocasionais, inclusive aqueles que necessitam de iluminação permanente no período diurno. • Pedido de fornecimento:

ato voluntário do interessado que solicita ser

atendido pela concessionária no que tange à prestação de serviço público de fornecimento de energia elétrica, vinculando-se às condições regulamentares dos contratos respectivos. • Ponto

de entrega:

ponto de conexão do sistema elétrico da

concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento. • Potência:

quantidade de energia elétrica solicitada na unidade de tempo,

expressa em quilowatts (kW). • Potência

disponibilizada :

concessionária unidade

potência que o sistema elétrico da

deve dispor para atender às instalações elétricas da

consumidora,

segundo os critérios estabelecidos nesta

Resolução e configurada nos seguintes parâmetros: a) unidade consumidora do grupo “A”: a demanda contratada, expressa em quilowatts (kW);


10

b) unidade consumidora do Grupo “B” : a potência e KVA, resultante da multiplicação da capacidade nominal ou regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento de proteção geral da unidade consumidora pela tensão nominal, observado no caso de fornecimento trifásico, o fator específico referente ao número de fases. • Potência instalada:

soma das potências nominais de equipamentos

elétricos de mesma espécie instalados na unidade consumidora e em condições de entrar em funcionamento. • Ramal de ligação:

conjunto de condutores e acessórios instalados entre

o ponto de derivação da rede da concessionária e o ponto de entrega. • Religação:

procedimento efetuado pela concessionária com o objetivo

de restabelecer o fornecimento à unidade consumidora, por solicitação do mesmo consumidor responsável pelo fato que motivou a suspensão. • Subestação:

parte das instalações elétricas da unidade consumidora

atendida em tensão primária de distribuição que agrupa os equipamentos, condutores e acessórios destinados à proteção, medição, manobra e transformação de grandezas elétricas. • Subestação

transformadora

compartilhada :

subestação

particular

utilizada para fornecimento de energia elétrica simultaneamente a duas ou mais unidades consumidoras. • Tarifa:

preço da unidade de energia elétrica e/ou da demanda de

potência ativas. • Tarifa monômia:

tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída

por preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica ativa . • Tarifa binômia:

conjunto de tarifas de fornecimento constituído por

preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e demanda faturável.


• Tarifa de ultrapassagem:

11

tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre

a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos. • Tensão secundária de distribuição:

tensão disponibilizada no sistema

elétrico da concessionária com valores padronizados inferiores a 2,3 kV. • Tensão primária de distribuição:

tensão disponibilizada no sistema

elétrico da concessionária com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV. • Unidade consumidora:

conjunto de instalações e equipamentos elétricos

caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega,

com medição individualizada e correspondente a um único

consumidor . • Valor líquido da fatura :

valor em moeda corrente resultante da

aplicação das respectivas tarifas de fornecimento, sem incidência de imposto, sobre as componentes de consumo de energia elétrica ativa , de demanda de potência ativa ,

de uso do sistema, de consumo de energia

elétrica e demanda de potência reativas excedentes. • Valor mínimo faturável :

valor referente ao custo de disponibilidade do

sistema elétrico, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do Grupo “B”, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação. • Carga Elétrica:

Conjunto de valores das grandezas elétricas que

definem as solicitações impostas a um equipamento elétrico, tais como: transformadores, motores, etc. • Falta Elétrica:

Contato ou arco acidental entre partes sob potenciais

diferentes e ou uma ou mais dessas partes para terra, em um sistema ou equipamento energizado.


• Curto-circuito:

12

Ligação intencional ou acidental entre dois ou mais

pontos de um circuito através de uma pequena impedância. • Sobrecarga:

Corrente que excede, ligeiramente, o valor nominal de um

equipamento. • Corrente de Curto:

Corrente que excede muitas vezes, o valor nominal

de um equipamento.

Os aspectos anteriores preocuparam-se tão somente em definir e conceituar as principais grandezas elétricas (demanda, energia, etc.) necessárias à compreensão do tema proposto. No entanto, não se reportou em nenhum instante os conceitos e definições envolvendo as sobretensões devido às descargas atmosféricas e àquelas oriundas de chaveamentos. Desta forma, neste item, apresentar-se-á, resumidamente, a título de informação alguns aspectos elétricos inerentes aos fenômenos citados.

3 – SOBRETENSÕES E COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO a) Origem e Classificação das Sobretensões As redes elétricas estão sujeitas a várias formas de fenômenos transitórios, envolvendo variações súbitas de tensão e corrente provocadas por descargas atmosféricas, faltas no sistema ou operação de disjuntores ou seccionadoras. De uma forma genérica, os estudos realizados com a finalidade de obtenção dos valores referentes aos fenômenos transitórios, são necessários para a especificação dos equipamentos de um sistema elétrico. Esses estudos são denominados de sobretensões. Na prática, além dos valores das possíveis


13

sobretensões nos terminais dos equipamentos, também é de interesse a determinação das sobrecorrentes. Os cálculos das correntes transitórias, também são necessárias para a verificação dos esforços térmicos e mecânicos nos equipamentos e barramentos de uma subestação. As sobretensões podem ser classificadas de uma forma bem ampla em dois grupos: sobretensões externas ou internas, conforme a causa que as provocam seja de origem externa ou interna ao sistema elétrico. As sobretensões atmosféricas são caracterizadas por uma frente de onda de alguns microsegundos a poucas dezenas de microssegundos e são provocadas principalmente por descargas atmosféricas. Uma sobretensão de qualquer outra origem, que tenha característica de frente de onda similares àquelas utilizadas para a definição das sobretensão atmosférica, também é classificada como sobretensão atmosférica. A figura 3 apresenta um exemplo típico de uma sobretensão atmosférica. A figura 4 apresenta um exemplo típico de uma sobretensão de manobra fortemente amortecida. KV Va 0,9 Va

0,5 Va 0,3 Va

0

µs

1,2 50

Figura 3 - Sobretensão atmosférica típica;


14

Observa-se na figura 3 um valor de sobretensão elevado, atingindo o pico em torno de 1,2 µs, reduzindo a sobretensão a metade após 50 µs. KV 1000 600 200 2

4

6

8

10

µ

s

Figura 4 - Sobretensão típica de manobra fortemente amortecida; Observa-se na figura 4, que a sobretensão atingiu aproximadamente 1000kV em 2 µs, enquanto que decorridos 10µs, a sobretensão foi reduzida para 800 kV. Isto se justifica pelo forte amortecimento sofrido pela sobretensão.

b) Características dos Isolamentos Os isolamentos, de uma forma geral, abrangem os espaçamentos no ar, os isolamentos sólidos e os imersos em líquido isolante. De acordo com a finalidade a que se destinam, são classificados como sendo para uso externo e interno, conforme se utilizam: em instalações sujeitas a agentes externos como umidade, poluição, intempéries, etc., ou para uso interno. Além dessa classificação, de ordem geral, existe outra, do ponto de vista de isolamento. Os isolamentos podem ser: auto-regenerativos, que são os que têm capacidade de recuperação de sua rigidez dielétrica após a ocorrência de uma descarga causada pela aplicação de uma tensão de ensaio; ou nãoregenerativos, que são aqueles que não têm a capacidade de recuperação de


15

sua rigidez dielétrica. Havendo uma descarga, há danificação parcial ou total do isolamento não-regenerativo.

c) Níveis de Isolamento dos Equipamentos O nível de isolamento de um equipamento é o conjunto de tensões suportáveis nominais, aplicadas ao equipamento durante os ensaios e definidas em norma específica para esta finalidade, que define sua característica de isolamento. As tensões definidas em norma, a serem aplicadas nos ensaios para comprovar o nível de isolamento de um equipamento, são as seguintes: •

tensão suportável nominal à frequência industrial de curta duração, geralmente 1 minuto. Esta grandeza elétrica também é conhecida como tensão aplicada.

•

tensão suportável nominal de impulso de manobra (atmosférico).

A tensão suportável nominal à frequência industrial de curta duração, é o valor eficaz especificado da tensão à frequência industrial que um equipamento deve suportar em condições de ensaio especificadas e durante um período de tempo, geralmente não superior a 1 minuto. A tensão suportável nominal de impulso de manobra (ou atmosférica) é o valor de crista especificado de uma tensão suportável de impulso de manobra, que caracteriza o isolamento de um equipamento no que concerne aos ensaios de tensões suportáveis. As tabelas 1 e 2 ilustram os níveis de isolamento normalizados em função da classe de tensão de um equipamento.


Tabela 1 – Níveis de isolamento normalizados para 1kV < Um Tensão máxima do equipamento Um (kV – valor eficaz)

16 ≤ 52 kV (NBR 6949);

Tensão suportável nominal de Tensão suportável nominal à frequência impulso atmosférico (kV – valor da industrial durante 1 minuto (kV – valor crista) NBI eficaz) 20

3,6

10

40 40

7,2

20

60 95

15

34

110 125

25,8

60

150 170

38

80

200

48,3

105

250

Tabela 2 – Níveis de isolamento normalizados para 52kV < Um Tensão máxima do Equipamento Um (kV – valor eficaz)

≤ 300kV (NBR 6949);

Base para os valores Tensão Suportável Nominal Tensão Suportável Nominal em p.u. de Impulso Atmosférico à Frequência Industrial (kV – valor de crista) durante 1 minuto 2 NBI (kV – valor de crista) Um

3

(kV – valor de crista)

72,5

59

325

141

92,4

75

380

150

450

185

550

230

650

275

750 850

325 360

950

395

1050

460

145

242

118

200


17

As normas de coordenação do isolamento, inclusive a NBR- 6939 têm por objetivos fixar os níveis de isolamento dos equipamentos e estabelecer diretrizes para a elaboração de especificações e métodos de ensaios de equipamentos. Os ensaios são realizados de acordo com os procedimentos estabelecidos nas normas pertinentes e têm por objetivo verificar se um equipamento está em conformidade com as tensões suportáveis nominais que determinam o seu nível de isolamento. Para cada tipo de ensaio e cada tipo de equipamento, a norma do equipamento considerado especifica os métodos para detectar falha no isolamento e os critérios que permitem afirmar ter ocorrido falha no isolamento, durante os ensaios. Sempre que possível, os ensaios devem ser feitos de acordo com as recomendações constantes das normas pertinentes. No entanto, pequenos desvios são admissíveis em função de características especiais de um tipo particular de equipamento, desde que os níveis de isolamento normalizados não sejam modificados. Os ensaios nos equipamentos novos podem ser de tipo ou de rotina, dependendo da finalidade a que se destinam. Os ensaios de tipo têm a finalidade de verificar a conformidade de uma determinada característica de projeto de um equipamento elétrico, ou de um componente, com a sua respectiva especificação. Os ensaios de rotina têm a finalidade de verificar se determinado equipamento, ou componente, está em condições adequadas de funcionamento ou de utilização, de acordo com a respectiva especificação. Basicamente, o ensaio de tipo é realizado num protótipo, ou numa amostra, e o ensaio de rotina é realizado no equipamento, ou seção já pronto para entrega.


18

d) Princípios Básicos de Coordenação de Isolamento Denomina-se coordenação de isolamento ao conjunto de procedimentos, utilizados principalmente para a especificação de equipamentos, que tem por objetivo fundamental a redução, a uma nível econômico e operacionalmente aceitável, a probabilidade de falhas nos equipamentos ou no fornecimento de energia, levando-se em consideração as solicitações que podem ocorrer no sistema e as características dos dispositivos de proteção. Esses componentes para efeito de coordenação de isolamento de subestações, são os pára-raios, escoando para a terra parte da corrente proveniente da sobretensão devido ao desempenho que tem no controle das sobretensões, tanto do tipo de manobra quanto atmosféricas. Através do estudo da coordenação de isolamento que envolve a determinação das sobretensões, as quais os equipamentos estarão submetidos, seguida de seleção conveniente das suportabilidades elétricas, considerando-se as características dos dispositivos de proteção disponíveis. As concessionárias definem os valores da NBI normal e reduzido na SE. Nestas condições, as margens mínimas recomendadas pela NBR-8186 são as seguintes: 20% e 40% para equipamentos da faixa A, conforme mostra a tabela 1.

e) Espaçamentos Elétricos e Distâncias de Segurança Em adição aos estudos de coordenação de isolamento para a determinação dos níveis de isolamento dos equipamentos das subestações, são definidos estudos para a determinação dos espaçamentos elétricos mínimos e das distâncias de segurança no interior da subestação. Os espaçamentos elétricos numa subestação, ao contrário dos equipamentos não podem ser ensaiados a impulsos e, providências devem ser adotadas


19

para evitar que ocorram descargas no isolamento, em tensões inferiores àquelas para as quais os equipamentos foram especificados. Com base em ensaios de laboratório de diversas configurações de eletrodo, são obtidas informações sobre o espaçamento requerido para suportar um determinado impulso aplicado, as quais devem ser utilizadas para o estabelecimento das distâncias elétricas mínimas na subestação. A NBR-8186 apresenta a Tabela 6, no anexo F, as informações sobre os espaçamentos e valores de tensão suportável a impulso atmosférico, a qual é reproduzida na Tabela 3. Além das definições dos níveis de isolamento dos equipamentos, em função das tensões nominais e NBI, são estabelecidas as distâncias mínimas entre condutores-terra. Tabela 3 - Correlação entre o nível de isolamento e o espaçamento mínimo fase-terra no ar para tensões suportáveis nominais de impulso atmosférico até 750 kV Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico Espaçamento Mínimo Fase-Terra no Ar (kV) (mm) 40 60 60 90 95 160 110 200 125 220 150 280 170 320 200 380 250 480 325 630 380 750 450 900 550 1100 650 1300 750 1500


20

f) Distância entre Escoamento de Buchas e Isoladores A complementação dos estudos de coordenação de isolamento é realizada selecionando-se as distâncias de escoamento das superfícies isolantes (isoladores) expostas ao meio ambiente, como as porcelanas das buchas e isoladores. Para estes isolantes, a solicitação mais importante é a tensão nominal de operação, a qual está continuamente aplicada e que é sensível ao efeito das condições ambientais. O comportamento destes isolantes é bastante influenciado pela umidade e densidade do ar. Pois, na presença de substância poluentes, há redução da suportabilidade do isolante à tensão na freqüência industrial. Em condições ambientais limpas, a corrente de fuga pela superfície da porcelana é da ordem de miliampéres, tendendo a aumentar devido à contaminação desta superfície por depósitos de sal, resíduos químicos ou poeira. Este fenômeno é ainda agravado quando a superfície contaminada é umedecida por chuva fina ou orvalho, criando camadas de maior condutividade e propiciando a ocorrência de descargas através do isolamento. A tabela 4 a seguir, ilustra o exposto.


21

Tabela 4 – Escala Provisória dos níveis de poluição naturais. Nível de Poluição

Desprezível

Leve

Forte

Muito Forte

Ambiente Característico

Distância de Escoamento Admitida (mm/kV eficaz)

Áreas sem indústria e áreas com baixa densidade de indústria, mas sujeitas a ventos e/ou chuvas freqüentes. As áreas classificadas neste nível devem estar localizadas longe do mar ou em altitudes elevadas e em nenhum caso podem estar sujeitas a ventos marítimos. Áreas com indústrias que não produzam fumaça particularmente poluente, áreas com alta densidade de indústrias mas sujeitas a frequentes ventos limpos e/ou chuvas e áreas sujeitas a vento marítimos mas não muito próximas da costa (afastadas no mínimo 1 km). Áreas com alta densidade de indústrias produzindo poluição, áreas próximas ao mar e de algum modo expostas a ventos marítimos relativamente fortes. Áreas geralmente de moderada extensão, sujeitas a fumaças industriais, produzindo camada condutora razoavelmente espessa, áreas geralmente de moderada extensão muito próximas da costa e expostas a ventos marítimos muito fortes e poluentes.

16

20

25

31

A título de ilustração, mostra-se um exemplo de cálculo da distância de isolação: Exemplo: Para uma subestação em 138 kV, situada numa região de poluição leve, a quantidade de isoladores necessários em cada ponto de aplicação dos mesmos é obtida da equação: no isoladores = 1,05 . V/d no isoladores = 1,05.138 ≅ 8 isoladores 20


22

onde: V = tensão nominal (kV) d = distância de escoamento admitida em mm/kV Como conclusão ao se elaborar uma oferta de uma subestação, em relação à coordenação de isolamento, deve-se considerar: •

O NBI dos equipamentos em função da tensão nominal (classe de tensão) da subestação;

•

As distâncias entre condutores, definindo a área/lay out da subestação;

•

A quantidade de isoladores em função das características do ambiente.

4 – NOÇÕES DE SUBESTAÇÕES 4.1 – CONCEITUAÇÃO Uma subestação pode ser definida como sendo um “conjunto de

equipamentos com propósito de chaveamento, transformação, proteção ou regulação da tensão elétrica”, ou ainda “instalação elétrica destinada à alteração conveniente das características de energia elétrica ou manobras de circuitos elétricos de potência” Destinam-se basicamente a: •

Suprimento de energia elétrica a consumidores;

•

Seccionamento de circuitos elétricos, necessários à estabilidade dos sistemas elétricos.


23

Nestes seccionamentos há normalmente uma redistribuição de energia proveniente de várias fontes de geração e destinadas aos vários centros de carga a serem supridos. Poderão ainda ser conceituadas em função do nível de tensão de operação, como por exemplo: •

Extra Alta Tensão (EAT) – acima de 345kV, destinadas basicamente ao seccionamento dos sistemas de transmissão;

•

Alta Tensão (AT) – de 69kV a 230kV, destinadas ao seccionamento dos sistemas de subtransmissão e subestações transformadoras, as quais são construídas para o atendimento de carga localizada, normalmente subestações abaixadoras de tensão elétrica.

A função ou tarefa mais importante das subestações é garantir a continuidade com a máxima segurança de operação e confiabilidade dos serviços a todas as partes componentes dos sistemas elétricos. As partes defeituosas ou sob falta devem ser desligadas imediatamente e o abastecimento de energia deve ser restaurado por meio de comutações ou manobras. Consequentemente, a escolha das ligações quando do planejamento de uma subestação, assume um significado especial e deve ser realizada estritamente de acordo com o planejamento do sistema elétrico. Em sistemas elétricos interligados, por exemplo, que possuem uma rede de distribuição secundária, a falta de uma subestação de distribuição não resulta em uma falta de alimentação. Para tais subestações, não é necessário um alto investimento em sua construção. Por outro lado, em redes radiais,


24

quando da desenergização da subestação de alimentação principal, todos os consumidores ficariam simultaneamente sem energia. Deve-se considerar ainda o fato da rede possuir circuitos singelos ou duplos. No caso de circuitos singelos, a segurança das subestações alimentadoras deve ser particularmente considerada, com a possível instalação de um barramento auxiliar.

4.2 – SUBESTAÇÕES PRINCIPAIS É o espaço físico destinado aos equipamentos e estruturas eletromecânicas que, interligados dentro de uma determinada configuração, recebem energia em um dado nível de tensão proveniente de geração própria ou de concessionária, e transmitem para pontos de utilização ou pontos de transferência em outro nível de tensão ou frequência compatíveis com o sistema elétrico existente ou a ser instalado.

4.3 – SUBESTAÇÃO UNITÁRIA Local destinado a receber a energia elétrica proveniente da subestação principal e transmitir às unidades elétricas industriais de produção em níveis de tensão e frequência compatíveis.

4.4 - TIPOS DE SUBESTAÇÃO Os projetos de subestação poderão ser elaborados segundo três tipos básicos, de acordo com a maneira de instalar, ou seja: •

Subestação ao tempo;

•

Subestação semi-abrigada;


•

25

Subestação abrigada.

a) Subestação ao Tempo São aquelas instaladas ao ar livre, cujos equipamentos ficarão sujeitos a intempéries.

b) Subestação semi-abrigada São aquelas providas somente de cobertura em toda à extensão do pátio de manobra. c) Subestação abrigada São instaladas em locais abrigados, cujos equipamentos não estão sujeitos a intempéries.

5 – PLANTA INDUSTRIAL As figuras 5, 6, 7 e 8 mostram esquematicamente as configurações de plantas industriais e a forma de participação da Schneider: Schneider: •

Entrada de energia em AT, sem subestações unitárias;

•

Entrada de energia em AT, com subestações unitárias;

•

Entrada de energia em MT, sem subestações unitárias;

•

Entrada de energia em MT, com subestações unitárias.


26

PONTO DE ENTRADA DA CONCESSIONÁRIA

ESCOPO DO TURN-KEY

AT

SUBESTAÇÃO

CASA DE COMANDO PN PROTEÇÃO E CONTROLE PN CA/CC RETIF / BATERIAS PAINÉIS MT

MT

PRINCIPAL MT MT

POSSÍVEL IMPLATAÇÃO

UNIDADE INDUSTRIAL PRODUÇÃO PAINÉIS MT/BT

DA SCHNEIDER COM O FORNECIMENTO DE PAINÉIS

Figura 5 – Entrada de energia em AT sem Subestação unitária;

PONTO DE ENTRADA DA CONCESSIONÁRIA

ESCOPO DO TURN-KEY

AT

SUBESTAÇÃO

MT

CASA DE COMANDO PN PROTEÇÃO E CONTROLE PN CA/CC RETIF / BATERIAS

PRINCIPAL MT

SE UNITÁRIA PAINÉIS MT/BT

MT


MT

MT


MT

MT

Fornecimento dos Equipamentos e Instalação

Figura 6 – Entrada de energia em AT com Subestação unitária;


MT

27

ESCOPO DO TURN-KEY

SUBESTAÇÃO

PRINCIPAL

CABINE DE FORÇA + MEDIÇÃO

Figura 7 – Entrada de energia em MT sem Subestação unitária;

MT

ESCOPO DO TURN-KEY

SUBESTAÇÃO

PRINCIPAL MT/BT

MT/BT

MT/BT

Figura 8 – Entrada de energia em MT com Subestação unitária;

Deve-se salientar que, os custos estão intimamente ligados à escolha do tipo de subestação a ser utilizado. Assim, os requisitos técnicos exigidos para uma subestação são proporcionais proporcionais aos custos de investimento. investimento.


28

6 – EQUIPAMENTOS DE PÁTIO Podem ser classificados dentro de dois grupos: •

Equipamentos de manobra;

•

Equipamentos de transformação.

6.1 – EQUIPAMENTOS DE MANOBRA Enquadram-se disjuntores e chaves seccionadoras, e podem ser ainda classificados como: •

Ativo – disjuntores, visto que pode manobrar em carga normal ou defeito. Esta manobra poderá ser comandada pelo operador, a partir das chaves de comando instaladas nos painéis de comando da subestação ou no próprio disjuntor, ou automaticamente, para defeitos, através de relés de proteção;

•

Passivo – Seccionadoras, as quais normalmente não podem fazer manobras em carga.

6.2 – EQUIPAMENTOS DE TRANSFORMAÇÃO São equipamentos de transformação das características elétricas de tensões e correntes, proteção de outros equipamentos à surtos de tensão e equipamentos para comunicação. Neste item enquadram-se os transformadores de potência, transformadores de potencial (TP), transformador de corrente (TC), pára-raios, filtros de


29

onda (bobina de bloqueio) e reguladores de tensão. Podem ser ainda incluídos, os reatores e capacitores, os quais se destinam à melhoria da regulação das linhas de transmissão possibilitando um melhor rendimento dos sistemas a que estão conectados.

6.3 – EQUIPAMENTOS DE COMANDO, COMANDO, CONTROLE CONTROLE E PROTEÇÃO Destinam-se à supervisão dos sistemas elétricos. Conectados aos secundários de TP’s E TC’s tomam uma imagem do que ocorre eletricamente nos circuitos onde estão ligados os equipamentos.

6.4 – EQUIPAMENTOS DE COMANDO Destinam-se ao acionamento de disjuntores e chaves seccionadoras. Podem ainda ser vistos como: •

Local ou remoto – em função de sua localização em relação ao equipamento a ser acionado;

•

Manual ou automático – em função da necessidade ou não da participação do operador.

6.5 – EQUIPAMENTOS DE CONTROLE Destinam-se à supervisão dos sistemas elétricos. Sendo estes: •

Indicadores de tensão, corrente, potência ativa e reativa, temperatura, freqüência;

•

Medidores de controle e faturamento;

•

Registradores gráficos de tensão, corrente, potência ativa e reativa, temperatura;


•

Registradores de defeitos (oscilógrafos);

•

Anunciadores óticos e acústicos;

•

Localizadores de defeitos;

•

Etc.

30

6.6– EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO Compreende principalmente os relés de proteção que podem ser divididos em função da sua aplicabilidade: •

Relés de sobrecorrente e relés de sobrecorrente direcional;

•

Relés de distância;

•

Relés de sobretensão;

•

Relés diferenciais;

•

Relés de religamento;

•

Etc.

CAPÍTULO 3

CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

CAPÍTULO 3 – CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

2

CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES

1 – INTRODUÇÃO Para o desenvolvimento de qualquer projeto de uma instalação elétrica, deve-se representar todos os seus componentes de tal forma a se obter uma visão global de toda a instalação, tanto sob o aspecto de disposição e localização no sistema elétrico, como de suas funções. A representação gráfica de um sistema elétrico de potência, ou os diagramas elétricos, deve conter a maior quantidade possível de informações, com o objetivo de representar os componentes e as suas funções específicas. Consequentemente, vários são os diagramas elétricos que se tornaram os mais usuais, os quais são analisados na sequência deste capítulo.

2 – DIAGRAMAS ELÉTRICOS 2.1 – DIAGRAMA UNIFILAR Trata-se da representação mais usual na análise de um sistema elétrico. É um diagrama onde se representa o circuito elétrico por uma de suas fases, destacando-se as partes de força do sistema (aqueles que se destinam à condução da energia), sem contudo entrar em detalhes da forma de conexão, ajustes, comando, etc. Na figura 1a pode-se observar a representação unifilar do diagrama de blocos representado na figura 1, enquanto que a figura 1b, mostra um diagrama elétrico típico de uma subestação.


3

2.2 - DIAGRAMA TRIFILAR É a representação de um circuito elétrico, levando-se em consideração as suas três fases, sendo importante como subsídio para a elaboração dos demais esquemas de detalhamento de um determinado projeto. O diagrama trifilar, além de conter as informações básicas do diagrama unifilar, contém muitos outros detalhes, que serão inclusive transportados a outros esquemas, dando uma excelente idéia de conjunto. Na figura 2, pode ser ilustrado a representação do diagrama trifilar tomando-se como base o diagrama da figura 1a.

(a)


4

MEDIÇÃO COM DUPLA ALIMENTAÇÃO

DISJUNTOR

DISJUNTOR

A

A

B

ENTRADA AÉREA

C

ENTRADA AÉREA

3 TP”s

2 TC’s MEDIÇÃO

67

C

3 TP”s

2 TC’s

3 TC’s

B

50 51

67 N

MEDIÇÃO

50 N 51

50 N 51

67 N

50 51

67

3 TC’s

3 TP’s TP’s PARA PROTEÇÃO DIRECIONAL A

PONTO DE LIGAÇÃO

B

PONTO DE ENTRADA

A

B

RAMAL DE LIGAÇÃO

B

C

RAMAL DE ENTRADA

A

C

RAMAL DE SERVIÇO PARA-RAIO, TIPO ESTAÇÃO 10 kA TRANSFORMADOR DE CORRENTE

67

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE FASE COM ELEMENTOS INSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS DIRECIONAIS.

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO 67 N COM ELEMENTOS INSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS DIRECIONAIS. 50 51

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE FASE INSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS.

50 N RELÉ DE SOBRECORRENTE DE TERRA 51 INSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS. DISJUNTOR

TRANSFORMADOR DE POTÊNCIAL

CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS C/ CHIFRES E ATERRAMENTO. C/ BLOQUEIO MECÂNICO CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS DE COMANDO SIMULTÂNEO

(b) Figura 1 - Representação unifilar de uma subestação;


5

Figura 2 - Representação trifilar;

2.3 - DIAGRAMA DE IMPEDÂNICA Quando se deseja analisar o comportamento de um sistema em condições normais de carga ou durante a ocorrência de um curto-circuito, o diagrama unifilar deve ser transformado num diagrama de impedâncias, mostrando o circuito equivalente de cada componente do sistema, referido ao mesmo lado de um dos transformadores. Na figura 3, representa-se o diagrama de impedância referente ao diagrama unifilar mostrado na figura 1a.

Figura 3 - Diagrama de impedâncias;


6

3 - ESTUDO E ESCOLHA DOS TIPOS DE DIAGRAMA EM FUNÇÃO DAS CARGAS – APLICAÇÕES 3.1 – GENERALIDADES O projeto de uma instalação é realizado com maior facilidade com auxílio de um diagrama de ligação, o qual é completado no decorrer do surgimento de idéias, até que contenha todas as indicações, assim como os dados técnicos dos aparelhos, do material, dos instrumentos e dos diversos equipamentos de proteção. Inicialmente, torna-se necessário a definição de unidades funcionais, conhecidas como “bay's”, podendo estes ser de linha, transformador e transferência. Os aparelhos de manobra que compõem uma unidade funcional em ordem, são: uma chave seccionadora de terra, que tem por finalidade o aterramento de linha de transmissão quando das manutenções, sendo, portanto, um dispositivo de segurança. Em seguida tem-se um disjuntor isolado por duas chaves seccionadoras, uma de linha e outra de barramento. Para a complementação da unidade funcional ("bay"), necessita-se de um páraraios, e dos transformadores de potencial e de corrente para conexão dos aparelhos de medição e proteção. A posição destes transformadores, pode ser feita de dois modos: a)

Entre a chegada de energia e o disjuntor colocado antes da seccionadora de transferência “by pass”, pois facilita a transferência da proteção para disjuntor de acoplamento;


b)

7

Entre o disjuntor e o barramento, conseguindo com isto a própria proteção pelo disjuntor.

Quanto à disposição, deve-se colocar o transformador de corrente antes do transformador de potencial, pois deste modo o transformador de corrente protege o de potencial. A figura 4 mostra as unidades funcionais de uma subestação.


Unidade funcional “bay da linha”

8

CCP ( Comando, controle, proteção )

I

CCP

CCP

bay de transferência

“bay de transformador”

II

Legenda: Disjuntor Seccionadora com lâmina de terra TC (transformador de corrente) TP (transformador de potencial) Transformador

Pára-ráio Seccionadora

Figura 4 – Unidades Funcionais em uma Subestação;


9

3.2 - BARRAMENTO SINGELO (SIMPLES) Representa o tipo básico, sendo comumente empregado em subestações de distribuição. A figura 5 ilustra o diagrama básico de uma subestação com barramento singelo.

SAÍDA / ENTRADA DE LINHA

CCP

CCP

CCP

CCP

Figura 5 – Diagrama Básico – Barramento Singelo;

As características mais importantes dos barramentos singelos são: 9

Boa visibilidade de instalação: com isto é reduzido o perigo de manobras errôneas por parte do operador.

9

Reduzida flexibilidade operacional; em casos de distúrbios ou manutenção no barramento é necessário desligar toda a subestação.

9

Baixo custo de investimento (representa 88% de uma instalação idêntica, em 138 KV, com barramento duplo).

CAPÍTULO 3 – CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE SUBESTAÇÕES 9

10

Pela introdução de um seccionamento ao longo do barramento (seccionamento longitudinal), de acordo com a Figura 6, onde são oferecidas possibilidades adicionais de operação em grupo, limitações de distúrbios e possibilidades de divisão da rede. Além disto, os consumidores podem ser alimentados no mínimo de duas maneiras diferentes. A operação com duas tensões e frequência também é possível.

CCP

CCP

CCP

CCP

Figura 6 – Barramento singelo com seccionamento longitudinal;

Os barramentos singelos são utilizados em: 9

Subestações transformadoras e de distribuição quando a segurança de alimentação dos consumidores pode ser obtida por intermédio de comutações (redes interligadas formando malha por exemplo).

9

Em pontos da rede para os quais não há necessidade de fornecimento contínuo (sem interrupção).


11

O sistema que utiliza barramento simples (singelo) com seccionamento ao longo do mesmo, pode ser executado utilizando-se um disjuntor com seccionador longitudinal. Assim, obtém-se o chamado barramento singelo com disjuntor de acoplamento longitudinal desenhado na Figura 7.

CCP

Figura 7 – Barramento singelo com disjuntor de acoplamento longitudinal;

Esta execução oferece, ao contrário daquela com seccionamento longitudinal, uma conexão mais simples, fácil e com possibilidades de separação das diversas partes, sem interrupção de serviço. Oferece, ainda, a possibilidade de conexão de uma bobina limitadora de corrente juntamente com o disjuntor. Uma instalação com este tipo de conexão básica, determina, portanto, uma maior flexibilidade no que se refere às diversas possibilidades de operação. Esta conexão é encontrada, freqüentemente, nas instalações de consumo próprio de usinas elétricas. Normalmente, em instalações de média tensão de grande porte,


12

há necessidade imperiosa de se seccionar os barramentos por causa da presença de altas correntes de curto-circuito. Esta separação é perfeitamente possível quando se dispõe de um disjuntor de acoplamento transversal. A utilização de bobinas limitadoras de corrente é preferida quando se trata de instalações existentes e que deva ser ampliada; normalmente, esta ampliação provoca o aumento excessivo das correntes de curto-circuito, tornando necessário a sua limitação. A Figura 8 ilustra os comentários expostos acima. S"K 1 = 280 MVA S"K 2 = 345 MVA S"K 3 = 450 MVA

Ampliação

345 MVA

500 KVA µ = 5%

I"K 1 = 31 KA I"K 2 = 31,42 KA I"K 3 = 31,87 KA

345 MVA

500 KVA µ = 5%

500 KVA µ = 5%

SA FECHADA I"K 1 = 44,85 KA I"K 2 = 45,76 KA I"K 3 = 46,71 KA

SA

Figura 8 – Ampliação de uma subestação;


13

3.3 – BARRAMENTO AUXILIAR Os barramentos auxiliares identificados na figura 9, os quais normalmente estão conectados ao barramento principal por intermédio de um disjuntor, oferecem vantagem adicionais aos diagramas apresentados, a saber: 9

Livre possibilidade de manobra para qualquer disjuntor, sem desligamento de derivação correspondente. Alta segurança de alimentação.

9

Conexão de derivação sem disjuntor e sem utilização dos barramentos principais.

9

Aumento de custos relativamente reduzido (aproximadamente 4% quando comparado com uma subestação de 138 KV – barramento duplo).

Este tipo de diagrama para subestações tem aplicação em: 9

Pontos da rede, nos quais é exigida alta segurança de alimentação (quando, por exemplo, existe permanência de circuitos singelos).

9

Em conexão com barramentos múltiplos, para localidades com forte poluição de ar, quando a limpeza acarreta desligamentos frequentes.


14

Barramento principal

CSA

CSB

CSE

CSC

CSD

Barramento auxiliar

CL

A

CL

B

C

D

Figura 9 – Barramento Auxiliar; Observações:

Normalmente os transformadores de corrente são colocados entre o transformador e a chave seccionadora

ou na saída de linha (circuitos “A” e

“C”) para que eles permaneçam em serviço mesmo durante a utilização do disjuntor auxiliar (acoplamento) no circuito de reserva. Deste modo, a proteção do transformador pode ser facilmente comutada para o disjuntor de reserva (auxiliar). Caso as linhas não tenham comprimento variável, os transformadores de corrente para as saídas de linha podem ser dispostos conforme indica o circuito “B” da Figura 9. Com isto, pode-se comutar facilmente o relé de distância para o disjuntor de reserva. Não seria prudente comutar os


15

transformadores de corrente, pois estes não podem trabalhar com o secundário aberto, mesmo por pouco tempo. O barramento auxiliar em conexão com um sistema de barramentos duplos, oferece uma grande segurança contra interrupções de fornecimento. Quase todas as partes da instalação podem ser, consequentemente, comutadas sem tensão e sem interrupção de fornecimento. Em grande estações transformadoras é comum a previsão de um grupo de transformadores de reserva. Neste caso, é suficiente coordenar o barramento auxiliar com o circuito alimentador da linha. Entretanto, no caso em que todas as linhas de alimentação deixam o barramento em uma mesma direção, os custos são menores do que para um sistema de barramento adicional (barramento duplo). Em conexão com um barramento singelo, esta solução é freqüentemente adotada é tecnicamente mais vantajosa do que um barramento duplo. Estas vantagens refletem-se principalmente na disposição dos equipamentos na subestação, apresentando facilidades de manobra e visibilidade de instalação.

3.4 – BARRAMENTO DUPLO A figura 10 identifica o diagrama unifilar de uma subestação com barramento duplo, enquanto que a figura 11 ilustra o diagrama esquemático do barramento duplo com o auxiliar. A utilização do barramento duplo é recomendado nas seguintes situações: 9

Instalações de grande porte que operam com tensões e frequências diferentes.

9

Fornecimento de energia para diversos consumidores a partir de uma única alimentação.


16

Onde o fornecimento de energia deve ser contínuo, sem sofrer qualquer interrupção (por exemplo: durante a manutenção dos equipamentos da instalação).

9

Impossibilidade de se fixar previamente a disposição das diversas derivações (entradas e saídas). Barramento I Barramento II

Figura 10 – Barramento Duplo;

De uma forma geral, chega-se sempre a solução empregando-se barramentos duplos; esta escolha depende da natureza da instalação (tipo de acoplamento dos barramentos, etc.). Em alguns casos, chega-se à conclusão da necessidade do emprego de até 6 barramentos; como por exemplo em instalações para consumo próprio de usinas elétricas; pontos de união de redes; reunião de diversos consumidores com tarifas diferentes. .


17

Barramento I

Barramento II

Barramento auxiliar

Figura 11 – Barramento duplo com barramento auxiliar;

Características dos barramentos duplos: 9

Liberdade de escolha das conexões para manobras;

9

Divisão racional de todos os circuitos em dois grupos, para limitação de distúrbios e divisão da rede;

9

Manutenção de um barramento, sem interrupção do fornecimento de energia dos circuitos, os quais são conectados ao outro barramento;


18

Para a manutenção dos aparelhos de um circuito é efetivamente necessário desligar essa alimentação. Caso seja prevista uma forma de construção adequada, pode-se utilizar o disjuntor de acoplamento e o 2 ° barramento como disjuntor de reserva daquele circuito. Com esta solução, os aparelhos são "jampeados" (curto-circuitados) com o auxílio de um cabo.

Observações:

Um acoplamento livre, entre duas partes da rede, permite o uso de um disjuntor com características nominais reduzidas. Somente o disjuntor de acoplamento é dimensionado ou especificado para a capacidade total de interrupção do curtocircuito. Aplicação 9

Pontos de alimentação importantes, cuja saída de serviço coloca um consumidor em situação desfavorável;

9

Interligação de dois sistemas importantes.

As Figuras 12, 13 e 14 caracterizam diversos tipos de acoplamentos utilizados em conjunto com o sistema de barramentos duplos.

Figura 12 – Acoplamento transversal ou disjuntor de transferência;


19

Figura 13 – Acoplamento transversal e secciomento longitudinal;

Figura 14 – Acoplamento transversal e seccionamento longitudinal duplo;

Prefere-se a utilização de uma terminologia própria para caracterizar o acoplamento entre duas partes distintas de uma subestação. Assim sendo, será utilizado, neste documento, termos tais como: disjuntor de acoplamento longitudinal, quando a conexão é feita em um mesmo barramento seccionado; disjuntor de acoplamento transversal, quando a conexão é feita entre dois barramentos distintos. A razão desta terminologia é decorrente de uma forma definida para diferenciar os diversos tipos de acoplamento ou transferência. Assim sendo, poderia igualmente utilizar um termo como “disjuntor de transferência”, como é usual na maioria das publicações especializadas.


20

3.5 - BARRAMENTO TRIPLO Uma análise da figura 15 mostra que tal construção “barramento triplo” é muito dispendiosa e somente é aplicada em casos muito especiais. Suas principais características e aplicações são: Características: 9

Elevada flexibilidade operacional;

9

Altos custos;

9

Má visibilidade da instalação, o que pode levar o operador a executar manobras indevidas.

Aplicação: 9

Somente em casos excepcionais, nos quais é exigida uma operação contínua em grupo, com quaisquer disposições das alimentações;

9

O terceiro barramento é utilizado durante uma manutenção;

9

Pontos de acoplamento, quando este for em grande número;

9

Instalações de usinas elétricas.


21

Figura 15 – Barramento triplo com seccionamento longitudinal triplo e acoplamento completo;

3.6 – SISTEMA COM DISJUNTOR EXTRAÍVEL Este tipo de sistema é aplicável em subestações, onde se exige economia de espaço. Esta configuração atualmente é utilizada somente para níveis de tensão até 138 kV. As figuras 16,17 e 18 identificam os diagramas unifilares de uma alimentação com disjuntores extraíveis. Características: 9 9

Eliminação da chave seccionadora; Intertravamento mais simples;

9

Áreas ou espaços de instalação reduzidos;

9

Barramentos duplos exigem dois disjuntores por circuito, consequentemente, mais dispendiosos.


22

Aplicação: 9

Subestações para instalação abrigada (interiores), com barramento singelo para economia de espaço (até 138 KV);

9

Subestações para instalação abrigada (interiores), com barramento duplo, com dois disjuntores, somente para extrema segurança de serviço.

Figura 16 – Sistema com disjuntores extraíveis;

Apesar dos altos custos comparativos dessas instalações, a técnica de utilização dos disjuntores extraíveis está sendo cada vez mais difundida, principalmente em instalações de média tensão (6 a 34,5 KV). A interligação de disjuntores e transformadores de corrente em um mesmo carrinho não é aconselhável quando existem diversificações de correntes nos consumidores, pois seria necessário manter diversos disjuntores de reserva.


Figura 17 – Disjuntores extraíveis instalados juntamente com TP e TC;

Figura 18 – Barramento duplo com disjuntores extraíveis;

23


24

3.7 – SISTEMA COM BARRAMENTOS EM ANEL A figura 19 detalha o diagrama unifilar de uma subestação com barramento em anel. Características: 9

Um disjuntor pode sair de operação sem prejudicar o funcionamento normal de instalação;

9

Todos os equipamentos localizados no anel devem ser dimensionados para a maior corrente do anel (aproximadamente o dobro da corrente dos circuitos derivados);

9

Sistema impróprio para grandes subestações, porque no caso de desligamento de dois disjuntores, podem sair de serviço partes completas da instalação;

9

Pouca visibilidade da instalação e do fluxo de corrente.

Figura 19 – Barramento em anel;


25

Aplicação:

Em regiões onde existem predominância norte americana, para instalações de médio porte com até 6 derivações. Observações:

a)

Caso os transformadores de corrente estejam situados dentro do anel (disposição usual), quase toda a instalação fica coberta pela faixa de proteção das derivações. Somente o trecho entre o transformador de corrente e o disjuntor correspondente fica fora desta proteção. Entretanto, caso sejam instalados transformadores de corrente, em ambos os lados do disjuntor, desta forma, a proteção fica assegurada.

b)

Não se consegue com sistema em anel, as mesmas condições apresentadas pelos barramentos múltiplos, como por exemplo: divisão da rede.

3.8 – SISTEMAS COM DOIS DISJUNTORES Características: 9

Enorme segurança de serviço para toda a instalação;

9

Altos custos de investimentos (cerca de 160% referidos a uma subestação de 138 KV com barramentos duplos).

Aplicação:

Na Rússia, para pontos importantes de redes.


26

Figura 20 – Sistema com dois disjuntores;

Observação:

Um desligamento seletivo de faltas nos barramentos, sem interrupção do fornecimento, somente é possível se os barramentos estão em paralelo e com religamento automático. A figura 20 esclarece os comentários expostos.

3.9 – SISTEMA COM "1 ½" DISJUNTORES A figura 21 é o diagrama esquemático que associa a alimentação de subestações com o sistema chamado de 1 1/2 disjuntores. Características: 9

Para cada dois circuitos existe um disjuntor de reserva, conseguindo-se assim, grande segurança de serviço;


27

Muitos disjuntores e seccionadoras devem ser especificados, para sustentar uma corrente dupla do circuito derivado, quando do desligamento de um dos disjuntores;

9

Construção dispendiosa e má visibilidade implicando em manobras indevidas.

Aplicação:

Na América do Norte, para pontos de redes com elevadas exigências no que se refere à segurança de serviço.

Figura 21 – Sistema com "1 ½" disjuntores;


28

3.10 - SISTEMA COM CHAVE SECCIONADORA DE PASSAGEM (BY PASS) A figura 22 identifica a operação das subestações com a possibilidade da operação com chaves by pass.

Características: 9

Uma derivação pode ser mantida em serviço também para o caso da manutenção do seu disjuntor. A proteção, quando isso acontecer, é assumida por um outro disjuntor;

9

Seccionadores sob carga, instaladas no lugar das seccionadoras de passagem (By pass) possibilitam ou facilitam a comutação (ligar/desligar) de linhas de transmissão e transformadores a vazio;

9

Em conexão com barramentos duplos, o disjuntor de acoplamento pode servir como reserva.

Figura 22 – Sistema de barramentos duplos com acoplamento transversal e seccionadora de passagem (by pass);


29

Aplicação:

Em conexão nos barramentos singelos para subestação de pequeno e médio portes (principalmente em países de língua inglesa).

CAPÍTULO 4

DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS CONCESSIONÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA

CAPÍTULO 4 -

DIAGRAMAS UNIFILARES TÍPICOS DE ALGUMAS CONCESSIONÁRIAS

2

DE ENERGIA ELÉTRICA


1 - INTRODUÇÃO Estudou-se no capítulo 3 que, em função das necessidades, características elétricas, segurança, confiabilidade, etc., a subestação é definida a partir de um diagrama elétrico que fixa o princípio de funcionamento da mesma, características dos equipamentos de pátio, comando, controle e proteção. Várias são as possibilidades de funcionamento, e os diagramas unifilares podem conter muitos tipos de configurações, dentre os quais destacam-se: •

Barra simples;

•

Barra simples seccionada;

•

Barra principal e barra de transferência;

•

Barra dupla;

•

Barra dupla e barra de transferência;

•

Barra dupla com “by-pass”;

•

Barra tripla;

•

Anel;

•

Anel duplo ou interligado;

•

Disjuntor e um terço;

•

Disjuntor e meio;

•

Disjuntor duplo.

CAPÍTULO 4 -


3


Sob o ponto de vista técnico, deve-se lembrar dos custos que estão intimamente ligados à escolha do tipo de subestação a ser utilizado, isto é, todos os requisitos técnicos exigidos para uma subestação são proporcionais aos custos de investimento. Neste sentido, este capítulo tem por objetivo complementar o anterior, mostrando os diagramas unifilares de algumas das principais concessionárias. Desta forma o leitor passa a ter uma visão geral das configurações das subestações brasileiras e realizar uma comparação entre as mesmas.

1.1 – COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO (CERJ) 1.1.1 – ESQUEMA UNIFILAR TÍPICO 1 a) Características Operacionais O diagrama unifilar apresentado na figura 1 é o arranjo mais simples de uma subestação. Geralmente é utilizada quando não há previsão de expansão de carga ou a unidade consumidora não ultrapassar o seu limite de demanda permitido para a alimentação em média tensão. Com base no unifilar, pode–se concluir que: •

Qualquer defeito a montante do transformador implicará em desligamento da subestação através do disjuntor;

•

A manutenção dos equipamentos implicará na desenergização total da subestação com a conseqüente interrupção do funcionamento da planta industrial.

b) Vantagens •

Área reduzida para a subestação;

•

Projeto civil, elétrico, eletromecânico simples;

•

Estudos de proteção e seletividade simples;

CAPÍTULO 4 -


4


•

Custo reduzido para implementação devido à simplicidade e o número de equipamentos envolvidos

c) Desvantagens •

Interrupção de energia em caso de falhas dos equipamentos ou da concessionária;

•

Não permite a expansão do sistema.

PROTEÇÃO

52

I

MEDIÇÃO

Figura 1 – Diagrama unifilar típico da CERJ;

CAPÍTULO 4 -


5


1.1.2 – DIAGRAMA UNIFILAR TÍPICO 2

a) Características Operacionais Esta configuração é utilizada para entrada única de energia alimentando dois transformadores de força, ou alimentando apenas um, com previsão futura para instalação de outro transformador. Observa-se que este arranjo oferece maior flexibilidade e confiabilidade que a configuração da figura 1. Cita-se a seguir algumas considerações importantes sobre o diagrama unifilar da figura 2: •

Possibilidade de colocação dos transformadores em paralelo para alimentação das cargas;

•

Alimentação por apenas um transformador, permanecendo o outro em stand by, operando a vazio;

•

Manutenção de um transformador sem perda de alimentação de energia às unidades de produção;

•

Na ocorrência de uma falta interna no transformador, este pode ser colocado fora de operação sem paralisar o fornecimento de energia elétrica, acessando o primário dos transformadores através de disjuntores.

•

Com a colocação de uma seccionadora by pass em paralelo com os disjuntores, os mesmos poderão ser colocados fora de operação para manutenção, sem paralisação do fornecimento de energia elétrica. Neste caso, a subestação ficará protegido somente pelos relés da concessionária;

b) Vantagens •

Aumento da confiabilidade do sistema;

•

Maior flexibilidade no sistema, permitindo a ampliação de cargas;

CAPÍTULO 4 -


6


•

Facilidade de manutenção dos equipamentos sem interrupção do funcionamento da planta industrial;

c) Desvantagens •

Custo maior de implantação exigindo uma área maior e um maior número de equipamentos;

•

•

Projeto civil, elétrico e seletividade mais complexos; No caso de manutenção do disjuntor de entrada, a subestação fica protegida somente pela concessionária;

•

No caso de problemas na alimentação da concessionária a subestação estará desenergizada.

I

52

I PROTEÇÃO 52

PROTEÇÃO

I

MEDIÇÃO

52

PROTEÇÃO


CAPÍTULO 4 -


7


1.1.3 – DIAGRAMA UNIFILAR TÍPICO 3

a) Aspectos operacionais a-1) Entrada de energia A subestação é alimentada pelas linhas 1 e 2. Sendo alimentada pela 1, os intertravamentos entre disjuntores não permitem o paralelismo com a linha 2. No caso de defeitos nos equipamentos e/ou na alimentação da linha 1, a subestação será alimentada pela linha 2, conforme procedimentos operacionais a serem confirmados com a concessionária. As figuras 3 e 4 ilustram os comentários realizados. a-2) Bays dos transformadores No lado primário dos transformadores são colocados disjuntores ou seccionadoras ou seccionadoras com chifres. a-3) Seccionadoras O arranjo com seccionadora é o mais econômico, porém, no caso de uma falta interna ou não, será desligado o disjuntor de entrada, interrompendo o fornecimento de energia. A seccionadora é utilizada apenas para a manutenção do transformador em questão, estando intertravada com o disjuntor da MT localizada no painel da SE, assegurando a operação a vazio.

CAPÍTULO 4 -


8


a-4) Seccionadoras com chifres São solicitados pelo cliente e/ou concessionária, devido ao fato de terem a capacidade de operar em vazio, mas com a corrente de magnetização dos transformadores sem desgaste dos pólos principais. a-5) Disjuntores No caso de faltas no bay de transformador, o seu disjuntor irá operar, isolando o circuito sem interromper o fornecimento de energia às outras cargas.

b) Vantagens •

Aumento da confiabilidade e segurança do sistema;

•

Maior flexibilidade;

•

Alternativa de alimentação de energia à subestação, no caso de defeito na linha da concessionária;

•

Facilidade de manutenção dos equipamentos sem a interrupção do funcionamento da planta industrial.

c) Desvantagens •

Custo maior de implantação exigindo uma área maior e um maior número de equipamentos;

•

Projeto civil e seletividade mais complexos.

CAPÍTULO 4 -


I

52 52 PROTEÇÃO P

I 52 52

MEDIÇÃO

PROTEÇÃO P


9

CAPÍTULO 4 -


10


I

52

PROTEÇÃO

52

I

52

MEDIÇÃO

PROTEÇÃO


Com base na figura 3, para subestações com dupla alimentação a CERJ permite apenas o paralelismo temporário para a troca de alimentação. Nestes casos a concessionária solicita que o projeto seja submetido a aprovação, para que o sistema permita o paralelismo temporário através de disjuntores. O paralelismo temporário só poderá ser utilizado quando houver tensão nos dois ramais de alimentação, sendo para isto necessário instalar um TP para cada circuito, antes das seccionadoras de entrada.

CAPÍTULO 4 -


11


Caso o consumidor não se interesse pelo paralelismo momentâneo deverá ser previsto um intertravamento (elétrico ou mecânico) entre as duas seccionadoras de entrada ou os dois disjuntores de modo que a entrada de um seja precedida da abertura do outro. Caso o consumidor deseje paralelismo continuamente nos dois circuitos de alimentação, deverá ser objeto de estudo especial por parte da CERJ.

1.2 – ELETRICIDADE DE SÃO PAULO (ELETROPAULO) Convém ressaltar que cada concessionária de energia elétrica, em função dos níveis de tensão de operação das subestações a serem projetadas e construídas, normalmente utiliza um determinado tipo de configuração. É evidente que à medida que aumenta a flexibilidade operacional e a confiabilidade da subestação, o custo de implantação da mesma também cresce. Este item tem por finalidade apresentar, de uma maneira sucinta, a concepção de uma subestação industrial envolvendo desde a entrada de energia em alta tensão até a distribuição interna em média tensão, permitindo assim uma melhor compreensão das fases da implantação do empreendimento e auxiliando os engenheiros na elaboração das propostas técnicas.

A título de informação, o item subsequente apresenta algumas normas gerais de operação recomendadas pela ELETROPAULO. Deve-se salientar que para as

CAPÍTULO 4 -


12


outras concessionárias estas informações estão contempladas nas normas específicas de subestações. 1.2.1 – NORMAS GERAIS DE OPERAÇÃO Visando orientar o consumidor em tensão de 88/138 kV, na escolha do esquema que melhor corresponder à sua necessidade, apresentamos a seguir as Normas Gerais de Operação, que deverão ser rigorosamente obedecidas pelos operadores das estações dos consumidores.

•

A ELETROPAULO mantém em funcionamento, durante as 24 horas do dia, a sala de controle do Despacho da Carga, com o qual o pessoal autorizado das estações dos consumidores em 88/138 kV deverá comunicar-se para todo e qualquer entendimento relativo ao fornecimento de energia elétrica.

•

Os consumidores deverão manter em suas estações, nas 24 horas do dia, pessoal habilitado para efetuar quaisquer manobras que esta concessionária possa vir a solicitar.

•

A transferência de alimentação nas estações, de um ramal para outro, far-se-á nos seguintes casos: I - Estações com esquemas sugeridos nas figuras 5, 6, 7 e 9. a-

A pedido da sala de controle do Despacho da Carga, a

qualquer instante, o mais rápido possível, em condições de emergência. b -

Por necessidade do consumidor, com autorização da sala de

controle do Despacho da Carga. C-

No caso da falta de tensão no ramal que estava alimentando a

estação. Caso a estação do consumidor não seja equipada com

CAPÍTULO 4 -


13


dispositivo de transferência automática, as manobras para a transferência manual deverão ser iniciadas 01(um) minuto após a ocorrência do desligamento. As manobras de transferência de alimentação, na situação a e b, poderão ser executadas sem interrupção, somente se a estação do consumidor for dotada de esquema de transferência com paralelismo momentâneo. Em hipótese alguma será permitida a transferência manual sem interrupção, ou seja, com paralelismo dos ramais. II - Estações com esquemas sugeridos na figura 8. No caso de falta de tensão por mais de 2 minutos nos consumidores que apresentarem um ramal único, estes deverão se comunicar imediatamente com a sala de controle de Despacho da Carga.

•

Todos os serviços de manutenção, programados pelo consumidor, que necessitem o desligamento de um dos ramais ou de ambos que alimentam a estação, deverão ser solicitados ao Setor de Programação do Despacho de Carga com antecedência mínima de 15 dias e confirmado por carta, telex ou fax encaminhado ao órgão supracitado com até 10 dias de antecedência do início dos serviços.

Os serviços dos seccionadores de entrada ou nos demais equipamentos, no lado dos ramais, somente poderão ser executados após o aterramento do ramal correspondente. O aterramento será executado pela ELETROPAULO na data programada, obedecendo a rotina acima mencionada.

CAPÍTULO 4 -


14


•

Deverá ser comunicada, com a brevidade possível, à sala de controle do Despacho da Carga. a - Qualquer anormalidade que provoque o desligamento do disjuntor de entrada nessa estação. b - Qualquer manobra no(s) disjuntor(es) ou nos seccionadores de entrada. c - Qualquer anomalia no fornecimento de energia elétrica, por parte da ELETROPAULO.

Estas normas gerais de operação serão fornecidas aos consumidores sob forma de ‘Instruções para Manobras’ adaptadas às condições de cada estação, logo após a energização, as quais deverão ser rigorosamente obedecidas. A seguir são apresentadas nas figuras de 5 a 10 as sugestões para diversas configurações no âmbito da ELETROPAULO.

Figura 5 – Sugestão para instalação da estação para 2 circuitos aéreos na tensão nominal de 88/138 kV;

CAPÍTULO 4 -



15

CAPÍTULO 4 -



16

CAPÍTULO 4 -


Figura 8 – Sugestão para instalação da estação para 1 circuito subterrâneo (4 cabos) na tensão nominal de 88/138 kV;

17

CAPÍTULO 4 -


Figura 9 – Sugestão para instalação da estação para 2 circuitos subterrâneos na tensão nominal de 88/138 kV;

18

CAPÍTULO 4 -


Figura 10 – Esquema para a transferência automática e programada com paralelismo momentâneo das linhas;

19

CAPÍTULO 4 -


20


A seguir mostra-se nas figuras subsequentes, a título de comparação, as informações adicionais referentes aos arranjos típicos das concessionárias CEMIG, CPFL e CELCE.

CAPÍTULO 4 -


21


1.3 – COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS (CEMIG) ENTRADA SIMPLES BARRA SIMPLES

ENTRADA SIMPLES BARRA DUPLA Comunicação

Comunicação

Previsão de Espaço Nota 3

Previsão de Espaço Nota 3

Opcional

Opcional

PROTEÇÃO

PROTEÇÃO

MEDIÇÃO E CONTROLE

MEDIÇÃO E CONTROLE MEDIÇÃO FATURAMENTO

MEDIÇÃO FATURAMENTO

Nota 1

Nota 1

T1 T1

T2

T2

1 – Os equipamentos de medição de faturamento são fornecidos pela CEMIG ( TC’s, TP’s e instrumentos de medição. 2 – Quando não for prevista chave “BY-PASS” recomenda-se colocar a chave 89D nesta posição, para facilitar manutenção nos equipamentos de medição. 3 – Prever espaço para instalação de capacitores de acoplamento e bobinas de bloqueio. 4 – A seccionadora de entrada é aterrada do lado da linha par questões de segurar a CEMIG e principalmente porque as linhas da CEMIG são dedicadas ao consumidor. 5 – Paralelismo momentâneo para transferência de alimentador é autorizada mediante consulta e aprovação. 6 – Transferência automática é autorizada mediante consulta e aprovação. 7 – Entrada Dupla, é obrigatório o uso de disjuntores.

Figura 11 - Arranjos típicos da CEMIG;

CAPÍTULO 4 -


22


ENTRADA SIMPLES BARRA PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA Comunicação

Previsão de Espaço-Nota 3

Opcional

PROTEÇÃO MEDIÇÃO E CONTROLE MEDIÇÃO FATURAMENTO

Nota 1 BT BP



CAPÍTULO 4 -


23


ENTRADA DUPLA - BARRA SIMPLES – C/ CIRCUIT SWITCHER Comunicação

Comunicação



Opcional

Opcional

89D

89D PROTEÇÃO

PROTEÇÃO

MEDIÇÃO E CONTROLE

MEDIÇÃO E CONTROLE MEDIÇÃO FATURAMENTO

MEDIÇÃO FATURAMENTO

Nota 1

Nota 1 Nota 2

Nota 2

T1

T2

T3

T4



CAPÍTULO 4 -


1.4 – COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ (CPFL) A

B

C

BARRAMENTO

ENTRADA AÉREA

B ENTRADA SUBTERRÂNEA

3 TP”s

C

3 TP”s

2 TC’s

2 TC’s MEDIÇÃO

3 TC’s

A

BARRAMENTO

MEDIÇÃO

50 N 51

50 N 51

50 51

A

PONTO DE LIGAÇÃO

B

PONTO DE ENTRADA

A

B

RAMAL DE LIGAÇÃO

B

C

RAMAL DE ENTRADA

A

C


50 51

50 51

3 TC’s



NOTA: A unidade consumidora poderá ser alimentada a partir do barramento 72,5 kV ou a partir de uma derivação de linha de transmissão da concessionária

TRANSFORMADOR DE POTÊNCIAL CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS C/ CHIFRES E ATERRAMENTO. C/ BLO UEIO MECÂNICO CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS DE COMANDO SIMULTÂNEO

Figura 14 - Arranjos típicos da CPFL;

24

CAPÍTULO 4 -


25


MEDIÇÃO COM DUPLA ALIMENTAÇÃO

DISJUNTOR

DISJUNTOR

A

A

B

ENTRADA AÉREA

C

ENTRADA AÉREA

3 TP”s

2 TC’s MEDIÇÃO

67

C

3 TP”s

2 TC’s

3 TC’s

B

50 51

67 N

MEDIÇÃO

50 N 51

50 N 51

67 N

50 51

67

3 TC’s

3 TP’s TP’s PARA PROTEÇÃO DIRECIONAL A

PONTO DE LIGAÇÃO

B

PONTO DE ENTRADA

A

B

RAMAL DE LIGAÇÃO

B

C

RAMAL DE ENTRADA

A

C

RAMAL DE SERVIÇO PARA-RAIO, TIPO ESTAÇÃO 10 kA TRANSFORMADOR DE CORRENTE TRANSFORMADOR DE POTÊNCIAL

67

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE FASE COM ELEMENTOS INSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS DIRECIONAIS.

RELÉ DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO 67 N COM ELEMENTOS INSTANTÂNEO E TEMPORIZADOS DIRECIONAIS. 50 51



CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS C/ CHIFRES E ATERRAMENTO. C/ BLOQUEIO MECÂNICO CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS DE COMANDO SIMULTÂNEO

Figura 15 - Arranjos típicos da CPFL;

CAPÍTULO 4 -


1.5 – COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ (CELCE) A

B

C

BARRAMENTO

ENTRADA AÉREA

B ENTRADA SUBTERRÂNEA

3 TP”s

C

3 TP”s

2 TC’s

2 TC’s MEDIÇÃO

3 TC’s

A

BARRAMENTO

MEDIÇÃO

50 N 51

50 N 51

50 51

A

PONTO DE LIGAÇÃO

B

PONTO DE ENTRADA

A

B

RAMAL DE LIGAÇÃO

B

C

RAMAL DE ENTRADA

A

C


50 51

50 51

3 TC’s



NOTA: A unidade consumidora poderá ser alimentada a partir do barramento 72,5 kV ou a partir de uma derivação de linha de transmissão da concessionária

TRANSFORMADOR DE POTÊNCIAL CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS C/ CHIFRES E ATERRAMENTO. C/ BLOQUEIO MECÂNICO CONJUNTO TRIPOLAR DE CHAVES SECCIONADORAS DE COMANDO SIMULTÂNEO

Figura 16 - Arranjos típicos da CELCE;

26

CAPÍTULO 5

ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS PROVOCADOS PELA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO

CAPÍTULO 5 -

ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS PROVOCADOS PELA

2

CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO

ANÁLISE DOS EFEITOS TÉRMICOS E DINÂMICOS PROVOCADOS PELA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO 1 – INTRODUÇÃO Toda a engenharia elétrica está fundamentada na ciência de controlar os efeitos positivos e negativos da corrente elétrica. Através de seus efeitos térmicos e magnéticos, a corrente elétrica produz trabalho útil ou destruição. Esta realidade motiva os estudos, análises e desenvolvimentos de equipamentos elétricos nas mais variadas situações normais e anormais. Dentre as quais, destacam-se neste capítulo as análises dos efeitos provenientes das sobrecargas e dos curtoscircuitos.

2 – CORRENTES ANORMAIS Tendo sido convencionado denominar de corrente de regime permanente I th, a corrente máxima que um dispositivo suporta em funcionamento contínuo. Toda corrente que excede aquele valor é anormal. Esta anormalidade está vinculada ao desenvolvimento de esforços térmicos e dinâmicos acima da capacidade limite do equipamento. Estas anormalidades são definidas como sobrecargas e curto circuito. A diferenciação entre sobrecarga e curto-circuito pode ser feita de forma simples e objetiva:

CAPÍTULO 5 -


3


Sobrecarga caracteriza-se por corrente maior que a nominal, surgida em circuito/equipamento sem defeito. É quase sempre decorrente de solicitação indevida do sistema e costuma, na maioria das vezes, não ultrapassar 50% dos valores nominais de correntes. O curto-circuito, ao contrário, já é um tipo de corrente anormal surgida em função de defeito e, por isso, muito mais violenta e perigosa. Seus valores mais freqüentes estão situados na faixa de 1.000 a 2.000% das correntes nominais, podendo, em casos extremos, alcançar valores em torno de 10.000%. Estes casos extremos correspondem às maiores solicitações em termos de capacidade de interrupção dos equipamentos de proteção oferecidos no mercado. Estes comentários podem ser observados na figura 1.

3 – COMPORTAMENTO DOS ISOLANTES EM FACE AS CORRENTES ANORMAIS Existem os mais diversos tipos de materiais isolantes empregados para separar pontos com diferença de potencial. Os fios e cabos condutores milimétricos utilizados atualmente têm isolamento de PVC, borracha ou polietileno, sendo as respectivas áreas transversais dimensionadas para 30°C de temperatura ambiente mais um ∆t de plena carga. A plena carga supõe uma elevação de temperatura de 40°C, o que eleva a temperatura final admissível do condutor em PVC a 70°C. Não sendo excedidos estes valores, a vida média do condutor de PVC pode ser estimada em 20 anos, conforme ilustrado na figura 2.

CAPÍTULO 5 -


4


A durabilidade de um isolamento de PVC depende dos componentes químicos que lhe conferem elasticidade. Quando aumenta a temperatura, aqueles elementos

tendem

a

desagregar-se,

diminuindo

sua

capacidade

isolante.Acontece a queda de flexibilidade e o isolamento fica quebradiço, absorvendo umidade. Em função disso, as normas determinam que para 145% de carga deve haver desligamento do circuito em menos de uma hora, sendo a temperatura limite estabelecida em 160°C, de acordo com a figura 2. Esta temperatura tanto pode ser atingida em curto tempo a partir de uma alta corrente, como em tempo mais longo com sobrecargas mais moderadas, sendo ela, em última análise, quem determina o tempo máximo que um isolante pode ficar exposto às sobrecorrentes. Completando, lembramos que o aumento de temperatura tem ainda um outro efeito das sérias conseqüências sobre o isolamento de PVC. . Com o amolecimento da capa isolante, acontece um deslocamento da mesma por efeito dinâmico, tanto do peso do condutor como das tensões de estiramento no perímetro externo das dobras mais acentuadas do condutor. Esse deslocamento diminui a espessura do isolamento e consequentemente faz surgir um ponto fraco sujeito à ruptura, e consequentemente, pode ocorrer um curto-circuito.

CAPÍTULO 5 -


5


I N 10.000%

Raro

5.000%

Pouco Freqüente Muito Freqüente

2.000%

1.250% 600% 150% 120% 105% 100% 8ms 80ms 200ms

3s

5s

2min

2h

2

Figura 1 –Distribuição das correntes de sobrecarga e curto-circuito por ocorrência e tempos máximos admissíveis;

∞

tempo

CAPÍTULO 5 -


6


Tempo 20 anos

A

B

1 hora

200 ms

C

8 ms 100 %

145 %

2.000 %

10.000%

I

Figura 2 - Curva característica de vida do isolamento PVC de condutores;

4 – SOBRECARGAS Sobrecargas de curta duração surgem durante o funcionamento de um sistema, em decorrência da partida de motores trifásicos de indução, da ligação de capacitores, etc. Estas sobrecargas, durante alguns poucos segundos ou frações, atingem valores entre 7 e 10 vezes a corrente nominal e são consideradas admissíveis, dentro daqueles limites, pela normalização que especifica a construção de dispositivos de proteção. Consequentemente, aqueles

CAPÍTULO 5 -


7


dispositivos apresentam curvas de retardo para evitar o desligamento instantâneo, que seria danoso ao processo de produção. Sobrecargas de duração mais longa acontecem quando os cabos são solicitados por correntes surgidas da exigência de potência acima da nominal de um motor. Isto é comum quando, por exemplo, a máquina acoplada ao motor é alimentada com demasia de matéria prima, sofre defeitos mecânicos como eixo travado ou oferece um conjugado resistente inadequado ao conjugado motor. Alcançando o limite de duração admissível em cada caso de sobrecarga, é necessária a atuação de um dispositivo de proteção. Assim, evita-se a deterioração do material isolante das partes da instalação, que resultaria, invariavelmente, em curto-circuito.

5 – ANÁLISE DE SOBRECARGA EM MOTORES Quando o motor está operando com potência nominal, seu enrolamento é percorrido pela corrente nominal. Esta corrente nominal provoca perdas que permanecem constantes e faz aumentar a temperatura do motor. Após a partida, a temperatura cresce exponencialmente, conforme destacado na figura 3, sendo o calor gerado absorvido, em sua maior parte, pela carcaça. Se não houvesse transmissão de calor para o ambiente, a temperatura cresceria linearmente e após o tempo 1τ alcançaria a temperatura final Tm. Na realidade,

CAPÍTULO 5 -


8


com a elevação da temperatura do motor, uma parcela da energia calorifica é cedida ao meio ambiente. Quanto maior a temperatura do motor, maior será a parcela de calor transferida para o ambiente. O crescimento da temperatura torna-se, então, mais lento. A sua curva de crescimento aproxima-se assintoticamente da temperatura limite Tm. Após um tempo 5τ a temperatura já alcançou 0,9933Tm. O intervalo de tempo representa uma grandeza física denominada constante de tempo térmica. A constante de tempo τ é definida pela capacidade de absorção de calor (capacidade térmica) pela resistência térmica e principalmente pelo peso do material. Para motores mais modernos, esta constante varia entre 20 a 60 minutos, conforme o tamanho do motor. Isto significa que a temperatura final será atingida entre 100 e 300 minutos. A temperatura final Tm corresponde à temperatura máxima admissível para carga nominal. O calor resultante a partir daí, é transferido totalmente para o ambiente. Passa então a existir um equilíbrio térmico. Temperatura Temperatura TM final 0,95 0,865

Curva de Aquecimento

0,632

Temperatura do meio de TO refrigeração

Curva de Resfriamento 1τ

2τ

3τ

4τ

5τ

tempo

Figura 3 - Aquecimento de um equipamento devido à sua corrente nominal;

CAPÍTULO 5 -


9


A temperatura cresce na forma exponencial. Isto, contudo, é válido para um corpo homogêneo. Para um material heterogêneo como é o caso de uma máquina elétrica, isto ocorre de forma aproximada. O comportamento no resfriamento ocorre de forma semelhante, conforme também ilustra a figura 3. As curvas indicadas na figura 4a mostram temperaturas atingidas pelo enrolamento de um motor, quando percorrido por correntes maiores que a nominal. Para funcionamento com corrente nominal (1,0 I N), durante um período correspondente a cinco vezes a constante de tempo térmica, o enrolamento do motor atinge a temperatura final, que corresponde à temperatura máxima admissível pelo motor, em função de sua classe de isolamento. Se o motor funcionar com correntes maiores que a nominal, o enrolamento atingirá temperaturas finais maiores. A temperatura final atingida é aproximadamente proporcional ao quadrado da relação entre a corrente de carga e a corrente nominal.

CAPÍTULO 5 -


10


Temperatura / temperatura nominal

2I N

2,25

1,5I N

1,70

1,3I N

1,44

1,2I N

1,21

1,1I N

1,0

1,0I N

TO 1τ

2τ

t1,3

t1,2

3τ

4τ

5τ

tempo

t1,1

t1,5 t2 Tempo de Carga Admissível

t1,1 t1,2 t1,3 t1,5 t2,0 1,1 1,2 1,3

1,5

2 x In

Corrente de Carga em Múltiplos da Coorente Nominal

(b)

(a) aquecimento por corrente nominal (l,0.I N) e sobrecargas (1,1; 1,2; 1,3; 1,5; 2 I N) (b) Curva de capacidade de carga correspondente. Figura 4 - Carga máxima admissível de um equipamento, para que sua temperatura máxima não seja ultrapassada;

CAPÍTULO 5 -


11


Nas considerações anteriores, não se levou em conta que uma máquina elétrica também tem seu aquecimento dependente da velocidade e da freqüência. Quanto maior a sobrecarga, menor o tempo que o enrolamento leva para atingir a temperatura máxima admissível. Da figura 4, pode-se obter a seguinte tabela: Tabela 1, Valores de corrente e seus respectivos tempos de funcionamento necessários para alcançar a temperatura nominal do motor

Corrente de Carga

Tempo p/ Alcançar Tm

1,0 I N 1,1 I N

t 1,1

1,2 I N

t 1,2

1,3 I N

t 1,3

1,5 I N

t1,5

2,0 I N

t2

A figura 4b mostra a variação de corrente de carga em função do tempo para que a temperatura máxima não seja atingida. A figura 5 mostra a curva da capacidade de carga para um motor com rotor em curto-circuito. Tal curva fornece as exigências para o comportamento do dispositivo de proteção do motor contra sobrecorrentes. A curva de atuação deste dispositivo deve situar-se um pouco abaixo da curva de carga do motor, garantindo um aproveitamento máximo do motor em termos de potência e ao mesmo tempo, protegendo-o contra sobreaquecimentos inadmissíveis.

CAPÍTULO 5 -


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Tempo de ligação 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1.0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

I

Figura 5 - Curva de carga de um motor com rotor em curto-circuito;

6 – CURTO-CIRCUITO Os defeitos de isolamento permitem o contato direto entre pontos com diferença de potencial, provocando drástica redução na impedância de um circuito. Em conseqüência, a corrente sobe instantaneamente, na mesma proporção, com ação devastadora sobre os componentes de um sistema. Geralmente a elevação da corrente atinge valores em torno de 10 a 15 vezes a corrente nominal do circuito. Também operações erradas têm o mesmo resultado, tornando o curto-circuito, sem dúvida, o pior tipo de defeito numa instalação elétrica. Os efeitos dos curtos-circuitos em uma instalação dependem dos níveis e da duração das corrente de curto circuito. Quando nas instalações encontram-se em operação transformadores em paralelo, são necessários preocupações ainda maiores em relação à intensidade da corrente de curto-circuito no lado de baixa.

CAPÍTULO 5 -


13


Isto pode ser justificado pelo fato que o paralelismo aumenta os níveis das correntes das faltas. O dimensionamento adequado da proteção é uma das etapas fundamentais do projeto de qualquer sistema elétrico de potência, quer seja a mesma uma simples instalação residencial ou um complexo sistema industrial. O fato de dispositivos de proteção atuarem quase instantaneamente quando ocorrem correntes de curtocircuito, não é suficiente. Por isso a escolha correta dos dispositivos de proteção deve-se levar em consideração sua capacidade de operar adequadamente e com segurança, quando da ocorrência de uma falta em qualquer ponto da instalação. A conseqüência do curto-circuito é sempre um corte no fornecimento de energia, interrupção nos processos de fabricação, com prejuízos na produção, prejuízo dos componentes, como também risco à segurança de operadores. Os prejuízos são minimizados se os componentes como cabos, barramentos, elementos de fixação, transformadores de corrente e comutadores forem especificados para suportar ás solicitações térmicas e dinâmicas causadas pela corrente de curto-circuito. A solicitação térmica, além de ser função do quadrado do valor eficaz da corrente de curto-circuito, depende do tempo de duração desta corrente. Desta forma, é necessária que a proteção contra curto-circuito atue o mais rapidamente possível e separe o ponto de falta da fonte de tensão. A solicitação dinâmica depende principalmente do quadrado do valor do pico da corrente de curto-circuito. Isto também exige uma rápida atuação do dispositivo

CAPÍTULO 5 -


14


de proteção. Os componentes da instalação serão poupados de solicitações térmicas e dinâmicas mais intensas, se a corrente de curto-circuito não atingir o seu valor de pico. O dispositivo de proteção contra curto-circuito deve, então, dentro das possibilidades, atuar como limitador da corrente de curto-circuito. Este dispositivo deve, também, estar em condições de interromper com segurança o maior valor possível da corrente de curto-circuito, ou seja, ter uma capacidade de interrupção dimensionada para este valor. Para dimensionar e escolher os meios de serviços elétricos que se empregam em instalações e de redes de abastecimento, deve-se recorrer as normas nacionais e internacionais. Essas recomendações indicam que além de registrar as solicitações permanentes que se originam durante o serviço normal, por exemplo, pela corrente e tensão nominais, tem-se que considerar os efeitos anormais, tais como o caso de curto-circuito. Já que a intensidade das correntes de curto-circuito alcançam, geralmente, valores equivalentes a um múltiplo da intensidade nominal, temos que contar com altas solicitações dinâmicas e térmicas e, em determinadas circunstâncias, com tensões perigosas. Estas constituem um perigo para as pessoas e meios de serviço, o que justifica, por motivos de segurança, uma avaliação das solicitações em caso de curto circuito. Para isso, é preciso conhecer os valores de intensidade da corrente de curtocircuito. Em condições normais, a corrente de um circuito é determinada basicamente pela tensão aplicada e pela impedância da carga. Quando ocorre um curtocircuito, a tensão da fonte de alimentação passa a ser aplicada a uma carga cuja

CAPÍTULO 5 -


15


impedância é muito pequena, constituída pela impedância dos condutores situados entre a fonte e o ponto em que se deu a falta, pela impedância do transformador de onde parte o circuito e pelas impedâncias dos equipamentos eventualmente existentes entre o transformador e a falta. A corrente de curtocircuito é praticamente independente da carga e está diretamente relacionada com a capacidade da fonte de energia. Quanto maior a potência do equipamento que funciona como fonte para o sistema, maior será a corrente de curto-circuito. O dispositivo de proteção deve ser capaz de interromper, com segurança, a máxima corrente de curto-circuito que possa circular por ele caso ocorra uma falta do circuito ou equipamento, protegendo-o de forma rápida e eficiente, proporcionado uma coordenação seletiva, isolando o setor em que ocorreu a falta, sem que ocorra a interrupção no fornecimento de energia a qualquer outro setor do sistema. A titulo de ilustração, a figura 6 mostra 5 possíveis pontos de ocorrência de um curto. Para uma falta no ponto 4, apenas o dispositivo de proteção F4 deve atuar, isolando apenas este ramal, possibilitando que os demais permaneçam energizados. Por outro lado, se o ponto de ocorrência da falta for o 1, o dispositivo de proteção que deverá realizar a interrupção será o F1.

CAPÍTULO 5 -


16


Figura 6 - Coordenação seletiva da proteção;

6.1 – FONTES DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITOS Em um sistema elétrico, considera-se como "fontes da corrente de curtocircuito" a qualquer dispositivo que, a partir da ocorrência da falta, passa a alimentar o sistema com a corrente de curto-circuito. As duas fontes básicas são os geradores síncronos e os motores síncronos e os de indução, conforme ilustra a figura. 7.

CAPÍTULO 5 -


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Gerador

Concessionária de Energia Elétrica

:::: ::::

Contribuição de Corrente de Curto-Circuito da Concessionária

Quadro de Distribuição geral de força Contribuição de Corrente de Curto-Circuito do Gerador

Corrente Total de CurtoCircuito das Quatro Fontes de Contribuição

Contribuição de Corrente de Curto-Circuito do Motor de Síncrono Contribuição de Corrente de Curto-Circuito do Motor de Indução

Motor Síncrono

Motor de Indução

Figura 7 - Fontes que contribuem quando ocorre um curto-circuito;

Os geradores síncronos são alimentados por máquinas primária, tais como: turbinas hidráulicas, grupos diesel ou atualmente por outras fontes alternativas. No instante que ocorre um curto-circuito trifásico em um sistema elétrico de potência alimentado por um gerador, este continuará a produzir tensão, porque a excitação de seu enrolamento de campo (corrente contínua) é mantida e a fonte mecânica continua a acioná-lo com uma velocidade praticamente constante. Nessas condições, o gerador faz circular a corrente de curto-circuito entre ele e o ponto em que ocorreu a falta, sendo limitada apenas pelas impedâncias do

CAPÍTULO 5 -


18


gerador e do trecho do circuito entre o gerador e a falta. Se o curto ocorrer nos terminais do gerador, a corrente só será limitada pela própria impedância do gerador, conhecida como reatância subtransitória da máquina síncrona. Em seu funcionamento normal os motores elétricos realizam a conversão da energia elétrica em mecânica, mas quando acionados mecanicamente, produzem energia elétrica. No instante do curto, o motor passa a funcionar, por um breve período de tempo como gerador, contribuindo para aumentar a corrente de curto circuito . Deve–se salientar que somente nos instantes iniciais, ou seja, somente no regime subtransitório, os motores alimentam o curto circuito. Essa contribuição, no caso de grandes motores trifásicos, pode ser estimada considerando que esta corrente é de 3,5 vezes a corrente nominal de cada motor. Os transformadores são freqüentemente citados como fontes da corrente de curto-circuito. Na realidade, o transformador simplesmente libera, de acordo com a sua potência, a corrente de curto-circuito produzido pelos geradores e motores que o antecedem, sua ação será simplesmente a de transformar os valores da tensão e de corrente sem, porém, gerá-las. A corrente de curtocircuito "fornecida" por um transformador é determinada por sua tensão secundária, por sua impedância, pela impedância dos geradores e equipamentos até os terminais do transformador e pela impedância do circuito entre ele e o curto-circuito ( barras e cabos ).

CAPÍTULO 5 -


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7 – TIPOS DE DEFEITOS (CURTO-CIRCUITOS) Os sistemas trifásicos distinguem-se essencialmente em 5 classes de defeitos, que estão representados na figura 8, junto com as indicações dos sentidos de percurso das correntes de curto circuito. Entre todos os tipos de curto circuito, o tripolar é o mais fácil de compreender e calcular. Do ponto de vista estatístico, a porcentagem de curto circuitos tripolares, entre os tipos de falta que podem ser produzidos, é relativamente pequeno. Entretanto, temos que levar em conta que, tratando-se de alta tensão, é geralmente o tipo de defeito que provoca as maiores solicitações (efeito térmico e efeito dinâmico) e, por conseguinte, estes valores são decisivos para dimensionar os meios de serviço.

CAPÍTULO 5 -


20


Figura 8 – Tipos de faltas e sentido das correntes de curto circuito em sistemas trifásicos.a) curto circuito tripolar; b) curto circuito bipolar sem contato à terra; c) curto circuito bipolar com contato à terra; d) curto circuito unipolar à terra; e) contato duplo à terra;

CAPÍTULO 5 -


21


7.1 – ANÁLISE DO CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO (TRIPOLAR) Sabe-se que, os sistemas elétricos industriais possuem características indutivas. Desta forma, um curto circuito pode ser representado pelo fechamento da chave “S” no circuito da figura 9.

Figura 9 – Circuito equivalente de uma rede em curto circuito trifásico;

Aplicando a Lei de Kirchoff na figura 9, tem-se:

v = Ri + L

di dt

Ou:

2 *Uf * sen( wt + α ) = Ri + L

di dt

Onde: Uf = valor eficaz da tensão (na fase);

(1)

CAPÍTULO 5 -


22


R = Resistência do circuito (instalação) da entrada até o ponto em que ocorreu o curto circuito; L = Indutância do circuito (instalação) da entrada até o ponto em que ocorreu o curto circuito. A solução da equação (1) é:

i=

2Uf 2

2

sen( wt + α − ϕ ) −

R + X

2Uf 2

2

sen(α − ϕ ) * e

R − t L

(2)

R + X

Onde: X = wL ≡ Reatância indutiva do circuito (instalação) da entrada até o ponto em que ocorreu o curto circuito; α ≡ Instante em que ocorre o fechamento de

“S”;

ϕ ≡ Defasagem entre a tensão e a corrente.

Observando a equação (2), conclui-se que a corrente de curto circuito é composta de duas parcelas, ou seja: •

Uma parcela de comportamento senoidal, dada por:

i AC (t ) =

•

2Uf 2

2

sen(wt + α − ϕ )

R + X

Uma parcela de comportamento exponencial, unidirecional, dada por:

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i DC (t ) =

2Uf 2

2

sen(α − ϕ ) * e

R − t L

R + X

Nestas condições, a corrente de curto circuito tem a forma de onda típica ilustrada na figura 10.

Fig. 10 – Corrente de curto circuito ( α = ϕ ± 90º);

a) Cálculo do valor eficaz da corrente de curto circuito ( simétrico ) Para analisar os efeitos térmicos provocados pela corrente de curto circuito em um equipamento, lança-se mão de um artifício, que simplifica bastante a seqüência de cálculo. Como a componente alternada da corrente de curto circuito tem a mesma forma de onda da tensão, seu valor eficaz ( valor simétrico ) pode ser obtido a partir do valor eficaz da tensão, ou seja:

I "K =

Uf Z

(3)

CAPÍTULO 5 -


24


Onde: Z ≡ Impedância do circuito (instalação) da entrada até o ponto em que ocorreu o curto circuito.

b) Cálculo do valor de crista ( pico ) da corrente de curto circuito (assimétrico ) O efeito dinâmico provocado por uma falta trifásica é o maior valor instantâneo da corrente de curto circuito . Como a partir da expressão (3), é conhecido o valor eficaz da componente alternada, o maior valor instantâneo da corrente de curto circuito pode ser determinado a partir da expressão (4). Is = f i *

2 * I "K

(4)

Onde: f i ≡ Fator de impulso ou fator de assimetria, que leva em conta a influência da componente contínua. O fator de impulso ou de assimetria pode ser obtido a partir de dados do circuito, com auxílio da equação (5).

f i = 1,02 + 0,98 * e

Onde:

R − 3, 03 X

(5)

CAPÍTULO 5 -


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R ≡ Resistência do circuito (instalação) da entrada até o ponto em que ocorreu o curto circuito; X ≡ Reatância indutiva do circuito (instalação) da entrada até o ponto em que ocorreu o curto circuito. O valor de f i, também, pode ser obtido a partir da curva da figura 11, que representa a equação (5).

Figura 11 – Fator de impulso;

Por exemplo, a circulação da corrente de curto circuito por uma chave fechada produz solicitações térmicas e dinâmicas no equipamento que dependem da intensidade da corrente. No caso de defeito, a chave deve suportar fechada o valor eficaz da corrente de curto, durante um determinado intervalo de tempo, sem que a temperatura das peças de contato ultrapasse o valor máximo admissível. Geralmente o intervalo de tempo considerado é de 1s. A corrente de pico ou a corrente de curto dinâmica é o maior valor instantâneo que a chave deve suportar fechada, sem que ocorram danos mecânicos.

CAPÍTULO 5 -


26


Conclui-se então que para determinação das solicitações térmicas e mecânicas provocadas pela corrente de curto circuito, deve-se calcular o seu valor eficaz, responsável pelo efeito térmico, e o seu valor de pico, responsável pelo efeito dinâmico.

7.2 – FORMULÁRIO BÁSICO PARA O CÁLCULO DA IMPEDÂNCIA DOS CIRCUITOS ELÉTRICOS Dispositivos

Dados

Entrada

Trafo

Pcc

= MVA

Un pr

= kV

= kVA Pt Z% = R % = =V Un S

Cálculos

R (mΩ) zero

r = 0 Z=X=

Un s2

Pcc *103

= mΩ

Un s2 = mΩ Z = Z% Pt *100 Un s2 = mΩ R = R % Pt *100 X = Z 2 − R 2 = mΩ

Barras

A l n

= mm 2 =m =

1 ou 0,017 16 mΩ X' = 0,144 m

ρ Cu =

Cabos

A l n

l * 10 3 = mΩ R = ρ n*A l X = X '* = mΩ n

= mm 2 =m =

ρ Cu

X ' = 0,096

mΩ m

l * 10 3 = mΩ R = ρ n*A l X = X '* = mΩ n

X (mΩ)

CAPÍTULO 5 -


27


Após determinada as impedâncias equivalentes, pode-se calcular o valor eficaz e dinâmico da corrente de curto circuito conforme as

expressões 3 e 4,

verificando-se assim o efeito térmico e dinâmico provocado pela corrente de curto circuito.

8 – CÁLCULO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO, UTILIZANDO-SE O MÉTODO SIMPLIFICADO Para que possamos efetuar um cálculo rápido do nível de curto-circuito de uma instalação, basta considerarmos o curto na saída do transformador. Nestas condições, a única impedância envolvida no sistema será a do transformador. Com isso, se substituirmos a impedância equivalente do circuito pela do transformador, tem-se que o valor eficaz da corrente de curto circuito pode ser calculada pela expressão 6:

Ik " =

Uns

3 * Z

(6 )

Onde: Z trafo =

Z % * Uns 2 Pt * 100

(7)

Portanto: Ik " =

Pt * 100

3 * Z % * Uns

(8)

O valor dinâmico da corrente de curto-circuito será dado pela equação 9: Is = fi * 2 * Ik " ≅ 2 ∗ Ik "

(9)

CAPÍTULO 5 -


28


Dentro do exposto, pode-se para calcular com base no esquema elétrico fornecido, as correntes de curto-circuito trifásico, levando-se em consideração os métodos completo e o simplificado. Deve-se ressaltar que, ambos os exemplos de aplicação propostos serão desenvolvidos durante a realização do curso, com objetivo de mostrar a metodologia apresentada neste capítulo.

9 – EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1 CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO Ao se elaborar uma oferta de subestação para a definição da capacidade de interrupção/suportabilidade, é necessário obter o nível de curto-circuito das instalações mostradas na figura 12 identificadas pelas regiões 1, 2 e 3.

a) Região 1 – Alta Tensão: •

Compreende a entrada da concessionária até o transformador AT/MT.

•

Par o cálculo do nível de curto-circuito, deve-se conhecer a potência de curto-circuito no ponto de entrega de energia. Estes valores são fornecidos previamente pelas concessionárias.

•

O Scc da concessionária é função da capacidade da linha que alimentará a SE e esta varia com a localização da mesma.

•

O nível de curto-circuito de corrente do Scc da concessionária interfere nos preços dos equipamentos.

Para o cálculo da corrente de curto-circuito trifásica simétrica na região 1 emprega-se a seguinte expressão:

CAPÍTULO 5 -


29


Icc3φ =

Scc

(10)

3 ⋅ Vno min al

b) Região 2 – Média Tensão Compreende a saída do transformador T1 até o lado de alta do transformador T2. O nível de curto-circuito obtido define a capacidade de interrupção de todos os equipamentos desta região. Caso os valores das correntes de curto-circuito não tenham sido definidas pelo cliente para esta região, pode-se obtê-las, para efeito de oferta, desprezando-se a impedância da concessionária e a impedância dos barramentos ou cabos de MT, e considerando-se a maior impedância do trecho que é a impedância do transformador T1.

Icc3φ =

Onde: Sn:

Sn

3 ⋅ Vno min al ⋅ Z %

⋅ 100

(11)

Potência aparente do transformador.

Vn: Tensão nominal do lado de MT. A expressão acima é válida para o caso de um único transformador. Também pode ser aplicada, quando existirem dois ou mais transformadores desde que os mesmos não operem em paralelo. Quando os dois transformadores operam em paralelo para efeito de cálculo, pode-se considerar que a corrente de curto-circuito tem seu valor dobrado, uma vez que os dois transformadores, tendo a mesma impedância Z% e estas estando em paralelo, resultam em uma impedância equivalente de Z%/2. Assim, o nível

CAPÍTULO 5 -


30


de curto-circuito obtido é o dobro do curto-circuito com apenas um transformador, ou seja, 2*Icc3φ.

c) Região 3 – Baixa Tensão: Para o cálculo da capacidade de interrupção dos equipamentos instalados no lado de BT (serviço auxiliar, QGBT, CCM, etc), deve-se utilizar a seguinte expressão: Icc3φ =

Onde: In:

In Z %

⋅ 100

(12)

Corrente nominal do transformador T2.

Z%: Impedância percentual do transformador T2. Obs: Quanto a possibilidade da operação em paralelo, o nível de curto-circuito deve ser calculado de maneira semelhante a região de média tensão.

CAPÍTULO 5 -


Scc

1) ALTA TENSÃO O nível de curto circuito é função do Scc da concessionária

D1

BARRAMENTO AT D2

D2

T1 Z%

T1 Z%

D3

2) MÉDIA TENSÃO O nível de curto circuito é função principalmente da: - Potência Instalada (trafo’s) - Da Impedância dos Trafo’s T1 - Do Paralelismo entre eles

D3

BARRAMENTO MT D4

D4

D4

CABO MT Taux Z% D5

D5 T2

BARRAMENTO BT D6

D6

BT

3) BAIXA TENSÃO O nível de curto circuito é função principalmente da: - Potência do Trafo T2 - Da Impedância do Trafo T2 - Da Existência de Paralelismo de Trafo’s

CARGAS

Figura 12 – Esquema unifilar para cálculo do curto-circuito – exemplo 1;

31

CAPÍTULO 5 -


32


10 – EXEMPLO DE APLICAÇÃO 2 Calcular as correntes de curto-circuito (simétrico) nos pontos indicados no diagrama unifilar da figura 13.

CAPÍTULO 5 -


138kV -3 Scc=863 MVA (ano 2010)

863.106 Icc1(3φ ) = 3.138.103 Icc1(3φ ) = 3615

1 33.106 3.13,8.103 In 2 = 1380 A 1380.100 Icc 2 = 7,5 Icc 2 = 18,4kV Icc 2( paralelo) = 36,8kV In 2 =

138/13,8 kV 25/33 MVA Z=7,5%

2 In2

CABO MT

3

4

13,8/0,48 kV 1000 kVA Z=5%

13,8/0,22 kV 30 kVA Z=4%

BT

30.103 In3 = 3.220 In 2 = 78 A 78.100 Icc 2 = 4 Icc 2 = 2kV

1000.103 In4 = 3.480 In2 = 1203 A 1203.100 Icc 2 = 5 Icc 2 = 24kV

CARGAS

Figura 13 – Esquema unifilar para cálculo do curto-circuito – exemplo 2;

33

CAPÍTULO 5 -


34


11 – EXEMPLO DE APLICAÇÃO 3 Calcular as correntes de curto-circuito (simétrico) nos pontos indicados no diagrama unifilar da figura 14. 138kV - 3φ

1

138/13.8kV 10/12.2 MVA Z=9% 2

3

13.8/0.22 kV 40 kVA Z=5%

Valores Fornecidos pela Concessionária Ano de 1996: Trifásico: Fase-Terra

428∠-71º MVA 270∠-74º MVA

Z1=0.2335∠-71º pu Z0=0.6642∠-76º pu

Ano de 2010: Trifásico: Fase-Terra:

1757∠-73º MVA 552∠-75º MVA

Z1=0.1159∠-73º pu (base de 100MVA) Z1=0.3121∠-76º pu (base de 100MVA)

Figura 14 – Diagrama unifilar para cálculo do curto-circuito – exemplo 3;

CAPÍTULO 5 -


12 – SOLUÇÃO DO EXERCÍCIO 3 PROPOSTO 138kV - 3φ

1757 ⋅ 106 Icc1(3φ ) = 3 ⋅ 138 ⋅ 103 Icc1(3φ ) = 7350 A

138/13.8kV 10/12.2 MVA Z=9% In2

13.8/0.22 kV 40 kVA

40 ⋅ 103 In = 3 ⋅ 220 In = 105 A 105 ⋅ 100 Icc = 5 Icc = 2100 A

12,5 ⋅ 106 In 2 = 3 ⋅ 13800 In 2 = 523 A 523 ⋅ 100 Icc2 = 9 1Trafo − Icc2 = 5810 2Trafos − Icc2 = 11621 A

Figura 15 – Diagrama unifilar do exercício 3 resolvido;

35

CAPÍTULO 5 -


36


13 - CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA (MONOFÁSICO) A intensidade da corrente, no curto-circuito fase-terra, depende da impedância Zn conectada entre o ponto neutro e terra. Esta impedância pode ser quase nula se o neutro for solidamente aterrado ou, pelo contrário, quase infinito se o neutro for isolado. O cálculo desta corrente de curto-circuito desequilibrada requer o uso do método das componentes simétricas. Este método substitui a rede real pela superposição de 3 redes fictícias, as quais são denominadas por seqüência positiva, seqüência negativa e seqüência zero. Cada componente do sistema fica caracterizado por 3 impedâncias: Z1 (seqüência positiva), Z2 (seqüência negativa) e Z0 (seqüência zero). Desta forma, o cálculo da corrente I 0 de falta fase-terra, é expresso por:

I 0 =

3 U Z 1 + Z 2 + Z 0 + 3 Z n

(13)

Este cálculo é utilizado em sistemas nos quais o neutro é aterrado por uma impedância Zn e determina o ajuste da proteção de terra que deve intervir para interromper a corrente de falta à terra. Na prática, por uma questão de facilidade, costuma-se usar o valor de I 0 =

U

3 Z n

. Para uma melhor visualização desta

expressão, a figura 16 mostra o sentido da corrente I o.

CAPÍTULO 5 -


37


Figura 16 - Corrente de circulação I o;

13.1 – CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO NOS TERMINAIS DE UM GERADOR O cálculo da corrente de curto-circuito nos terminais de um gerador síncrono é mais complicado que nos terminais de um transformador. Isto porque a impedância interna da máquina não pode ser considerada constante depois do início da falta. Ela aumenta progressivamente, influenciando no decaimento da corrente de curto, caracterizando três períodos distintos, conforme pode ser constatado na figura 17.

CAPÍTULO 5 -


38


Figura 17 - Corrente de curto-circuitos nos terminais de um gerador;

No período subtransitório, o valor eficaz da componente CA é elevado, variando entre 5 e 10 vezes a corrente nominal de regime permanente. A duração deste período é de aproximadamente 0.01 a 0.1 segundos. No período transitório, a corrente de curto-circuito é reduzida à valores compreendidos entre 2 e 6 vezes a corrente nominal de regime permanente. A duração deste período é de aproximadamente 0,1 a 1 segundo. Para o período permanente, o valor eficaz da componente CA assume valores entre 0,5 a 2 vezes a corrente nominal. Obviamente, esses valores dependem da potência da máquina, do seu modo de excitação, das reatâncias subtransitória, transitória e do carregamento da máquina no instante da falta. Além disso, a impedância de seqüência zero dos geradores é de modo geral de 2 a 3 vezes menores que as suas impedâncias seqüência positiva. Assim sendo, a corrente de curto circuito fase-terra será

CAPÍTULO 5 -


39


então maior que a trifásica. Normalmente, a corrente de curto-circuito trifásica permanente nos terminais de um gerador está compreendida entre 6 e 20 vezes a corrente nominal, dependendo da potência da máquina.

14 - COMPORTAMENTO DOS EQUIPAMENTOS DURANTE O CURTO-CIRCUITO Os equipamentos podem ser agrupados em: passivos e ativos. Equipamentos passivos:

são os do tipo que não intervém durante a falta, esta

categoria inclui todos os equipamentos que, devido a sua função, suportam as solicitações térmicas e dinâmicas impostas pelas correntes de curto-circuito. Nesta categoria enquadram-se: cabos, linhas aéreas, barramentos, chaves seccionadoras, interruptores, transformadores, reatâncias e capacitores, transformadores de medição, etc. A suportabilidade desses componentes estão relacionadas com as suas capacidades de resistir aos esforços térmicos e dinâmicos decorrentes de uma falta. Equipamentos ativos:

Esta categoria inclui os componentes projetados para

eliminar a corrente de curto-circuito, ou seja: disjuntores e fusíveis. Estes dispositivos devem possuir, uma capacidade de abertura e, se necessário, uma capacidade de fechamento sobre a falta existente. Capacidade de abertura:

Esta característica básica de um dispositivo de

interrupção é a corrente máxima (em kA eficazes) que ele é capaz de abrir nas

CAPÍTULO 5 -


40


condições específicas definidas pelas normas, geralmente se refere ao valor eficaz da componente CA da corrente de curto-circuito. A

capacidade

de

abertura

depende

também

de

outras

condições

complementares: •

Tensão;

•

Relação de R/X do circuito interrompido;

•

Freqüência própria da rede;

•

Número de aberturas com corrente máxima;

Capacidade de fechamento:

Geralmente esta característica possui valores

idênticos ao da capacidade de abertura. No entanto, existem casos em que a capacidade de fechamento precisa ser maior, por exemplo, para disjuntores de geradores. A capacidade de fechamento é então definida como sendo o maior valor da corrente de curto circuito (valor de pico), que aparece nos primeiros instantes da ocorrência do curto circuito. Este valor é que pode danificar os componentes sob o ponto de vista dos esforços eletrodinâmicos.

CAPÍTULO 6

TRANSFORMADORES

CAPÍTULO 6 – TRANSFORMADORES

2

TRANSFORMADORES 1 – INTRODUÇÃO Os transformadores são máquinas elétricas estáticas, de construção simples e rendimento elevado, destinados a cumprir uma missão de relevante importância nos sistemas elétricos, que é a transformação da tensão de valores baixos para altos e vice-versa, de forma a permitir a geração, o transporte e o uso da energia elétrica na tensão mais adequada a cada situação. Para entender o mecanismo envolvido neste processo e mesmo a sua necessidade nos sistemas elétricos, considere um sistema elétrico constituído por uma usina hidráulica de geração de energia elétrica e um centro consumidor constituído de uma cidade com suas variadas cargas: residências, iluminação pública, comércio, indústrias, etc..., situada a uma distância de, por exemplo, 300 Km. A energia gerada na usina não pode ter uma tensão muito alta já que isto obrigaria a um gasto muito grande com a isolação interna dos geradores, além de representar um risco muito grande de acidentes. Por estas razões, as tensões nas usinas geradoras é limitada a valores tais como, 13.200 volts, 6.600 volts ou menos. Por outro lado, o transporte de altas potências a tensões destes níveis em distâncias tais como as do exemplo, pode significar um gasto muito grande com torres e perdas no sistema. Por isso é necessário que a tensão da transmissão seja elevada para valores mais condizentes, que levem a valores de corrente elétrica menores e, consequentemente, possibilitem o uso de condutores de menor secção, com redução dos custos das linhas de transmissão e dos próprios condutores.


3

Ao se aproximar do centro consumidor, no nosso caso uma cidade, é perigoso e mesmo inviável, efetuar a distribuição da energia elétrica na tensão de transmissão - 34.500V, 69.000V, 13.800V ou maiores ainda - deve ser distribuída nos circuitos primários com tensões que não são ainda as tensões de consumo - 220V, 380V - já que a cidade pode apresentar distâncias significativas. A tensão usada então, para a distribuição primária é normalmente, de 13.800 volt. A cada quarteirão ou menos, a tensão é finalmente, transformada para a tensão de consumo - 127V, 220V ou 380V, e nestas condições, entregue ao consumidor final. Alguns consumidores de maior porte poderão, eventualmente, receber a energia elétrica na tensão primária. Nesta breve descrição percebe-se o indispensável papel do transformador, já que é ele quem faz as transformações dos níveis de tensão citados. Na subestação geradora deverá existir um transformador que eleve a tensão do nível de geração (13.800V por exemplo) para o nível de transmissão (138.000 V por exemplo). Como a potência elétrica é igual ao produto da tensão pela corrente, a corrente a ser transportada, será 10 vezes menor do que aquela que existe no gerador, e o condutor da linha de transmissão será, também 10 vezes menor do que aquele do gerador, se usada a mesma densidade de corrente. Na subestação da cidade um outro transformador fará o trabalho inverso daquele da geradora, isto é, abaixará a tensão de 138.000 volts para os 13.800 volts dos circuitos primários urbanos. Em vários pontos da cidade, transformadores de distribuição, farão a transformação final, para a tensão de consumo. Num sistema simples como este é facilmente perceptível o trabalho indispensável do transformador e a sua grande importância nos sistemas elétricos, mantendo as seções dos condutores dentro de limites aceitáveis, econômica e tecnicamente.


4

2 – PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO Um transformador consiste de dois ou mais circuitos elétricos acoplados magneticamente. O funcionamento do transformador é fundamentado no fenômeno da indução magnética, ou seja, objetiva- transferir magneticamente potência de um enrolamento (primário) a outro enrolamento (secundário). Então, em princípio, não temos ligação elétrica entre os dois circuitos. Pode-se representar esquematicamente um transformador conforme a figura 1: Fluxo Magnético φ I1

N1

VP

e1

N2

e2

VS

Figura 1- Princípio de funcionamento de um transformador;

A circulação da corrente I1, na bobina com N1 espiras resulta na força magnetomotriz F1 = N1I1 que dá origem ao fluxo magnético φ que, circulando confinado no núcleo, envolve a bobina com N2 espiras. A variação do fluxo magnético fará, pela Lei de Faraday e = d φ/dt, aparecer a tensão induzida e2 no enrolamento secundário. Nestas condições, a tensão induzida e1 pode ser relacionada com a tensão induzida e 2, pela relação entre o número de espiras.


e1 e2

=

N 1 N 2

ou

5

V P V S

=

N 1 N 2

(1)

O valor eficaz da tensão e1 é dada por: E1 = 4,44.f.N1.φMX x 10-8

(2)

O valor eficaz da tensão e2 é dada por: E2 = 4,44.f.N2.φMX x 10-8

(3)

A relação de transformação (kt) é definida pela equação 4.

kt =

E 1 E 2

=

N 1 N 2

=

V 1 V 2

(4)

Da expressão 4, observa-se que a relação entre as tensões é diretamente proporcional ao número de espiras. Por outro lado as correntes do enrolamento primário (I 1 ) e do secundário (I2 ) podem ser relacionados com base na formula 5. I 1 I 2

=

N 2 N 1

(5)

Com base na fórmula 5, verifica-se que a relação de correntes é inversamente proporcional a relação de número de espiras.


6

Comparando-se as expressões (4 e5), obtém-se: V 1 ⋅ I 1

(6)

= V 2 ⋅ I 2

Onde: V1 é a tensão aplicada no enrolamento primário; V2 é a tensão obtida no enrolamento secundário; Na equação 6, nota-se que o produto V1I1 (S1)é a potência aparente no enrolamento primário, considerando transformadores monofásicos, e é igual a V2I2 (S2) que é a potência aparente no enrolamento secundário. Nestas condições, a potência aparente para um sistema trifásico é definido pela seguinte relação: S 1

(7)

= 3 ⋅ V 1 ⋅ I 1 = S 2 = 3 ⋅ V 2 ⋅ I 2

3 – PRINCÍPIOS CONSTRUTIVOS – TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS O funcionamento dos transformadores baseia-se nos fenômenos de mútua indução

entre

dois

circuitos

eletricamente

isolados,

mas

ligados

magneticamente. Para que a ligação magnética seja a mais perfeita possível, é necessário que eles estejam enrolados sobre um núcleo magnético de pequena relutância magnética. Este núcleo deverá ter alta permeabilidade magnética e por isso seus entreferros devem ser reduzidos. Para a redução de perdas no ferro ocasionados pelo fenômeno de histerese e correntes parasitas no mesmo, o núcleo deve ser construído de uma liga de aço com uma pequena porcentagem de silício (1 a 5%). O silício serve para aumentar a permeabilidade magnética do aço, porém torna-o quebradiço. Além disso, o núcleo deve ser construído por


7

lâminas de espessura de 0,1 a 0,5 mm., devidamente isoladas. A laminação visa dificultar a circulação das correntes parasitas induzidas no núcleo. Envolvendo o núcleo são colocados os enrolamentos dos circuitos elétricos primário - aquele que está ligado à tensão que se quer transformar (V1) - e secundário - aquele que fornece a tensão transformada (V 2). As correntes que circulam nos enrolamentos primário e secundário, I1 e I2, constituem as correntes primária e secundária do transformador. Denomina-se relação de transformação, à relação entre as tensões primária e secundária (k=V 1/V2) que é aproximadamente igual à relação entre os números de espiras do primário e secundário (N1/N2). Como os fenômenos de mútua indução são reversíveis, nenhuma distinção pode ser feita entre os circuitos primário e secundário, pois os dois enrolamentos podem funcionar independentemente, como primário ou secundário bastando para isso, alimentar um ou outro. Construtivamente, os dois enrolamentos denominam-se enrolamento de AT - alta tensão - o que tem maior número de espiras e enrolamento de BT - baixa tensão - o que tem menor número de espiras. O transformador será elevador de tensão, quando se alimenta como primário o enrolamento de BT e ao contrário, como abaixador de tensão quando se alimenta o enrolamento de AT.

4 – RENDIMENTO E REGULAÇÃO DE TENSÃO Para a utilização de um transformador em um sistema elétrico, uma série de requisitos são desejados. Entre eles, citam-se o rendimento e a regulação de tensão. Para transformadores de potência é sempre exigida uma baixa regulação com altíssimo rendimento.


8

4.1 – RENDIMENTO DE TRANSFORMADORES Os transformadores são máquinas estáticas que transferem energia elétrica de um a outro circuito, mantendo a mesma freqüência e, normalmente, variando valores de corrente e de tensão. Essa transferência de energia, com foi visto anteriormente, é acompanhada de perdas, tais como: no núcleo (Po), nos enrolamentos (P j) e adicionais (PA). Essas perdas dependem da construção do transformador (material e espessura das chapas etc.) e do regime de funcionamento (tensão, corrente, etc.). Considerando a existência dessas perdas, tem-se para os transformadores, assim como para qualquer conversor de energia, uma diferença entre a potência de entrada (P1) e de saída (P2). A relação entre P1 e P2 vem expressa pelo denominado rendimento, cuja definição é:

η =

P2

(8)

P1

Ou em porcentagem:

η % =

P2 P1

× 100

(9)

Na maioria das máquinas, para se determinar o rendimento, bastaria medir as potências na entrada e na saída e substituí-las nas expressões (8) e (9). No caso de transformadores, é necessário o uso de um processo indireto, pois, para estes, o rendimento pode chegar até 99% e, nessas condições, a diferença das


9

potências de entrada e saída é bem pequena, muitas vezes superando a classe de precisão dos instrumentos de medida. Para contornar esse problema, utiliza-se: Pl=P2+P j+Po+PA

(10)

Como PA ≈ 15% a 20% de Po; considerando-se a pior hipótese e substituindo na equação anterior, vem: P1 = P2 + P j + 1,2 Po

(11)

P2 = V2 I2 cosψc

(12)

PJ = r 1I12 + r 2I22 = R 2I22

(13)

tem-se ainda que:

Na equação de P1, substituindo P2 e P J pelos segundos membros das expressões (12) e (13), tem-se: P1 = V2I2 cosψc + R 2 I2 + l,2Po

(14)

De modo a generalizar a formulação, observa-se que a corrente na expressão anterior não é I2n mas, sim, um valor qualquer de I2. Levando-se (12) e (14) em (9), tem-se:


η % =

10

V 2 I 2 cosψ C V 2 I 2 cosψ C +

2 R2 I 2

+ 1,2 PO

100

(15)

Deste modo, para a determinação do rendimento de um transformador, é suficiente a colocação de um wattímetro no secundário (verificando o valor de P2), um amperímetro (valor de I 2), o conhecimento de R 2 (ensaio em curto) e Po (ensaio a vazio).

Nota: Segundo a ABNT, o rendimento fornecido pelo fabricante deve-se referir às condições nominais e ao fator de potência da carga de valor unitário. O ensaio para a determinação do rendimento não é um ensaio de rotina, sendo geralmente feito em protótipos quando do projeto do transformador. Dependendo do resultado, efetuar-se-á uma alteração do projeto de modo a elevar tal valor. Na figura 2, tem-se um ábaco para o cálculo do rendimento de transformadores em função do Po e P j, para diversas correntes de carga.


11

Figura 2 - Ábaco para cálculo do rendimento de transformadores;

Como exemplo, apresenta-se o cálculo do rendimento para um transformador que apresenta perdas nos enrolamentos da ordem de 1,5% da potência nominal e perdas no núcleo da ordem de 0,45% da mesma potência nominal. Como resultado, tem-se que, para a plena carga (4/4), o rendimento será de 98,1 %.

4.2 – CONDIÇÃO DE MÁXIMO RENDIMENTO É natural, na operação com qualquer componente de um sistema, que o mesmo apresente o maior rendimento para o ponto de funcionamento onde a máquina ou o equipamento permanece por mais tempo. Assim, imaginamos um transformador de potência que seria instalado, por exemplo, em sua subestação. Devido a seu funcionamento quase que constantemente próximo da potência


12

nominal, o que o caracteriza como transformador de força, é interessante que o máximo rendimento ocorra para tal potência que corresponde à corrente fornecida próxima da nominal. Um outro caso a ser considerado seria o de um transformador de distribuição para o qual o funcionamento em grande parte do tempo se encontra em subcarga. Uma curva típica de operação de um transformador de distribuição é ilustrada na figura 3. Nota-se, pela figura 3, que o transformador fica na maior parte do tempo alimentando uma carga correspondente a, por exemplo, metade de sua carga nominal (I2n/2). Portanto, nesse caso, é mais interessante o funcionamento com o máximo rendimento para I2 = I2n/2. Para se verificar como isso se processa, consideremos os desenvolvimentos a seguir. P [kW] Pn

½ Pn

6

12

18

24

Hora do Dia

Figura 3 - Curva de carga de transformador de distribuição;

A equação do rendimento para uma corrente I2 qualquer é:

η % =

V 2 I 2 cosψ C V 2 I 2 cosψ C +

2 R2 I 2

+ 1,2 PO

100

(16)

Para transformadores e sistemas bem projetados, embora haja variação de I 2, V2 é praticamente constante e a carga alimentada tem um fator de potência com um


13

valor praticamente constante. Nessas condições, podem-se introduzir algumas simplificações na expressão do rendimento e obter algumas importantes conclusões. Na expressão do rendimento, multiplicando-se e dividindo-se os termos dependentes da corrente por I2n, tem-se: V 2 I 2 cosψ C ( I 2 n / I 2 n )

η % =

2

V 2 I 2 cosψ C ( I 2 n / I 2 n ) + R2 I 2 ( I 2 n / I 2 n ) + 1,2 PO

100

(17)

100

(18)

ou

η % =

V 2 I 2 n cosψ C ( I 2 / I 2 n ) V 2 I 2 n cosψ C ( I 2 / I 2 n ) +

R2 I 22n

( I 2 / I 2 n ) + 1,2 PO

Considerando o que já se referiu anteriormente para V2 e cosψc, pode-se escrever: V 2 I 2 n cosψ C = P2 n

que corresponde à potência nominal e terá um valor praticamente constante.

R2 I 22n

= P jn

- que corresponde às perdas no cobre (nominais) e terá um valor constante.

Chamando: I 2 I 2 n

= fc

em que: f C é a fração de plena carga, tem-se:

(19)


η % =

14

f C P2 n f C P2 n

2

+ f C P jn + 1,2 P0

(20)

100

De uma forma geral, isto é, para qualquer fator de potência, tem-se:

η % =

f C S n cosψ C 2

f C S n cosψ C + f C P jn

+ 1,2 P0

100

(21)

sendo: Sn a potência aparente nominal do transformador. De onde se encontra que, em (20), a única variável é f C. Derivando, portanto, a expressão (20) em relação a f C e igualando a zero, obtém-se: 2

f C P jn

= 1,2 Po

(22)

Na fase de projeto do transformador, deve-se estabelecer o valor de f C como aproximadamente igual a 1 para os transformadores de força e 1/2 para os de distribuição, resultando em um rendimento máximo para o transformador. Caso sejam levantadas as curvas η% = f(f C), para transformadores típicos de força e de distribuição, os resultados serão dos tipos mostrados na figura 4.


15

n%

n%

n %MAX

¼

Figura 4 -

½

¾

1

¼

½

¾

1

Curvas rendimento x f C para transformadores: a) transformadores de

distribuição (até 500 kVA); e b) transformadores de força (acima de 500 kVA);

4.3 – REGULAÇÃO DE TENSÃO PARA TRANSFORMADORES A regulação de tensão de uma máquina mede a variação de tensão em seus terminais devido à passagem do regime a vazio para o regime em carga. Para o caso específico de transformadores, a regulação mede a variação de tensão nos terminais do secundário, quando a este se conecta uma carga. Com o transformador a vazio, no secundário tem-se a tensão E 2, que passa para um valor V2 ao se ligar uma carga. Se a regulação é boa, esta variação será pequena e vice-versa. A Variação ∆V = E2 - V 2 depende da carga que se coloca no secundário, e pode ser: positiva, negativa ou nula, sendo que seu valor é influenciado por I2 e cosψC. Em geral, a regulação dos transformadores é definida para valor nominal da corrente e fator de potência da carga aproximadamente unitário. A regulação é dada relativamente a V2, e sua expressão em porcentagem é:


16

− V 2

Re g % =

E 2

Re g % =

∆V 100

V 2

100

(23)

(24)

V 2

Analisando a expressão anterior, conclui-se que um grande valor da regulação significa grande diferença entre E2 e V2, ou seja, grande variação de tensão. Se, ao contrário, o valor da regulação é pequeno, tem-se pequena variação de tensão. Na prática determina-se a regulação de transformadores, utilizando-se a expressão 24.1. Re g % = fc ⋅ R% ⋅ cosφ + fc ⋅ X % ⋅ sen φ

Onde: fc:

(24.1)

fator de carga;

R%: resistência percentual do transformador; X% reatância percentual do transformador; cosφ fator de potência da carga;

5 – PRINCÍPIOS CONSTRUTIVOS – TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS Para a transformação de tensão nos sistemas trifásicos podem-se empregar três transformadores monofásicos distintos e iguais. Os três enrolamentos primários destes transformadores serão alimentados pela linha trifásica primária através de agrupamento em estrela ou triângulo. Dos três enrolamentos secundários que são


17

também agrupados em estrela ou triângulo, sai a linha trifásica secundária. Os agrupamentos mais comuns são: Estrela - Estrela Y/Y Estrela - Triângulo Y/∆ Triângulo - Triângulo ∆/∆ Triângulo - Estrela ∆/Y Estrela - ZigZag Y/Zig-zag Define-se como relação de transformação nos transformadores trifásicos à relação entre as tensões de linha de primário e secundário, independentemente do esquema de ligação acima. Neste caso, esta relação já não será a mesma entre os números de espiras como nos transformadores monofásicos, já que esta relação é a que existe entre as tensões em cada fase. Assim, na ligação Y-Y e na ligação ∆/∆ elas serão iguais, mas nas ligações Y/∆ e ∆/Y a relação entre as tensões de linha será:

K =

K =

V 11 V 21 V 11 V 21

= 3 =

V 1 f V 2 f

V 1 f

3V 2 f

= 3

N 1

N 2

1 ⎞ N = ⎛ ⎜ ⎟ 1 ⎝ 3 ⎠ N 2

na ligação Y/∆, e; na ligação ∆/Y.

O emprego de bancos de transformadores monofásicos em sistemas trifásicos é limitado a casos especiais, devido ao alto custo desta solução. Normalmente, empregam-se transformadores trifásicos, que são obtidos do agrupamento sobre um mesmo núcleo trifásico, dos 6 enrolamentos dos 3 transformadores monofásicos. Existem dois tipos de montagem normais dos transformadores:

• Núcleo envolvido • Núcleo envolvente


18

O núcleo envolvido tipo mais comum para os transformadores de distribuição ou de força de potência mediana, possui as formas indicadas na figura 5:

Monofásico

Trifásico

Figura 5- núcleo de transformadores;

A montagem do núcleo é feita normalmente, com chapas cortadas em 1 e colocadas superpostas, de 2 a 5 chapas, com a seguinte ilustra a figura 6:

Figura 6 – Montagem de núcleos de transformadores trifásicos;

As seções das colunas são, normalmente dentadas - de 2 a 4 dentes por canto de forma a reduzir o perímetro do círculo envolvendo o núcleo e consequentemente, reduzindo também, o comprimento das espiras dos enrolamentos, tornando-os mais baratos. Além disso, as seções dentadas proporcionam maior número de pontos de apoio para as bobinas, tornando-as mais resistentes aos esforços de deformação que atuam nas mesmas em situações de curto-circuito e/ou de sobrecargas rápidas. O inconveniente das seções dentadas em relação às quadradas, é o aumento do custo da mão de obra de corte das chapas do núcleo, pois passam a ter uma


19

maior variedade de formatos de chapas com conseqüente aumento do custo da mão de obra de montagem. Quadrada

Dentada-2 dentes

4 pontos de apoio

8 pontos de apoio

Dentada-3 dentes

12 pontos de apoio

Figura 7 – Comparação entre as seções quadradas e dentadas;

Os enrolamentos dos transformadores trifásicos são construídos de tal forma que as bobinas de AT e BT de uma mesma fase são colocadas sobre uma mesma coluna. Nos transformadores monofásicos, apesar de ser possível a colocação de cada enrolamento em uma coluna, adota-se também a construção com os dois enrolamentos sobre a mesma coluna, para reduzir-se o fluxo de dispersão e, em conseqüência, melhorar o acoplamento magnético, com redução da reatância de dispersão e melhoria da regulação. Existem dois tipos de construção, de enrolamentos concêntricos e de bobinas alternadas. No 1 ° tipo, um dos enrolamentos, geralmente o de BT, envolve o núcleo e é envolvido pelo de AT. O de BT neste caso, é constituído de uma única bobina. Já o de AT, é formado por várias bobinas, separado do de BT por material isolante em forma cilíndrica. Coluna AT BT

Figura 8- Disposição das bobinas da AT e BT;


20

O 2° tipo de bobinas concêntricas, tem o enrolamento de BT também dividido em várias bobinas da mesma forma que o de AT, que são dispostas na coluna, alternadamente, uma bobina de AT e seguida de outra de BT. Os condutores dos enrolamentos de BT, são normalmente de seção retangular, já que possuem seção grande (>10mm2). Os condutores do enrolamento de AT, por serem de seção menor, são normalmente circulares.

6 – PARALELISMO DE TRANSFORMADORES Sem dúvida, uma das mais importantes operações com transformadores é a ligação de várias unidades em paralelo, de tal modo a ser conseguida uma maior confiabilidade e continuidade no fornecimento de energia, ou mesmo uma maior potência para um sistema elétrico. Para que o propósito seja atingido corretamente, certas precauções devem ser tomadas, e serão o objetivo desta análise. Entre as vantagens citadas do uso em paralelo de transformadores destaca-se, como se disse, a obtenção de uma certa potência que, talvez, não pudesse ser conseguida com um único transformador de potência normalizada. Uma outra grande vantagem da ligação em paralelo de transformadores pode ser evidenciada pelo diagrama unifilar de uma subestação alimentadora mostrado na Fig. 9 .


21

ENTRADA

1

3

2

4

CARGA

Figura 9 - Subestação industrial típica com transformadores em paralelo

Nota-se que, no caso de defeito do transformador 1, ou mesmo para sua manutenção, pode-se atuar nos disjuntores 1 e 2, retirando o citado transformador de serviço, e mantendo a alimentação da carga pelo transformador 2. Nota-se que há um aumento da confiabilidade do sistema em termos de fornecimento de energia, o que foi conseguido pelo uso dos dois transformadores operando em paralelo. De modo geral, para que dois ou mais transformadores sejam colocados em paralelo, eles devem satisfazer a uma série de condições que serão especificadas. Duas essenciais, indicadas por (F), e duas de otimização, indicadas por (O). O estudo será realizado para o caso mais simples (dois transformadores), podendo os resultados serem estendidos a todos os casos.


22

6.1 - MESMA RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO, OU VALORES MUITO PRÓXIMOS (F) Como as tensões entre fases para a alimentação são as mesmas, quer para o transformador 1, quer para o 2, conforme a figura10 , para que os mesmos possam ser ligados em paralelo a primeira condição estabelece que as leituras nos voltímetros indicados sejam as mesmas ou aproximadamente iguais.

H1

H2

H1

H2

X1

X2

X1

X2

Figura 10 - Verificação da relação de transformação;

Vejamos o caso de transformadores monofásicos que não satisfaçam a tal condição, ou seja, as relações de transformação são diferentes ( K 1 ≠ K 2 ). A análise é feita com base na Fig. 11.

E1 E´2

T1

T2

E1 E”2

Icirc Icirc

Figura 11 - Circuito interno formado pelos enrolamentos dos transformadores;


23

Observa-se pela Fig.11 que, sendo as tensões do primário as mesmas, caso haja diferença na relação de transformação, poder-se-á ter, por exemplo, E ′2 > E ′2′ , ou seja, K 2 > K 1. Considerando o funcionamento a vazio, pode-se traçar o diagrama fasorial da Fig. 12 aplicado ao circuito interno formado pelos dois secundários. Deve-se atentar para o fato de que as fems estão em oposição à referida malha. ∆E2 E”2

E´2

ϕ Icirc

Figura 12 - Diagrama fasorial para o circuito formado durante o funcionamento a vazio;

Na Fig. 12, tem-se: E& ′2 - fem induzida no secundário do transformador T1 . E′2′ - fem induzida no secundário do transformador T2 .

.

& ′ − E & ′′ - fem resultante para a malha formada. ∆E& 2 = E 2 2

Icirc - corrente de circulação que se estabelece na malha

formada pelos secundários devido a ∆E& 2 . Deve-se considerar que, neste estudo, admitem-se os dois transformadores com impedância do mesmo valor, o que permite somar as impedâncias na forma algébrica. Admite-se também que os transformadores estão ligados de forma correta, e, conseqüentemente, o único problema se refere à relação de transformação.


24

Dessa forma, prova-se que a equação 25 fornece o módulo da corrente de circulação: I CIRC %

=

∆K %.100 Z ′% + Z ′′%.( S n′ / S n′′ )

(25)

Onde: K 2

− K 1 K

.100 = ∆K %

K = K 1.K 2

(26) (27)

∆K % :Variação percentual das relações de transformação;

k:

Relação de transformação média;

k1:

Relação de transformação do transformador 1;

k2:

Relação de transformação do transformador 2;

Z ′% :

Impedância percentual do transformador 1;

Z ′'% :

Impedância percentual do transformador 2;

S n′ :

Potência aparente nominal do transformador 1;

S n′′ :

Potência aparente nominal do transformador 2;

Esta corrente de circulação não tem nenhuma utilidade e é responsável por um sobreaquecimento do transformador, pois, circulando pelas resistências R ′2 e R ′2′ , dissipam potências pelo efeito Joule. Assim, recomenda-se uma certa

percentagem máxima da citada corrente, expressa em função da diferença de tensões, admitida no máximo igual a 0,5% da tensão nominal do enrolamento correspondente. A operação em paralelo de transformadores que possuam relações de transformação diferentes , funcionando a vazio, conduz a uma tensão no


25

barramento, possuindo um valor intermediário entre E ′2 e E ′2′ , portanto menor que a fem de um dos transformadores e maior que a do outro.

6.2 – MESMO GRUPO DE DEFASAMENTO (F) Quando dois transformadores são colocados em paralelo, é essencial que, para a malha interna formada pelos secundários, tenha-se a fem resultante nula. Para tal, deve-se ter E ′2 = E ′2′ e as duas tensões em oposição, conforme se ilustra na Fig. 13.

E”2

E´2

Figura 13 - Composição fasorial desejada para as fems, como ela ë vista pela malha interna secundária formada pelos transformadores;

O problema da igualdade dos módulos foi devidamente analisado. Façamos agora algumas considerações a respeito da oposição entre os fasores representativos das fems.

Desejando-se conectar transformadores monofásicos em paralelo, o intento será alcançado curto-circuitando os bornes de mesmos índices, com o que se espera obter uma fem resultante nula para a malha interna formada pelos secundários. Para a verificação desta condição, sejam os exemplos a seguir de conexão em paralelo de dois transformadores, em que foram usadas as duas representações para a polaridade, como se discutiu no capítulo anterior.


26

a) T1 e T2 subtrativos Representando os transformadores como sendo vistos pela parte superior, tem-se o arranjo ilustrado na Fig. 14. T1 H1 X1

T2 H2

E´2

X2

H1 X1

T1 H2

E”2

X2

H1 X1

T2 H2

OO E´2

X2

H1 X1

H2 OO E”2

X2

Malha Interna

Figura 14 - Paralelismo de dois transformadores monofásicos subtrativos;

Na figura acima, não houve preocupação com as ligações da TS, visto que as mesmas consistem simplesmente em unir também terminais de mesmo índice. Sabendo-se que os sentidos das fems obedecem à ordem dos índices, podem-se marcar ainda na Fig. 14 os sentidos para E ′2 e E ′2′ . Em conseqüência das ligações realizadas, tem-se formado um circuito interno pelos dois secundários; circuito este constituído de uma baixa impedância; portanto, se para esta malha as tensões E ′2 e E ′2′ se somarem, haverá uma elevada corrente de circulação correspondendo a uma corrente de curto-circuito. De modo a evitar tal problema, conforme se pode constatar pela figura, basta que sejam conectados os bornes de mesmo índice; e assim, para a malha interna, ter-se-á uma fem resultante igual a zero.


27

b) T1 subtrativo e T2 aditivo Neste caso, a representação seria a indicada na Fig. 15. T1 H1

T2 H2

H1

T1 H2

H1

T2 H2

H1

OO

X1

E´2

X2

X1

a) 1a notação (comum)

E”2

X2

X1

E´2

H2 180 O

X2

X1

E”2

X2

b) 2a notação

Figura 15 - Paralelismo de dois transformadores monofásicos: T 1 subtrativo; e T2 aditivo;

No caso da 1a notação, o problema já foi devidamente analisado (ligar terminais de mesmo índice), entretanto, à 2a notação, caberia um rápido comentário. Quando o terminal X1 de T1 foi conectado com X2 de T2 , o objetivo era procurar os terminais correspondentes dos dois transformadores, de tal modo que a fem resultante na conhecida malha interna fosse nula. Efetuando essa operação, X1 estará ao mesmo potencial de X2 , portanto este fato leva a uma mudança dos índices do transformador aditivo. Alterando-se a marcação das buchas de T2 , estar-se-ia transformando-o de 180° para 0° e, assim, X1 de T1 corresponderia a X1 de T2 , o mesmo ocorrendo com os X2 . Deste modo, constata-se que transformadores de mesmo tipo, porém de polaridades opostas, podem operar em paralelo desde que sejam procurados os terminais correspondentes.


28

Tal como foi abordado para monofásicos, ao se desejar colocar dois transformadores trifásicos em paralelo, se o problema se resumir na ligação de dois transformadores, sendo um 30° e outro 210°, concluir-se-á que é desejada a operação de dois transformadores: um subtrativo e um aditivo, pertencentes a um mesmo grupo.

Neste caso, assim como no dos monofásicos, deve-se pela

mudança dos terminais de um deles - mudanças estas que poderão ser efetuadas na TS ou na TI, ou em ambas -, transformar o angulo de 210° em 30°. Isto é possível, como se observou no capítulo anterior. Colocando em paralelo dois transformadores com um mesmo defasamento, unindo os terminais X1, X2 e X3 , têm-se as tensões entre fases em oposição correspondendo exatamente ao problema analisado. Este fato permite a ligação em paralelo, pois, para as malhas internas formadas, as fems resultantes terão valor nulo. No caso de transformadores pertencentes a grupos diferentes, sem alterar as ligações internas do transformador (transformando, por exemplo, uma estrela em um triângulo), eles jamais poderiam ser operados em paralelo, pois não haveria possibilidade da transformação para um mesmo defasamento. Caso fosse tentada a ligação, na melhor condição ter-se-ia um defasamento entre os dois secundários de no mínimo 30°, originando uma fem resultante, conforme se indica na Fig. 16.


29

α/2

E2

f.e.m. resultante =

∆E2 α=30o E2

Figura 16 – Fem resultante da tentativa de ligação em paralelo de transformadores de grupos diferentes;

6.3 – MESMA IMPEDÃNCIA PERCENTUAL (Z%) OU MESMA TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO OU VALORES PRÓXIMOS (O) Estando os secundários ligados em paralelo, verifica-se que a vazio, pela primeira condição, deve-se ter E ′2 = E ′2′ . Nesta situação, nenhuma corrente de circulação existirá e o conjunto estará operando em vazio. Colocando-se desse modo um voltímetro entre os terminais do secundário de cada um, têm-se as fems E ′2′ e E1′ , como mostra a Fig. 17.

a´

b´

T1

T2 a"

b”

Figura 17 - Efeito das impedâncias dos transformadores na distribuição da carga;


30

Quando uma carga for conectada e alimentada por uma corrente I 2 , esta corrente será distribuída entre os dois transformadores. Nota-se então que, circulando uma corrente por um transformador, que como elemento de circuito nada mais é que uma impedância, haverá uma queda de tensão interna, de tal modo que as tensões terminais resultantes indicadas pelos voltímetros seriam V2′ = V2′′ = V2 , ou seja, como E ′2 era igual a E ′2′ , ocorreu nos transformadores

uma mesma queda ∆V2′ = ∆V2′′ . Como já se referiu, essas quedas corresponderiam ao produto de uma impedância pela correspondente corrente. Os módulos dessas quedas de tensão são expressos por: ∆V2′ = Z′2 .I ′2

(28)

∆V2′′ = Z ′2′ .I ′2′

(29)

I ′2 Z′2′ = I ′2′ Z′2

(30)

Como ∆V2′ = ∆V2′′ , tem-se:

Já que a tensão é única ( V2 ) e como S = VI , a equação anterior pode também ser representada por: S′% Z′′% = S′′% Z′%

(31)

em que: S′% é a potência que o transformador T1 fornece em porcentagem de sua potência nominal; e S′′% , idem, para o transformador T2 .


31

Desta expressão, observa-se que as potências entre os transformadores se distribuem de maneira inversamente proporcional às correspondentes impedâncias percentuais. Deve-se considerar que a condição analisada corresponde a um problema de otimização, não constituindo um item obrigatório a ser obedecido. Este fato leva à conclusão da possibilidade do paralelismo de transformadores mesmo com diferentes impedâncias percentuais, com a ressalva apresentada pela equação da distribuição de potências. Um outro ponto a ser levantado é que o estudo foi realizado tendo em vista os módulos

das impedâncias; no próximo item analisar-se-á o efeito dos

correspondentes argumentos.

6.4 – MESMA RELAÇÃO ENTRE REATÂNCIA E RESISTÊNCIA EQUIVALENTE (O) Supondo que dois transformadores obedeçam a todas as condições impostas ( E ′2 = E ′2′ e Z′2 = Z′2′ - em módulos), pode-se ainda analisar se os argumentos das referidas impedâncias podem ou não influenciar a operação em paralelo. Isso, em outras palavras, vem a ser a consideração da influência do ângulo dado pela relação entre a reatância e a resistência expressas em ohms ou em valores percentuais. O assunto pode ser facilmente desenvolvido com base na Fig. 18, mostrando o circuito equivalente de dois transformadores em paralelo. Observa-se que o circuito é constituído de duas impedâncias conectadas da mesma forma como os


32

transformadores estão ligados - índices 2 indicam que o sistema foi referido ao secundário. Z´2

I´2 I2 Carga

Z”2

I”2

Figura 18 - Circuito elétrico equivalente à associação dos transformadores;

As impedâncias Z′2 e Z′2′ , embora tenham o mesmo módulo, podem apresentar os ângulos internos com valores diferentes, o que seria verdadeiro, caso as relações X ′2 R ′2 e X ′2′ R ′2′ não fossem iguais.

Z´2 Z”2

Z´2=Z”2 → Módulos

ϕ´ j ≠ ” j → Argumentos X´2

ϕ´ j

R´2

ϕ” j

X”2

R”2

Figura 19 - Transformadores com diferentes ângulos internos;

Pode-se provar que: &I ′ 2 = e j∆ψ .i &I ′ 2

Donde se conclui que:

(32)


33

Caso se tenha Z′2 = Z′2′ (módulos), as correntes se distribuirão com mesmos módulos; entretanto, se os ângulos internos forem diferentes, as mesmas não estarão em fase. Como as tensões nos terminais dos trafos são as mesmas ( V& 2′ = V& 2′′ = V& 2 ), as correspondentes potências aparentes seriam dadas por: S& ′ = V& 2 .&I ′2 *

(33)

S& ′′ = V& 2 .I ′2′ *

(34)

Nas quais o símbolo (*) representa o conjugado da corrente. A potência aparente total fornecida pelo conjunto será: (35)

S& = S& ′ + S& ′′

Se existir o defasamento ∆ψ i entre as duas correntes, então esta diferença se manifestará também nas potências. Em conseqüência, a soma anterior poderia ser representada pela Fig. 20.

∆ϕ j S´

S”

S

Figura 20 – Potência aparente total;


34

Assim verifica-se que, com os mesmos dois transformadores, com ∆ψ i = 0 (isto é, R ′2 X ′2 = R ′2′ X ′2′ ), tem-se o valor máximo de potência aparente disponível, pois a soma vetorial se resume à soma aritmética ( S = S′ + S′′ ). Conclui-se finalmente, que a condição de mesma relação entrem as reatâncias e resistências é um problema de otimização do conjunto, pois, neste caso, ter-se-á a maior potência aparente que se poderá extrair do sistema.

Exercício de Aplicação 1: Considere T1 e T2 – dados a seguir – operando em paralelo e alimentando uma carga de 720 kVA. Qual a contribuição de cada uma deles? T1:

S N=500 [kVA] U N=13,8[kV]/380[V] Z% = 4,5%

T2:

S N=300 [kVA] U N=13,8[kV]/380[V] Z% = 4,5%

Solução: Sabe-se que: S1 Z 2 S 0,045 = ⇒ 1 = ⇒ S2 Z1 S2 0,045 S1 = S2 ⇒

S1 S = 2 ⇒ S1 N S 2 N

S 500 S1 = 1 N .S 2 ⇒ S1 = .S 2 ⇒ S 2 N 300 S1 = 1,667.S 2

Por outro lado:

(1)


S1 + S 2 = 720

35

(2)

Levando (1) em (2). Tem-se: 1,667.S 2 + S 2 = 720 ⇒ 2,667.S 2 = 720 ⇒ S 2 = 270[kVA]

Logo: S1 = 450[kVA]

O que está perfeitamente de acordo com a teoria, pois como a carga – 720 kVA – solicita 90% da potência disponível – 800 kVA -, e como as impedâncias são iguais, os transformadores estão igualmente carregados: 270 [kVA] = 90%. 300 [kVA] e 450 [kVA] = 90%. 500 [kVA].

Exemplo de Aplicação 2: Considere T3 e T4 – dados a seguir – operando em paralelo e alimentando: a) carga de 11250 kVA b) carga de 12500 kVA Qual a contribuição de cada um deles em cada um dos casos? T3:

S N = 7500 [kVA] Z% = 5,84%

T4:

S N = 5000 [kVA] Z% = 5,62%

Solução: Caso a: Sabe-se que:


S1 Z 2 S 0,0562 = ⇒ 1 = ⇒ S2 Z1 S2 0,0584

S1 S = 0,9623. 2 ⇒ S1 N S 2 N S 7500 S1 = 0,9623. 1 N .S 2 = 0,9623. .S ⇒ S 2 N 5000 2 S1 = 1,4435.S 2

(3)

Por outro lado: S1 + S 2 = 11250

(4)

Levando (3) em (4). vem: 1,4435.S 2 + S 2 = 11250 ⇒ S 2 = 4604[kVA] S1 = 6646[kVA]

e ainda: S1 % =

6646 .100 ⇒ S1 % = 88,6% 7500

S2 % =

4604 .100 ⇒ S 2 % = 92,1% 5000

Caso b S1 + S 2 = 12500

36


37

Levando (3) em (4). vem: 1,4435.S 2 + S 2 = 12500 ⇒ S 2 = 5116[kVA] S1 = 7384[kVA]

e ainda: S1 % =

7384 .100 ⇒ S1 % = 98,45% 7500

S2 % =

5116 .100 ⇒ S 2 % = 102,32% 5000

Os caso a e b mostram que devido à diferença de impedâncias não houve distribuição eqüanime entre as potências (88,6%; 92,1% e 98,45%; 102,32%) e que no caso de carga menor que a nominal – caso a - pode não haver sobrecarga, dissimulando o problema que aparecerá, sem dúvida, no caso de carga nominal – caso b.

7 – PERDA DE VIDA ÚTIL EM TRANSFORMADORES As falhas nos transformadores geralmente estão associadas a problemas na isolação do equipamento. Quanto maior a temperatura a que a isolação estiver submetida, maior será a sua deterioração. Portanto, o carregamento de um transformador está diretamente ligado à sua temperatura de operação, que, por sua vez, influi sobre a expectativa de vida útil do transformador.


38

Assim, decisões inteligentes de carregamento de transformadores podem ser tomadas no sentido de se admitirem sobrecargas em certos períodos do ciclo de carga, sem sacrificar a sua vida útil ao longo do dia. Isto vai ao encontro da tendência verificada atualmente no sistema elétrico brasileiro, de racionalização do uso de energia. Baseado na NBR 5416/1991 – “Aplicação de cargas em transformadores de potência”, da ABNT, propõe-se uma técnica de carregamento que consiste, basicamente, em determinar a máxima ponta de carga que pode ser suprida pelo transformador durante um determinado tempo sem que haja um acréscimo de perda de vida útil em relação à condição nominal. Analisa-se o critério de carregamento em condições de operação do transformador suprindo apenas cargas lineares (sem distorções de tensão ou corrente).

a) Carregamento de transformadores suprindo cargas lineares a1) Comportamento térmico: As condições de sobrecarga em um transformador são governadas pela temperatura ambiente e pela temperatura do ponto mais quente do enrolamento. A NBR 5416, que fornece os procedimentos para carregamento de transformadores de potência imersos em óleo isolante para potências nominais trifásicas até 100 MVA, aplica-se a dois tipos de transformadores, a saber:

• Transformadores de 55oC – transformadores com elevação média de temperatura dos enrolamentos, acima da temperatura ambiente, não superior a 55oC, e elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento, acima da temperatura ambiente, não superior a 65oC;

• Transformadores de 65oC – transformadores com elevação média de temperatura dos enrolamentos, acima da temperatura ambiente, não superior


39

a 65oC, e elevação de temperatura do ponto mais quente do enrolamento, acima da temperatura ambiente, não superior a 80oC. A equação de Arrhenius expressa pela 36, estabelece a perda da vida útil do transformador em função da sua temperatura de ponto mais quente.

PV = 10

⎡ 6972 ,15 ⎤ −⎢ + A⎥ ⎣ 273 + θ e ⎦

.100.t

(36)

onde: PV% = perda de vida útil percentual em relação à expectativa normal;

θe = temperatura do ponto mais quente do enrolamento, em oC; t = tempo em horas; A = -13,391 para transformadores de 65oC e –14,133 para transformadores de 55oC. Da expressão (36) é possível traçar curvas correlacionando a temperatura do ponto mais quente do enrolamento com a expectativa de vida útil do transformador de acordo com a figura 21, para transformadores de 65 oC e de 55oC.


40

Vida (horas) 10

o

65 C

10

o

55 C

10

10 10 300

240

110 95 80 180 160 40 o Temperatura do ponto mais quen te, em C

Figura 21- Curvas de expectativa de vida útil do transformador;

Da figura 21 conclui-se que, para um transformador de 65oC operando com a temperatura do ponto mais quente do enrolamento (θe) igual a 100oC, a expectativa de vida útil será equivalente a 110 mil horas. A elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente e a elevação da temperatura do ponto mais quente sobre a temperatura do topo do óleo são dadas pelas equações (37) e (38), respectivamente.

onde:

∆θ0 = (∆θ0f − ∆θ0i ). 1 − e − t / To + ∆θ0i

(37)

∆θe = (∆θef − ∆θei ). 1 − e − t / Te + ∆θei

(38)


41

∆θof e ∆θef = elevação final de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente e elevação final de temperatura do ponto mais quente sobre a temperatura do topo do óleo, respectivamente (oC);

∆θoi e ∆θei = elevação inicial de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente e elevação inicial de temperatura do ponto mais quente sobre a temperatura do topo do óleo, respectivamente (oC); To e Te = constantes de tempo do óleo e do enrolamento, respectivamente (horas). A figura 22 mostra, a título de ilustração, os perfis de temperaturas do transformador submetido a um ciclo de carga retangular. S Sp Si

Si Tempo

∆θe + ∆θo

Tempo

∆θe

∆θei Tempo

∆θe

∆θo i

Tempo a) b) c) d)

Ciclo de carga co m dois níveis de carregamento Elevação d e temperatura do ponto mais quente do enrolamento s obre a ambiente Elevação d e temperatura do ponto mais quente do enrolamento s obre a temperatura do topo do óleo Elevação de temperatura do pont o mais quente do topo do óleo sobre a amb iente

Figura 22 – Perfis de temperaturas do transformador submetido a um ciclo de carga retangular;


42

A temperatura do ponto mais quente do enrolamento é: θe = ∆θo + ∆θe + θa

(39)

onde θa é a temperatura ambiente. Partindo-se de um ciclo de carga retangular, com dois níveis de carga, é possível determinar o máximo pico de carga que um transformador poderá suprir em condições senoidais, sem que haja perda de vida útil em excesso. Geralmente, torna-se necessária a determinação de um ciclo de carga equivalente a partir de um ciclo real. A figura 23 mostra um ciclo de carga real (linha contínua) e a sua correspondente representação em termos de ciclo de carga equivalente (linha tracejada). Carga em porcentagem da nominal

150

Ponta de carga

100

Carga inicia l

50

1 hora

Carga real 0

24

6

12

18

24 horas

Figura 23 – Ciclos de carga real e equivalente típicos de um transformador;

A carga equivalente, do ponto de vista de temperatura, produzirá as mesmas perdas que as causadas pela carga real. A carga básica equivalente corresponde ao valor médio quadrático obtido para os períodos anterior e posterior ao pico de carga e a carga de ponta equivalente é o valor médio quadrático para o período sobre o qual a maior parte da ponta parece existir.


43

É importante que, ao dividir o ciclo de carga em períodos distintos, não se cometa o erro de fazer o equivalente de carga correspondente a períodos que não apresentem características de carregamentos uniformes, correndo-se o risco de subestimar a expectativa de perda de vida útil do transformador. O método para determinação da máxima ponta de carga do transformador consiste basicamente em dividir o ciclo diário de 24 horas em intervalos de pequena duração e, ao fim de cada intervalo, calcular a temperatura do ponto mais quente do enrolamento e a perda de vida útil do transformador por meio das expressões (36) a (39). A temperatura do ponto mais quente do enrolamento é suposta constante ao longo do intervalo e igual ao valor final do mesmo, enquanto a perda de vida total ao longo do ciclo diário de 24 horas será a soma das perdas de vida útil calculadas para cada intervalo de tempo. A metodologia determina que essa perda de vida útil total ao longo do dia não pode ultrapassar a perda de vida normal do transformador. Por exemplo, para um transformador de 65oC, a elevação de temperatura do ponto mais quente acima da ambiente em condições nominais de operação é de 80oC. Portanto, para determinar a sua perda de vida útil diária normal, considerando-se a temperatura ambiente de 30oC, basta substituir o valor da temperatura do ponto mais quente do enrolamento (80oC + 30oC) na equação (36), obtendo-se o seguinte resultado: PV % = 10

6972,15 − ⎡⎢ −13, 391⎤⎥ ⎣ 273+ 30 + 80 ⎦

.100.24 = 0,03691%

A maior ponta de carga permissível é obtida através de um processo iterativo. A primeira tentativa consiste em considerar a ponta de carga como sendo a carga inicial. Usando este valor de ponta de carga, calculam-se os valores de elevação de temperatura para cada intervalo de tempo dentro do período de 24 horas, calculando-se, ao final do período, a perda de vida útil total, que é o somatório das perdas de vida de cada intervalo de tempo. A seguir, compara-se o valor


44

calculado com o valor predeterminado como sendo a perda de vida normal diária do transformador. Caso o valor calculado de porcentagem de perda de vida ultrapasse a tolerância especificada (±4% do valor de perda de vida normal desejado), o valor da ponta é recalculado. Se a perda de vida calculada for maior que a desejada, a ponta de carga será reduzida e o seu novo valor será a média entre o valor atual da ponta de carga e o valor mínimo da ponta de carga da iteração anterior. Se a perda de vida calculada for menor que a desejada, a ponta de carga será aumentada, e o seu novo valor será a média entre o valor atual da ponta de carga e o valor máximo da ponta de carga da iteração anterior. Repete-se o processo iterativo até que o valor calculado da porcentagem de perda de vida chegue ao limite da tolerância especificada. O fluxograma simplificado do processo é mostrado na figura 24. Dados de entrada

Inicialização Smáx = 200% Smin = 0

Cálculo da carga máxima de ponta Sp = (Smáx + Smin)/2

A

Cálculo das temperaturas e da perda de vida total

≤ 0,04

Imprimir resultados Sp, θe

(PVc-PV)/PV

Smin = Sp

A

Não

(PVc-PV)>0

Sim

Smáx = Sp

A

Figura 24 – Fluxograma simplificado do processo de cálculo;


45

a2) Resultados obtidos a partir de um exemplo Admita-se que se deseja determinar a máxima ponta de carga a que um transformador, com as características nominais mostradas na tabela I, poderá estar submetido, considerando-se a ponta de carga com duração de quatro horas e que a carga no período fora da ponta seja de 70% da nominal.

Tabela I – Principais características de um transformador de 65 oC sob carga nominal Elevação de temperatura do ponto mais quente acima da temperatura ambiente (∆θem + ∆θom ) . Elevação de temperatura do topo do óleo acima da temperatura ambiente (∆θom ) Constante de tempo do óleo (To) Constante de tempo do ponto mais quente (Te) Relação entre perdas no cobre e as perdas no ferro (R)

80oC 55oC 3h 0,08 h 3,2

Além dos dados da tabela I, informações adicionais de entrada a um programa computacional, como as mostradas na tabela II, são necessárias para o desenvolvimento do processo de cálculo. Tabela II – Dados adicionais de entrada ao programa operacional Carga inicial do ciclo de carga (Si) Tempo de duração da ponta de carga (tp) Temperatura ambiente (ta) Perda de vida útil diária normal (PV)

70% 4h 30oC 0,03691%

Assim, utilizando-se os dados das tabelas I e II e com auxílio de um programa computacional, obtêm-se os valores máximos de temperatura no transformador e a máxima ponta de carga permissível. Os resultados obtidos estão na tabela III. Tabela III – Valores máximos de temperatura e carregamento obtidos do programa computacional Máxima ponta de carga permissível Máxima elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente Máxima elevação de temperatura do ponto mais quente sobre a do topo do óleo Temperatura do ponto mais quente do enrolamento

130% 66oC 38oC 134oC


46

Portanto, por essa tabela III, conclui-se que um transformador típico de 65 oC e resfriamento ONAN, operando com uma carga de 70% da nominal fora de ponta, poderá estar submetido a um carregamento de 130% da carga nominal durante o período de quatro horas de duração da ponta quando estiver suprindo cargas lineares. A temperatura do ponto mais quente será de 134oC, considerando-se a temperatura ambiente de 30oC. Nessas condições, a vida útil diária do transformador não estará sendo alterada em função do seu carregamento. A figura 25 mostra os perfis de temperatura conforme o ciclo de carga, obtidos pelo programa. o

C 140

134oC

130%

120 100 Temperatura do ponto mais quente do enrolamento 80 Ciclo de carga

60

70%

40

Elevação da temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente

20

Elevação da temperatura do ponto mais quente sobre a do topo do óleo

0

0

5

10

15

20

25 Tempo (horas)

Figura 25 – Curvas de temperatura do transformador suprindo carga linear;

8 – QUADRO COMPARATIVO A título de informação, mostra-se no quadro resumo 1, um estudo comparativo de algumas características dos transformadores de força exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica.


47

Quadro Resumo 1 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto aos transformadores. TRANSFORMADORES DE FORÇA Existe ficha técnica? Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: (Estrela ou ZIG – ZAG) com neutro acessível. CERJ Não Comutador de tensão obrigatório com tensão (2x) +- 2,5%. Regulação automática a critério do consumidor. Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: estrela eficazmente aterrado. A potência e o número de unidades são função da capacidade prevista para CPFL Não subestação. TAP’s sugeridos para comutação sem carga: 144,900 – 141,450 – 138,0 – 134,550 – 131,100 – 127,650 – 124,200 kV CELESC Não há especificação na norma. Não Padrão ELETROPAULO: Enrolamento primário (triângulo) – religável, nas seguintes faixas: 76 a 92 kV para 88 kV ELETROPAULO Não 119 a 144 kV para 138 kV Regulação de tensão a critério do consumidor – Automática ou Manual tanto na alta quanto na baixa tensão. Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: estrela com neutro aterrado via resistor de CEMIG aterramento. Não Regulação de tensão a critério do consumidor – Automática ou Manual tanto na alta quanto na baixa tensão. Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: (Estrela ou ZIG – ZAG) com neutro solidamente aterrado. CELPE Aceita-se aterramento por resistor (adotado pela SCHNEIDER em LANESA) Não Para regulação automática em carga recomenda-se 66 kV +- 10%. Para regulação em vazio, recomenda-se: 67,65 / 66 / 64,35 /62,75 / 61,05 / 59,40 kV. Enrolamento primário: (triângulo) Enrolamento secundário: Estrela com neutro acessível. COELCE Sugestões de derivações no enrolamento de tensão superior sem carga e sem sim tensão 70950 / 69300 / 67650 / 66000 / 64350 volts. Comutação automática: 66000 +- 8 x 1,25% volts.

CAPÍTULO 7

TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL

CAPÍTULO 7 – TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL

2

TRANSFORMADORES DE CORRENTE E DE POTENCIAL

1 - INTRODUÇÃO Os dispositivos de proteção ou medição precisam receber informações sobre as grandezas elétricas dos equipamentos a serem protegidos. Por razões técnicas, econômicas e de segurança, estas variáveis não podem ser obtidas diretamente na alimentação de alta tensão, é preciso utilizar dispositivos intermediários, tais como:

• Transformadores de tensão (TP), • Transformadores de corrente (TC), • Sensores toroidais (TC “janela”) para medir correntes homopolares.

2 - TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC'S) Os TC’s destinam-se a evitar a conexão direta de instrumentos de medição e proteção nos circuitos de corrente alternada de alta tensão. Permite, desta forma, isolar o circuito de alta tensão dos instrumentos de medição e proteção, bem como adaptar a grandeza a medir, no caso a corrente, em uma proporção conhecida e de modo a assegurar uma medição mais favorável e segura. A figura 1 representa, esquematicamente, o TC e as grandezas associadas, as quais serão definidas ao longo deste capítulo.


3

Z

N1

I1

TC

N2 I2 Z’

Figura 1 – Esquema elétrico de um T.C;

O TC tem N1 < N2, resultando no secundário uma corrente I 2 < I1. Os TC’s tem geralmente poucas espiras no primário, e dependendo do valor da corrente primária, este pode ter apenas uma espira, constituída por uma barra colocada em série no circuito. Uma primeira observação essencial é que a corrente I1 (corrente no enrolamento primário) é definida pelo circuito externo, pela carga Z, e portanto não depende da carga Z’ do(s) instrumento(s) ligado(s) no secundário do TC. Como são empregados para alimentar instrumentos de baixa impedância (amperímetros, bobinas de corrente de wattímetro, de medidores de watt-hora e bobinas de corrente de diversos relés), diz-se que são transformadores que funcionam com o secundário quase em curto circuito permitindo a circulação de uma corrente secundária proporcional à primária em módulo e com a menor defasagem angular possível entre ambas.


4

O equilíbrio de funcionamento do transformador de corrente é mostrado pela equação: → → → N1 I 1 + N 2 I 2 = N1 I 0

(1)

Ou seja, as forças magnetomotrizes (f.m.m) produzidas nos enrolamentos primários (N1*I1) e secundários (N2*I2) fornecem como resultado a força magnetomotriz de magnetização (N1*I0). A equação 1 nos mostra que, se por um motivo qualquer, o enrolamento secundário ficar aberto, obviamente a corrente secundária será zero, logo, toda f.m.m. produzida pela corrente primária I1 irá se converter em f.m.m. de magnetização. Isto causará a saturação do núcleo de ferro aumentando em consequência, as perdas a um valor elevadíssimo, devido ao alto valor da indução. Isto provoca um aquecimento excessivo. Além do problema citado, a elevada tensão induzida no circuito secundário, coloca em risco os instrumentos e principalmente vidas humanas. Por esta razão, os transformadores de corrente devem ter sempre o seu secundário fechado. Os enrolamentos não utilizados, que não pertençam ao mesmo núcleo, devem ser curto-circuitados. Quando um TC possuir dois ou mais enrolamentos no mesmo núcleo e apenas um destes enrolamentos for utilizado o(s) outro(s) deve(m) ficar aberto(s), pois o enrolamento fechado equilibra o TC. Costuma-se para efeito de cálculo, desprezar a corrente de magnetização. A equação anterior, pode então, ser escrita sob a forma:


5

N1I1 = N 2 I 2

(2)

N1 I 2 = N 2 I1

(3)

ou ainda:

Ao se fazer tal aproximação, depara-se com o transformador de corrente ideal. Para defini-lo melhor deve-se compreender as definições das seguintes grandezas:

2.1 – RELAÇÃO NOMINAL É a relação entre a corrente nominal primária e a corrente nominal secundária. É um dado de placa.

K c =

I1n I 2n

(4)

2.2 – RELAÇÃO DE ESPIRAS É a relação entre o número de espiras do enrolamento secundário e o número de espiras do enrolamento primário.

K c =

N 2 N1

(5)


6

2.3 – RELAÇÃO EFETIVA OU RELAÇÃO VERDADEIRA É aquela que o transformador efetivamente fornece, ou seja: “É a relação entre a corrente primária e a corrente secundária, sendo ambas, medidas em termos de valores eficazes”. K r =

I1 I2

(6)

De posse do significado dessas grandezas, pode-se definir o transformador ideal: “É o transformador no qual, o número que mede a relação nominal, a relação de espiras e a relação efetiva, é o mesmo”. Analisando as equações 2 e 3 verifica-se que as correntes primária e secundária são inversamente proporcionais ao respectivo número de espiras. Da suposição feita acima, pode-se concluir que a relação de transformação será fortemente influenciada pela corrente de excitação, o que provocará um “erro de relação” e, ao mesmo tempo, um “erro de fase”, como pode ser observado no diagrama fasorial mostrado na figura 2.


β

7

n2 .I 2 n1

I1

+

θ0 I p

I0

0

I

I2

90o

θ2 U2 r 2I2

E2 X2I2

Figura 2 – Diagrama Fasorial de um TC;

Sabe-se que o TC introduz 2 (dois) erros:

a) Erro de Relação A corrente de excitação I0, composta da corrente magnetizante Iu, responsável pela produção do fluxo φ, e da corrente associada às perdas no núcleo (histerese e correntes de Foucault), causa um pequeno erro de relação. Para a correção do erro de relação, deve-se definir o conceito de “fator de correção de relação”, o qual é dado por: FCR c =

K r K c

(7)


8

onde: K r = relação efetiva ou verdadeira K c = relação nominal Portanto, o fator de correção da relação é o fator pelo qual deve ser multiplicada a relação nominal K c do TC para se obter a relação efetiva ou verdadeira K r. O erro de relação percentual fica sendo expresso por: Erro rel. % = 100(FCR c –1)

(8)

b) Erro de Fase Como pode ser observado no diagrama fasorial da figura 2, a corrente primária I1 é defasada da corrente secundária I2 por um ângulo de 180o ± β . O ângulo de 180o é compensado pela marcação correta da polaridade do TC, como mostra o

diagrama fasorial da figura 2, e o ângulo ± β , se constitui no erro de fase do transformador, devido a corrente de excitação I0. O ângulo β será positivo quando a corrente secundária (-I2) for adiantada da corrente primária I1, e será negativo quando a corrente secundária (-I2) for atrasada da corrente primária I1. Os erros de fase e de relação não são valores fixos em um dado TC, dependem da corrente primária, frequência, forma de onda da corrente primária e da carga secundária incluindo os cabos secundários. Sob condições normais, onde a frequência e a forma de onda da corrente primária são praticamente constantes,


9

tais erros dependem principalmente da corrente primária e da carga secundária incluindo o efeito dos cabos secundários. Define-se agora o que se denomina por “fator de correção de transformação” de um TC (FCTc). É o fator pelo qual se deve multiplicar a leitura indicada por um wattímetro, cuja bobina de corrente é alimentada através do referido TC, para corrigir o efeito combinado do fator de correção da relação FCR c e do ângulo de fase β . Da ABNT-EB-251, item 4.3..1.2.1, transcreve-se as duas observações: NOTA 1: Os limites do fator de correção da transformação (FCTc) podem ser considerados os mesmos limites do fator de correção da relação (FCR c), quando o fator de potência da carga é unitário, visto que, nestas condições, o ângulo de fase ( β ) do TC, por ser pequeno, não introduz erros significativos. NOTA 2: Para qualquer fator de correção da relação (FCR c) conhecido de um TC, os valores limites positivo e negativo do ângulo de fase ( β ) em minutos são expressos por: β = 2600.(FCR c – FCTc)

Uma vez observados os aspectos anteriores, pode-se agora definir o TC.

(9)


10

2.4 – DEFINIÇÃO DA ABNT “Transformador para instrumentos, cujo enrolamento primário é conectado em série em um circuito, que se destina a reproduzir em seu secundário a corrente do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida, em uma proporção definida, conhecida e adequada para uso com instrumentos de medição, controle ou proteção”. É muito comum, ao se estudar um transformador de corrente, fazer analogia com os transformadores de força. Existem, de fato, muitas semelhanças entre ambos. A principal reside no fato de que ambos dependem fundamentalmente do mecanismo da indução magnética. Em termos de operação, existe diferenças consideráveis:

• Num transformador de força, a corrente que circula no primário é função direta da corrente que circula no secundário. • Num transformador de corrente, a corrente que circula no enrolamento primário independe da corrente do enrolamento secundário, uma vez que o enrolamento primário é conectado em série com o circuito. Segundo a norma ABNT-EB-251, os valores nominais que caracterizam os transformadores de corrente são os seguintes: a) Corrente nominal e relação nominal; b) Nível de isolamento; c) Frequência nominal; d) Carga nominal; e) Classe de exatidão; f) Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção); g) Fator térmico nominal;


11

h) Corrente térmica nominal; i) Corrente dinâmica nominal. Far-se-á em seguida, um desenvolvimento das características acima, tentando apresentar também alguns aspectos que envolve outra norma (ANSI –USA ).

a) Corrente nominal e relação nominal: Segundo a ABNT as correntes primárias nominais e as relações nominais são as especificadas na tabela 1. As relações nominais são baseadas na corrente secundária nominal de 5A . No caso de TC’s com várias relações nominais, todas as correntes primárias nominais devem ser escolhidas dentre as especificadas na tabela 1. Tabela 1 – Correntes primárias nominais e relações nominais para TC. Corrente Nominal Primária [A] 5 10 15 20 25 30 40 50 60 75

Relação Nominal 1:1 2:1 3:1 4:1 5:1 6:1 8:1 10:1 12:1 15:1

Corrente Primária Nominal [A] 100 125 150 200 250 300 400 500 600 800

Relação Nominal 20:1 25:1 30:1 40:1 50:1 60:1 80:1 100:1 120:1 160:1

Corrente Primária Nominal [A] 1000 1200 1500 2000 2500 3000 4000 5000 6000 8000

Relação Nominal 200:1 240:1 300:1 400:1 500:1 600:1 800:1 1000:1 1200:1 1600:1

Segundo a norma ANSI as correntes primárias nominais e as relações nominais são especificadas nas tabelas 2 e 3.


12

Tabela 2 – Para TC’s que não são do tipo bucha. CORRENTES EM (A) RELAÇÃO SIMPLES 10:5 15:5 25:4 40:5 50:5 75:5 100:5 200:5 300:5 400:5 600:5

Relação dupla com conexão série paralelo no enrolamento primário 25 x 50:5 50 x 100:5 100 x 200:5 200 x 400:5 400 x 800:5 600 x 1200:5 1000 x 1200:5 2000 x 2000:5

800:5 1200:5 1500:5 2000:5 3000:5 4000:5 5000:5 6000:5 8000:5 12000:5

Relação dupla com taps no enrolamento secundário 25/50:5 50/100:5 100/200:5 200/400:5 300/600:5 400/800:5 600/1200:5 1000/2000:5 1500/3000:5 2000/4000:5

Tabela 3 – Para TC’s multi-relação do tipo bucha. RELAÇÃO DE CORRENTES (A)

TAPS SECUNDÁRIO

RELAÇÃO DE CORRENTES (A)

600:5 50:5 100:5 150:5 200:5 250:5 300:5 400:5 450:5 500:5 600:5

2000:5 x2-x3 x1-x2 x1-x3 x4-x5 x3-x4 x2-x4 x1-x4 x3-x5 x2-x5 x1x5

1200:5 100:5 200:5 300:5 400:5 500:5 600:5 800:5 900:5 1000:5 1200:5

TAPS SECUNDÁRIO

x2-x3 x1-x2 x1-x3 x4-x5 x3-x4 x2-x4 x1-x4 x3-x4 x2-x5 x1-x5

300:5 400:5 500:5 800:5 1100:5 1200:5 1500:5 1600:5 2000:5

x3-x4 x1-x2 x4-x5 x2-x3 x2-x4 x1-x3 x1-x4 x2-x5 x1-x5 3000:5

1500:5 2000:5 3000:5

x2-x3 x2-x4 x1-x4 4000:5

2000:5 3000:5 4000:5

x1-x2 x1-x3 x1-x4 5000:5

3000:5 4000:5 5000:5

x1-x2 x1-x3 x1-x4

Segundo as normas da ABNT e ANSI (tabelas 1, 2 e 3), os TC’s, para serviços de medição, devem ser selecionados de modo que a corrente de serviço esteja compreendida entre 10% e 100% da corrente nominal primária. Observar os paralelogramos de limite da classe de exatidão nominal, os quais estão ilustrados nas figuras 3, 4 e 5.


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b) Nível de Isolamento É definido com base na classe de tensão de serviço no circuito no qual o TC será conectado. Deve-se considerar a tensão máxima de serviço. Cuidados especiais devem ser tomados quanto à classe de isolamento. Sabe-se que o custo é função direta da classe de tensão de isolamento nominal.

c) Frequência Nominal As frequências nominais para os TC’s são 50 e/ou 60 Hz. d) Carga Nominal Todas as considerações sobre a classe de exatidão dos transformadores de corrente, estão condicionados ao conhecimento das cargas dos mesmos. As publicações dos fabricantes fornecem as cargas dos relés, medidores, etc., que somadas às impedâncias dos cabos secundários, representarão a carga total do TC. De uma maneira geral, a carga do TC diminui à medida que aumenta a corrente secundária do TC, devido à saturação dos circuitos magnéticos dos relés, medidores e outros instrumentos. Segundo a ABNT as cargas nominais são designadas pela letra “C” seguida pelo número de volt-amperes em 60 Hz, com corrente nominal de 5 A e fator de potência normalizado conforme tabela 4. Para seleção da carga nominal de um transformador de corrente destinados à medição ou à proteção, somam-se às potências consumidas pelos instrumentos de medição ou de proteção a serem ligados no seu secundário. Quando necessário, considera-se também as potências consumidas pelas conexões e cabos secundários. Nestas condições, adota-se a carga padronizada de valor imediatamente superior ao valor calculado.


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Tabela 4 – Cargas nominais para TC. CARGAS NOMINAIS POTÊNCIA FATOR DE DESIGNAÇÃO APARENTE POTÊNCIA (VA) (1) (2) (3) C 2,5 2,5 0,90 C 5,0 5,0 0,90 C 12,5 12,5 0,90 C 25 25 0,50 C 50 50 0,50 C 100 100 0,50 C 200 200 0,50

CARACTERÍSTICAS A 60 Hz E 5 A RESISTÊNCIA INDUTÂNCIA IMPEDÂNCIA EFETIVA (mH) (α) (α) (4) (5) (6) 0,09 0,116 0,1 0,18 0,232 0,2 0,45 0,580 0,5 0,50 2,3 1,0 1,0 4,6 2,0 2,0 9,2 4,0 4,0 18,4 8,0

Segundo a ANSI as cargas nominais são designadas pela letra “B” seguida pelo valor da impedância em 60 Hz, com corrente nominal 5 A e fator de potência normalizado conforme tabela 5. Tabela 5 – Cargas nominais para TC DESIGNAÇÃO B-0,1 B-0,2 B-0,5 B-1 B-2 B-4 B-8

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS PARA 60 Hz E 5 A RESISTÊNCIA INDUTÂNCIA IMPEDÂNCIA VOLTFATOR DE () (mH) () AMPERES POTÊNCIA 0,09 0,116 0,1 2,5 0,9 0,18 0,232 0,2 5,0 0,9 0,45 0,580 0,5 12,5 0,9 0,5 2,3 1,0 25 0,5 1,0 4,6 2,0 50 0,5 2,0 9,2 4,0 100 0,5 4,0 18,4 8,0 200 0,5

e) Classe de Exatidão Nominal Especial atenção deve ser dada a esse item. É de primordial importância para a correta especificação do TC. Os TC’s, são agrupados em duas classes distintas:

• TC’s para serviço de medição; • TC’s para serviço de proteção.


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e1) TC’s para serviço de medição É importante que esses transformadores retratem fielmente a corrente a ser medida. É imprescindível, que apresentem erros de fase e de relação mínimos dentro de suas respectivas classes de exatidão. Segundo as normas ABNT e ANSI, os transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa entre 10 a 100% da corrente nominal. Em caso de curto circuito, não há necessidade que a corrente seja transformada com exatidão. É vantajoso que em condições de curto-circuito, o transformador entre em saturação, proporcionando assim, uma auto proteção aos equipamentos de medição conectados no secundário. Os transformadores de corrente são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão nominal: 0,3; 0,6; 1,2 %. As figuras 3, 4 e 5, mostram os paralelogramos de exatidão definidos para cada uma das classes de exatidão. Considera-se que o TC para serviço de medição, está dentro de sua classe de exatidão, quando o ponto determinado pelo erro de fase e pelo FCR c estiver dentro do paralelogramo de exatidão. e1.1) Seleção da Classe de Exatidão Para serviço de medição, indica-se a classe de exatidão seguida do símbolo da maior carga nominal com a qual se verifica essa classe de exatidão. Cada enrolamento secundário deverá ser indicado com todas as suas classes de exatidão com as cargas nominais correspondentes. Exemplo: 0,3 - C12,5 - segundo norma ABNT 0,3B 0,5

segundo norma ANSI


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Pode acontecer que o TC tenha diferentes classes de exatidão, para diferentes cargas. Nestas condições, estas classes deverão ser indicadas da seguinte maneira: 0,6-C2,5:1,2-C12,5 A seleção da classe de exatidão é função direta da aplicação a que se destina o TC. É importante considerar que, tanto o TC como os instrumentos de medição devam possuir uma classe de exatidão, se não igual, pelo menos compatível. e1.2) Aplicações Típicas A título de ilustração, mostra-se na tabela 6 as classes de exatidão do TC em função das cargas conectadas em seu secundário. Tabela 6- Classe de precisão em função de sua aplicabilidade Classe de Precisão 0,3 e 0,6 1,2

Aplicação Medidas em laboratório. Medidas de potência e energia para fins de faturamento. Alimentação usual de: • Amperímetros; • Watímetro; • Medidas de kWh; • Fasímetros, etc.

OBSERVAÇÕES: 1 – É também normalizada a classe de exatidão 3, sem limitação do ângulo de fase. Por não ter limitação do ângulo de fase, esta classe de exatidão não deve ser usada em serviço de medição de potência ou de energia. No caso de um TC para serviço de medição com 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.


17

2 – Todo TC para serviço de medição, com um único enrolamento secundário e com classes de exatidão 0,3 ou 0,6 ou 1,2, deve estar dentro da sua classe de exatidão para todos os valores de fator de potência indutivo da carga medida no primário do TC compreendidos entre 0,6 e 1,0. Uma vez que estes limites definem o traçado dos paralelogramos representados nas figuras 3, 4 e 5.

Figura 3 - Limite da classe de exatidão nominal 0,3 ;


Figura 4 - Limite da classe de exatidão nominal 0,6;

18


Figura 5 - Limite da classe de exatidão nominal 1,2;

19


20

e2) TC’s para Serviço de Proteção Os TC’s usados para alimentação de relés devem retratar fielmente as correntes de curto-circuito. Sendo estas correntes múltiplas da corrente nominal, é importante que o TC não sofra os efeitos de saturação. Para aplicação com relés não é necessário considerar o efeito de erro de fase. A corrente secundária se apresenta com um baixo fator de potência, podendo-se afirmar, que a mesma está em completa oposição de fase com a corrente de excitação. Portanto, o efeito da corrente de excitação no erro de fase é desprezível. Segundo a ABNT os TC’s para serviço de relés são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 2,5 (erro percentual até 2,5%) 10 (erro percentual até 10%) Considera-se que um TC para serviço de relés está dentro de sua classe de exatidão em condições especificadas, quando nestas condições, o seu erro percentual não for superior a 2,5% no caso da classe de exatidão 2,5, ou a 10% no caso da classe de exatidão 10, desde a corrente nominal até uma corrente cujo valor é dado pelo produto da corrente nominal pelo fator de sobrecorrente nominal. Segundo a ANSI os TC’s, para serviço de relés, são enquadrados em apenas uma classe de exatidão: 10 (erro percentual até 10%) Anteriormente, a norma ANSI também normalizava o TC classe 2,5.


21

Consideremos agora o circuito equivalente do TC, representado na figura 6, referido ao seu secundário. Z1'

H1

Z2 I

I'0

I1'

E2 Z

X1

Vf Zc

' m

X2

H2

Figura 6 – Circuito equivalente do TC referido ao seu secundário;

Pelo circuito equivalente da figura 6, pode-se concluir que parte da corrente primária é consumida para excitação do núcleo, e a corrente I2 é uma parcela da corrente primária realmente transferida para o secundário. Conclui-se ainda que, a f.e.m. secundária é função da corrente de excitação (Io’), das impedâncias do secundário e da própria carga (Zc). A curva que relaciona E2 e I o’ é denominada “curva de excitação secundária”, a qual está ilustrada na figura 7. Ela fornece subsídios importantes para a correta especificação do TC.


22

Figura 7 – Curva de excitação secundária;

Esta curva permite determinar o ponto a partir do qual o TC irá saturar (“Knee point” ou joelho da curva). e2.1) Seleção da Classe de Exatidão De acordo com a ABNT, os TC’s para serviço de relés são classificados, quanto à impedância, nas duas classes seguintes:

• Transformador classe B – é um TC cujo enrolamento secundário apresenta reatância desprezível. Nesta classe se enquadram os transformadores com núcleo toroidal, com o enrolamento secundário uniformemente distribuído sobre o mesmo.

• Transformador classe A – é um TC cujo enrolamento secundário apresenta reatância que não pode ser desprezada. Nesta classe se enquadram todos os TC’s, exceto os que são definidos como classe B.


23

O método de seleção da classe de exatidão considera que o TC está fornecendo à carga uma corrente igual ao produto de sua corrente nominal pelo fator de sobrecorrente nominal ( F5; F10; F15e F20) e o TC é classificado na base do valor máximo da tensão eficaz, que o mesmo pode manter no seu secundário sem prejuízo da sua exatidão. Exemplos de designação:

• Transformador para proteção, classe baixa impedância, com classe de exatidão nominal 2,5, com fator de sobrecorrente nominal igual a 10 e uma carga de 100 VA, seria designado por: B2,5F10C100 • Transformador para proteção, classe alta impedância, com classe de exatidão igual a 10, com fator de sobrecorrente nominal igual a 20 e com carga de 50 VA, seria designado por: A10F20C50 De acordo com a ANSI, na antiga denominação ANSI teríamos para os dois exemplos a seguinte descrição: 2,6 L 400 e 10 H 200. Notar que a letra L é abreviação de “LOW” que significa BAIXA, enquanto que H é a abreviação de “HIGH” que significa ALTA. Segundo esta norma a especificação da carga é indireta, pela especificação da tensão secundária máxima admissível para a classe de exatidão. O fator de sobrecorrente, é sempre considerado igual a 20. Na moderna denominação ANSI teríamos para os dois exemplos a seguinte descrição: 10 C 400 e

10 T 200

Observação: Atualmente a ANSI não normaliza mais a classe 2,5 e substituiu as letras L por C e H por T.

f) Fator de sobrecorrente nominal


24

É o fator empregado em transformadores de corrente para serviço de proteção. É expresso pela relação entre a máxima corrente com a qual o transformador mantém sua classe de exatidão e a corrente nominal. Segundo a ABNT este fator pode ser 5, 10, 15 (somente para classe B) ou 20 e segundo a ANSI, igual a 20.

g) Fator térmico nominal É o fator pelo qual deve ser multiplicada a corrente nominal primária de um TC, para se obter a corrente primária máxima que o transformador deve suportar, em regime permanente, operando em condições normais, sem exceder os limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento. Segundo a ABNT este fator pode ser 1,0; 1,20; 1,30; 1,50 e 2,0.

h) Corrente térmica nominal É definido como sendo o valor eficaz da corrente primária simétrica que o transformador pode suportar por um determinado tempo (normalmente 1,0 segundo) com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem exceder os limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento.

i) Corrente dinâmica nominal É definida como sendo o maior valor de pico da corrente primária que o transformador deve suportar durante determinado tempo (normalmente 0,1 segundos), com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem se danificar mecanicamente devido às forças eletromagnéticas existentes.


25

2.5 – QUADRO COMPARATIVO A título de informação, mostra-se no quadro resumo 1, um estudo comparativo de algumas características dos transformadores de corrente para proteção exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica. Quadro Resumo 1 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto aos transformadores de corrente para proteção. TRANSFORMADORES DE CORRENTE PARA PROTEÇÃO Equipamento Existe ficha padrão=S= técnica? atende? Classe ≥ 10B200 Relação de transformação múltipla – sujeito à aprovação da concessionária. Podem ser do tipo bucha ou enrolado. CPFL Relação de transformação e classe de exatidão definidos em comum acordo com a CPFL. CELESC Não há especificação na NORMA. Consultar concessionária. Classe 10B200 ELETROPAULO Sujeito à aprovação. CEMIG Não há especificação na NORMA. Relação Múltipla CELPE Classe 10F20C50 No de núcleos: 01 COELCE Classe: 10B200 CERJ

Não

Sim

Não

Sim

Não

Sim

Não

Sim

Não

Sim

Não

Sim

Sim

Sim

3 – TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (TP) 3.1 – TRANSFORMADOR DE POTENCIAL INDUTIVO (TPI) O TP é um transformador, cujo enrolamento primário é colocado em derivação com um circuito elétrico, que se destina a reproduzir no seu circuito secundário a tensão do

circuito primário com sua posição fasorial substancialmente

mantida, em uma proporção conhecida e adequada para uso com instrumentos de medição, controle ou proteção.


26

U1

Z n1

TP n2

U2 Z’

Figura 8 – Ligação de um TP;

A figura 8, representa esquematicamente, um TP. Este possui um número de espiras no primário e no secundário, tal que N1 > N2, resultando no secundário uma tensão U2 < U1. Os TP’s devem ter seu ponto de funcionamento muito próximo à condição de funcionamento a vazio, o que, corresponde a uma alta impedância conectada no seu secundário. Devido a isso, a variação da tensão é muito restrita para a variação da carga desde o regime a vazio até o regime a plena carga. Diferentemente do TC, o TP precisa ter não só seus enrolamentos isolados entre si e do núcleo, mas também as próprias bobinas, camadas e espiras de cada enrolamento precisam ser devidamente isoladas uma das outras, devido à grande diferença de potencial existente entre os bornes do circuito primário. As perdas no ferro e no cobre, a impedância e a corrente de magnetização adquirem uma grande importância no TP, uma vez que se exige do mesmo uma


27

transformação fiel e “exata” da tensão primária. Estes fatores causam pequenos erros na relação de transformação e no ângulo de fase. Distinguem-se as seguintes relações nos TP’s:

1 – Relação nominal: A relação nominal (dado de placa fornecido pelo fabricante) é definida como sendo a relação entre a tensão nominal primária e a tensão nominal secundária.

K p =

U1n U 2n

(10)

2 - Relação de espiras: É a relação entre o número de espiras do enrolamento primário e o do secundário. K e =

n1 n2

(11)

3 – Relação real do TP: É aquela que o transformador efetivamente fornece. É a relação entre a tensão primária e a secundária. K r =

U1 U2

(12)

De posse dessas três relações pode-se definir o transformador ideal: “É o transformador no qual, o número que mede a relação nominal, relação de espiras e relação efetiva, é o mesmo”. Como pode ser notado no diagrama fasorial, ilustrado na figura 9, a corrente de excitação I o, necessária na alimentação do fluxo φ e das perdas por histerese e correntes de Foucault no núcleo, causa uma


28

pequena queda de tensão no enrolamento primário. Também a corrente de carga I2 que é extraída para a alimentação da carga secundária, causa uma pequena queda de tensão em ambos enrolamentos, primário e secundário. Como resultado, a tensão secundária é ligeiramente diferente daquela que a relação nominal indica, e também existe um ligeiro ângulo de defasagem adicional ao de 180o normalmente existente. A figura 9 mostra o diagrama fasorial de um TP. X1.I1

U1

r 1.I1 +

-E1

α

-U2

I1

−

I p 0

I0 Iµ

I2

θ2

n2 .I n1 2

90o

U2 E2 r 2I2 X2I2 E1

Figura 9 – Diagrama Fasorial de um TP;

φ


29

O TP introduz dois erros, os quais estão descritos abaixo:

1 – Erro de relação: Sabe-se que, as correntes Io e I2 causam quedas de tensões internas nos TP’s. Estas quedas de tensão são responsáveis pelo erro de relação. Para a correção do erro de relação, define-se o “fator de correção da relação”, como expresso pela equação 13. FCR p =

K r K p

(13)

onde: K r = relação real do TP; K p = relação nominal do TP. Portanto, o fator de correção de relação é o fator pelo qual deve ser multiplicada a relação nominal K p do TP para se obter a relação K r. O erro de relação percentual fica sendo calculado, tomando-se como base a equação 14.

ε rel. % = 100(FCR p-1)

(14)

2 – Erro de fase: Como pode ser notado no diagrama fasorial da figura 9, a tensão U1 é defasada da tensão secundária U2 por um ângulo de 180o ± α . O ângulo de 180o é compensado pela marcação correta da polaridade do TP, como mostra o diagrama da figura 9, e o ângulo ± α se constitui no erro de fase do TP.


30

O ângulo α será positivo quando a tensão secundária (-U2) for adiantada da tensão primária U1, e será negativo quando a tensão secundária (-U2) for atrasada da tensão primária U1. Os erros de relação e de fase não são valores fixos em um dado TP, pois variam com a carga secundária, tensão primária, frequência, forma de onda da tensão primária. Sob condições normalmente encontrada nos sistemas elétricos, onde a tensão primária, frequência e forma de onda da tensão são praticamente constantes, tais erros dependem principalmente da carga secundária e do efeito dos cabos secundários. Define-se agora o que vem a ser “fator de correção de transformação” de um TP (FCT p). Este é definido como sendo o fator pelo qual se deve multiplicar a leitura indicada por um wattímetro, cuja bobina de potencial é alimentada através do referido TP, para corrigir o efeito combinado do fator de correção de relação FCR p e do ângulo de fase. Da ABNT-EB-251, item 3.2.1.1, transcreve-se as notas seguintes:

NOTA 1- Os limites de correção da transformação (FCT p) podem ser considerados iguais aos limites do fator de correção da relação (FCR p), quando o fator de potência da carga é unitário visto que nestas condições, o ângulo de fase (α) do TP, por ser pequeno, não introduz erros significativos.


31

NOTA 2 - Para qualquer fator de correção da relação (FCR p) conhecido de um TP, o valor limite positivo ou negativo do ângulo de fase (α) em minutos é expresso pela expressão:

α = 2600 x (FCT p – FCR p)

(15)

Segundo a ABNT-EB-251, os valores nominais que caracterizam um TP, são: a)

Tensão primária nominal e relação nominal;

b) Nível de isolamento; c)

Frequência nominal;

d)

Carga nominal;

e)

Classe de exatidão;

f)

Potência térmica nominal.

a) Tensão primária nominal e relação nominal: A tensão normalizada é selecionada para uma tensão igual ou imediatamente superior à tensão de serviço, conforme ilustra a tabela 7. b) Nível de isolamento: A seleção da classe de tensão de um TP, depende da máxima tensão de linha do circuito. A tabela 8, a seguir, apresenta as correspondências entre as classes de tensão, as tensões de linha e os espaçamentos de ar recomendados pela ABNT.


32

Tabela 7 -Tensões primárias nominais e relações nominais para TP Classe de Grupo 1 Grupos 2 e 3 Tensão de Para ligação de fase para fase Para ligação de fase para neutro Isolamento Relações nominais Nominal Tensão primária Relação Tensão primária (kV) Tensão Secundária Tensão secundária nominal Nominal nominal aprox. de 115 V (V) (V) De 115 / 3 (1) 0,6 e 1,2

(2) 115 230 402,5 460 575

(3) 1:1 2:1 3,5:1 4:1 5:1

(4) 230/ 3 402,5/ 3 460/ 3

(5) 2:1 3,5:1 4:1 5:1

(6) 1,2:1 2:1 2,4:1 3:1

20:1 30:1 35:1 40:1

12:1 17,5:1 20:1 24:1

60:1 70:1

35:1 40:1

100:1 120:1

60:1 70:1

200:1 200:1(*)

120:1 120:1(*)

575/ 3 5

2300 3450 4025 4600

20:1 30:1 35:1 40:1

2300/ 3 3450/ 3 4025/ 3 4600/ 3

8,7

6900 8050

60:1 70:1

6900/ 3

15 15-B

11.500 13.800

100:1 120:1

11.500/ 3

25

23.000 25.000

200:1 200:1(*)

23.000/ 3

34,5

34.500

300:1

34.500/ 3

300:1

175:1

46

46.000

400:1

46.000/ 3

400:1

240:1

69

69.000

600:1

69.000/ 3

600:1

350:1

92

92.000

800:1

92.000/ 3

800:1

480:1

138 138-B

115.000 138.000

1000:1 1200:1

115.000/ 3

1000:1 1200:1

600:1 700:1

16 161-B 230 230-B1 230-B2 345 345-B1 345-B2 440 440-B1 440-B2

161.000

1400:1

161.000/ 3

1400:1

800:1

196.000 230.000

1700:1 2000:1

196.000/ 3

1700:1 2000:1

1000:1 1200:1

287.000 345.000

2500:1 3000:1

287.000/ 3

2500:1 3000:1

402.500 460.000

3500:1 4000:1

402.500/ 3

1400:1 1500:1(**) 1700:1 2000:1 2400:1

(*) Tensões secundárias de 125 V

8050/ 3 13.800/ 3 25.000/ 3

138.000/ 3

230.000/ 3 345.000/ 3 460.000/ 3

3500:1 4000:1

125 V são consideradas normalizadas para sistemas existentes no Brasil; não 3

são recomendadas para futuros projetos.


33

Tabela 8 -Níveis de isolamento - tensões de linha -espaçamentos mínimos no ar Classe de Tensão de Isolamento nominal (kV)

Tensão de linha (valor eficaz em V)

(1) 0,6 1,2 5 8,7 15-B 15 25 34,5 46 69 92 138-B 138 161-B 161 230-B2 230-B1 230 345-B2 345-B1 345 440-B2 440-B1 440

(2) até 660 até 1320 1321 a 5.500 5.501 a 9.570 9.571 a 16.500 16.501 a 26.500 26.501 a 36.225 36.226 a 48.300 48.301 a 72.450 72.451 a 96.600 96.601 a 144.900 144.901 a 169.050 169.051 a 241.500

Espaçamentos mínimos no ar de fase para terra (mm)

de fase para fase (mm)

(3) 25 65 90 130 150 200 300 380 600 750 950 1.100 1.100 1.300 1.500 1600 1950

(4)

241.501 a 362.250

Ainda não normatizados

362.251 a 462.000

Ainda não normatizados

c) Frequência nominal: As frequências nominais para TP são 50 Hz e/ou 60 Hz. d) Carga nominal: É a potência aparente em VA, indicada na placa do transformador, com a qual o mesmo não ultrapassa os limites de sua classe de exatidão. As cargas nominais estão apresentadas nas tabelas 9 e 10, segundo a ABNT e ANSI, respectivamente. Para determinação da carga nominal de um TP, basta somar todas as potências absorvidas por cada um dos instrumentos conectados no seu secundário (relés, medidores, voltímetros, etc.).


34

e) Classe de exatidão: Os TP’s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3; 0,6; 1,2%. Tanto pela norma ABNT quanto ANSI cada classe de exatidão engloba uma faixa de erro de relação e erro de fase. Considera-se que um TP está dentro de sua classe de exatidão em condições específicas quando, nestas condições, o ponto determinado pelo fator de correção da relação (FCR p) e pelo ângulo de fase (α) estiver dentro do “paralelogramo de exatidão”, especificado na figura 10.

Observações: 1- É também normalizada a classe de exatidão 3% sem limitação do ângulo de fase. Por não ter limitação de ângulo de fase, esta classe de exatidão não deve ser usada em serviço de medição de potência ou energia. No caso de um TP com classe de exatidão 3%, considera-se que ele está dentro de uma classe de exatidão em condições especificadas quando, nestas condições, o fator de correção da relação estiver entre os limites 1,03 e 0,97.

2- Todo TP com um único enrolamento secundário deve estar dentro de sua classe de exatidão nas seguintes condições: a) Para tensão compreendida na faixa de 90% a 100% da tensão nominal, com frequência nominal. b) Para todos os valores de carga, desde em vazio até a carga nominal especificada, mantido o fator de potência. c) Para todos os valores de fator de potência indutivo da carga medido no primário do transformador, compreendido entre 0,6 e 1,0, uma vez que estes limites definem o traçado dos paralelogramos na figura 10.


35

3 – Num TP com vários enrolamentos secundários cada um destes enrolamentos deve estar dentro da classe de exatidão correspondente. f) Potência térmica nominal: É a máxima potência que o TP pode fornecer em regime permanente sob tensão e corrente nominal, sem exceder os limites de temperatura especificados. Para os TP’s pertencentes aos grupos de ligação 1 e 2, conforme as tabelas 7 e 11, a potência térmica não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga mais alta em volt-amperes (VA), referente à exatidão do transformador. Para os do grupo de ligação 3, a potência térmica não deve ser inferior a 3,6 vezes a carga mais alta em VA, referente à exatidão do transformador.

Tabela 9-Cargas nominais para TP Características Símbolo

(1) P12,5 P25 P50 P100 P200 P400

Potência Aparente (VA)

Tensão secundária nominal 115 V

Tensão secundária nominal 115/ 3 V

Resistência (Ω)

Indutância (mH)

Resistência (Ω)

Indutância (mH)

(2) 793,6 396,8 198,4 99,2 49,6 24,8

(3) 1.857,2 928,6 564,3 232,15 116,08 58,04

(4) 264,50 132,25 66,13 33,06 16,53 8,26

(5) 619,07 309,53 154,77 77,383 38,693 19,346

60 Hz Fator de Potência 0,75

50 Hz Fator de Potência 0,806

(6) 12,5 25 50 100 200 400

(7) 13,43 26,86 53,78 107,44 214,88 429,76

NOTA: As características a 60 Hz e 120 V são válidas para tensões secundárias entre 100 e 120 V, e as características a 60 Hz e 69,3 V são válidas para tensões secundárias entre 58 e 75 V. Em tais condições as potências aparentes serão diferentes das especificadas.


Tabela 10 - Cargas nominais para TP Símbolo da carga

Características da carga

VA Fator de Potência W 12,5 0,10 X 25 0,70 Y 75 0,85 Z 200 0,85 ZZ 400 0,85 As cargas normalizadas possuem valores de resistência ® e indutância (L) constantes. Base 120, 60 Hz

36


LIMITES DAS CLASSES DE EXATIDÃO NOMINAIS – 0,3 – 0,6 – 1,2 EM TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Figura 10;

37


38

TABELA 11 -GRUPOS PARA LIGAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Grupo Ligação Designação Tipo de Isolamento 1 Entre Fases Total Entre fase e neutro de 2–T Total (**) 2 Sistemas sólido ou 2 – R Bucha do neutro de isolamento reduzido (***) efetivamente aterrados (*) 2–P Progressivo (***) Entre fase e neutro de 3–T Total (**) 3 sistemas quaisquer (*) 3 – R Bucha do neutro de isolamento reduzido (***) 3–P Progressivo (***) (*) A especificação da ligação dos transformadores dos grupos 2 e 3 refere-se à ligação à terra do neutro dos sistemas. O terminal do neutro dos TP’s de ambos estes grupos é sempre diretamente aterrado. (**) Todos os TP’s com nível de isolamento até 15 KV inclusive, devem ter isolamento total. (***) As extremidades com isolamento reduzido e a respectiva bucha devem satisfazer às exigências especificadas para o nível de isolamento de 5 KV.

Complementando os itens anteriores, mostra-se na tabela 12 os valores da tensão aplicada e do nível básico de impulso de um transformador de potencial em função de sua classe de isolamento. Os ensaios de tensão aplicada são feitos na freqüência industrial e sua duração é de 1 minuto. Por outro lado, os ensaios de impulso são realizados tomando-se como base o teste com onda cortada e plena. Tabela 12- Valores da tensão aplicada e do NBI do TP em função de sua classe de isolamento NÍVEL DE ISOLAMENTO

ENSAIO COM FREQUÊNCIA INDUSTRIAL, DURANTE 1 MINUTO (CALOR EFICAZ EM KV)

0,6 1,2 5 8,7 15-B 15 25 34,5 46 69 92 138-B 138 161-B 161 230-B2 230-B1 230 345-B2 345-B1 345 440-B2 440-B1 440

4 10 19 26 34 34 50 70 95 140 185 230 275 275 325 360 395 460 510 570 630 630 680 740

ENSAIOS DE IMPULSO COM ONDA CORTADA VALOR DE TEMPO MÍNIMO CRISTA (KV) DE CORTE (ms) 36 1,0 59 1,5 88 1,6 110 1,8 130 2,0 175 3,0 230 3,0 290 3,0 400 3,0 520 3,0 630 3,0 750 3,0 750 3,0 865 3,0 950 3,0 1.085 3,0 1.210 3,0 1350 3,0 1500 3,0 1.640 3,0 1.640 3,0 1.785 3,0 1.925 3,0

COM ONDA PLENA VALOR DE CRISTA (KV) 30 60 75 95 110 150 200 350 350 450 550 650 650 750 825 900 1.050 1.175 1.300 1.425 1.425 1.550 1.675


39

3.2 – TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO (TPC) Os TPC's são constituídos, basicamente, de conjuntos de elementos capacitivos em série os quais formam um arranjo equivalente caracterizado por duas capacitâncias representadas por C1 e C2, cujas funções são de viabilizar um divisor de tensão e/ou de um acoplador, via carrier, entre os sistemas de comunicação e de potência. A informação do secundário para os equipamentos de controle, proteção e medição é, normalmente captada de um TPI (do tipo anteriormente considerado), cuja tensão primária está compreendida entre 5 e 15 kV. A figura 11 ilustra o esquema elétrico básico de um TPC.

Figura 11 - Esquema elétrico básico de um TPC;

Um reator, projetado e construído pelo fabricante, é posto em série com o primário do TP intermediário, conforme indicado na figura 11. Desta forma, o conjunto passa a ter uma reatância wL que satisfaça a seguinte igualdade: Lw =

1 (C1 + C2 )w

(16)


40

A partir da figura 11, pode-se estabelecer a relação entre as tensões primária e secundária. Nestas condições, pode-se deduzir as expressões de U1 e de U: U1 = −

j(I + I1 ) jI − C1w C2 w

(17)

U=−

jI − jLwI1 C2 w

(18)

Substituindo-se em (18) o valor de Lw encontrado em (16), obtém-se: U=−

jI jI1 − C 2 w (C1 + C2 )w

(19)

Dividindo membro a membro (17) e (19), tem-se: U1 C1 + C 2 = U C1

(20)

A expressão (20) mostra que a relação entre as tensões U 1 e U independe da corrente. Isto é verdade, pois em vazio, isto é, quando o TP intermediário não estiver ligado obtém-se o mesmo valor que o obtido em (20) para a relação entre U1 e U. Para justificar o exposto acima, obtêm-se com base na figura 11 as expressões (21) e (22) para as tensões U 1 e U, respectivamente. U1 = − U=−

jI jI jI ⎡ C + C ⎤ − =− ⎢ 1 2⎥ C1w C2 w w ⎣ C1C 2 ⎦

jI C2w

(21) (22)

Dividindo membro a membro, obtêm-se: U1 C1 + C 2 = U C1

(23)

O TP intermediário construído de tal modo que: U=KU 2, a expressão (20) ou (23) pode ser rescrita da seguinte forma: U1 C +C = K . 1 2 U2 C1

(24)

O TPC sendo construído para as tensões U1 e U2 tais que representem os valores nominais, então a expressão (24) é o valor da “relação de transformação nominal” do TPC:


41

U1n = K p U 2n

(25)

C + C2 K p = K 1 C1

(26)

Onde K p equivale a:

Observações: 1o) Os TPC’s são construídos para tensões primárias de 34,5 kV a 765 kV, sendo a tensão intermediária de 5 kV a 15 kV e a tensão secundária de 115V e 115 / 3 V.

2o) Os TPC’s têm perdas bastante reduzidas e oferecem possibilidade de acoplamento para onda portadora de alta frequência (telefonia). Sendo estas suas duas grandezas vantagens. 3o) Apresentam entretanto um grande inconveniente: a influência acentuada que podem sofrer por motivo da variação da frequência. 4o) É aconselhável consultar a documentação fornecida juntamente aos TPC’s pelos seus fabricantes.


42

3.3 – QUADRO COMPARATIVO A título de informação, mostra-se no quadro resumo 2, um estudo comparativo de algumas características dos transformadores de corrente e de potencial para medição exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica. Quadro Resumo 1 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto aos transformadores de corrente e de potencial para medição. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL PARA MEDIÇÃO DA CONCESSIONÁRIA CERJ Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. CPFL Fornecimento da concessionária (colocado nas bases) – Montagem do consumidor. CELESC Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. ELETROPAULO Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. CEMIG Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. CELPE Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor. COELCE Fornecimento da concessionária – Montagem do consumidor.

CAPÍTULO 8

EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E PROTEÇÃO

238

CAPÍTULO 8 – EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E PROTEÇÃO

2

EQUIPAMENTOS DE SECCIONAMENTO E PROTEÇÃO

1 - INTRODUÇÃO Apesar das preocupações e cuidados tomados durante a elaboração do projeto e a execução das instalações, o sistema elétrico está sujeito a um defeito transitório ou permanente. Esses defeitos poderão ter conseqüências irrelevantes ou desastrosas, dependendo do sistema de proteção empregado. Sabe-se que na elaboração dos projetos elétricos, os elementos de proteção são identificados nos diagramas unifilares ou trifilares através de um número e/ou letra. A titulo de ilustração, mostra-se na tabela 1 a relação entre os dispositivos de proteção e as suas correspondentes nomenclaturas. Deve-se salientar que esta função, aceita internacionalmente, é normalizada pela American Standart Association

– ASA.

239


Tabela 1 – Nomenclatura de aparelhos - ASA No Função

No

3

Função

2

Relé de partida temporizado

52

Disjuntor de corrente alternada

3

Relé de verificação

53

Relé de excitatriz ou gerador de corrente contínua

8

Aparelho de desconexão de controle de potência

54

Disjuntor de corrente contínua de alta velocidade

9

Aparelho de reversão

55

Relé de fator de potência

10

Chave de seqüência de unidade

56

Relé de aplicação de campo

12

Aparelho de sobrevelocidade

57

Aparelho de curto-circuito ou aterramento

13

Aparelho de velocidade síncrona

59

Relé de sobretensão

14

Aparelho de subvelocidade

61

Relé de balanço de corrente

15

Aparelho de ajuste de freqüência e de velocidade

62

Relé temporizado de interrupção ou abertura

17

Classe de derivação

63

Relé de pressão de líquido ou de gás

18

Aparelho de aceleração ou desaceleração

64

Relé de proteção de terra

19

Contatos de transição de partida-marcha

65

Regulador

20

Válvula operada eletricamente

67

Relé direcional de sobrecorrente

21

Relé de distância

68

Relé de bloqueio

22

Disjuntor equalizador

70

Reostato operado eletricamente

23

Aparelho de controle de temperatura

71

Reservado para futura aplicação

25

Aparelho de sincronização ou de sua verificação

72

Disjuntor de corrente contínua

26

Aparelho térmico (detector de temperatura do óleo)

73

Contator de resistor de carga

27

Relé de subtensão

74

Relé de alarme

28

Função a ser definida

75

Mecanismo de mudança de posição

29

Contator de isolamento

76

Relé de sobrecorrente em corrente contínua

30

Relé anunciador

77

Transmissor de pulso

31

Aparelho de excitação em separado

78

Rel é de medição de ângulo de fase

32

Relé direcional de potência

79

Relé de religamento

33

Chave de posição

80


34

Chave de seqüência operada a motor

81

Relé de freqüência

35

Aparelho para operação de escovas

82

Relé de religamento

36

Aparelho de polaridade

83

Relé de transferência automática

37

Relé de subcorrente ou subpotência

84

Mecanismo de operação

38

Aparelho de proteção de mancal

85

Relé receptor de onda carrier ou de fio piloto

43

Aparelho ou seletor de transferência manual

86

Relé de bloqueio

44

Relé de seqüência de partida de unidades

87

Relé diferencial

45


88

Motor auxiliar ou moto-gerador

46

Relé de reversão de fase ou balanceamento de fase

89

Chave de linha

47

Relé de seqüência de fase para tensão

90

Aparelho de religação

48

Relé de seqüência incompleta

91

Relé direcional de tensão

49

Relé de replica térmica para máquinas (temp. de enrol.)

92

Relé direcional de tensão e potência

50

Relé de sobrecorrente instantâneo

93

Contator de variação de campo

51

Relé de sobrecorrente temporizado

Além da importância importância dos aspectos referentes à proteção, outras funções são igualmente necessárias nos sistemas elétricos de potência. Desta forma, surge os dispositivos de seccionamento ou manobra, dentre estes, pode-se destacar: contatores, disjuntores, seccionadores, etc. Estes equipamentos tem por

240


4

definição a capacidade de interromper e restabelecer correntes sob condições normais e anormais de operação. A tabela 2 resume alguns dispositivos de chaveamento, destacando-se as suas funções e aplicações. Tabela 2 – Dispositivos de chaveamento, suas funções e aplicações Dispositivo

Função

Dispositivo de conexão mecânica que na posição aberta garante uma distancia de isolação satisfatória sob condições Desconector específicas. • Para garantir a segurança de isolação de um circuito, normalmente é associado a uma chave terra. • Especificamente projetada para conectar os condutores de fases à terra. Possibilita a desenergização dos condutores Chave terra • ativos quando estes são aterrados, proporcionando uma maior segurança no manuseio desses condutores. • Dispositivo de conexão mecânica capaz de estabelecer, sustentar e interromper correntes sob condições normais e eventualmente em sobrecargas. Seccionadora • Empregado no controle de circuitos (abertura e fechamento), é utilizada para realizar a função de isolação. Em redes de distribuição de MT são freqüentemente associadas com fusíveis. Dispositivo de conexão mecânica com capacidade para estabelecer, sustentar e interromper correntes sob condições normais de Contator operação. É usado, principalmente, principalmente, no controle controle de motores, pois pode exercer a sua função freqüentemente. Dispositivo de conexão mecânica com capacidade para estabelecer, sustentar e interromper correntes sob condições normais e Disjuntor anormais de operação. Substitui os contatores no controle de motores MT de grande potência.

Abertura A vazio

Fechamento

Com Curtocarga circuito

A vazio

Isolação

Com Curtocarga circuito

•

sim

Não

não

sim

não

sim (*)

Sim

sim

Não

não

sim

não

sim (*)

Não

sim

Sim

não

sim

sim

Sim

sim (*)

sim

sim

não

sim

sim

Sim

Não

sim

sim

sim

sim

sim

Sim

Não

Dentro do exposto acima, este capítulo tem por objetivo apresentar e discutir os principais equipamentos de manobra/proteção utilizados na subestação.

241


2–

5

DISPOSITIVOS ELÉTRICOS EMPREGADOS EM SUBESTAÇÕES

2.1 – DISJUNTORES Os disjuntores são definidos como sendo dispositivos mecânicos destinados a conduzir e interromper correntes sob condições normais e anormais de operação, tais como as provenientes de um curto-circuito. Os disjuntores devem sempre ser instalados acompanhados de relés, que são elementos 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. Na ausência de relés, um disjuntor não passa de uma excelente chave de manobra, não possuindo nenhuma característica de proteção. No tocante a proteção, um disjuntor deve interromper as correntes de defeito de um determinado circuito, durante o menor espaço de tempo possível, de forma a limitar a um mínimo os possíveis danos causados aos equipamentos conectados à jusante. Os disjuntores são também solicitados a interromper correntes de circuitos operando a plena carga e a vazio, e a energizar os mesmos circuitos em condições de operação normal ou em falta.

242


6

2.1.1 – CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

a) Tensão nominal Tensão nominal é o valor eficaz da tensão pelo qual o disjuntor foi projetado e construído, normalmente corresponde a máxima tensão de operação do sistema para o qual o disjuntor é instalado.

b) 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.

c) Tensão suportável a freqüência industrial (TAFI) É o valor eficaz da tensão senoidal de freqüência industrial que um disjuntor deve suportar, em condições especificas de ensaio. Normalmente, as normas recomendam que os disjuntores devem suportar uma determinada tensão aplicada em função de sua classe de isolamento. Em relação ao tempo de aplicação desta tensão, geralmente, por recomendações normalizadas é de 1 minuto. Por exemplo, para um disjuntor com classe de tensão igual a 15 kV, o valor da tensão aplicada é de 34,5 kV, durante 1 minuto.

d) Tensão suportável a impulso É o valor de impulso normalizado, atmosférico pleno ou de manobra, que um disjuntor suporta em condições previstas de ensaios. Esta tensão define o nível básico de impulso (NBI) do disjuntor. Este ensaio simula as condições atmosféricas, que podem incidir nos terminais do disjuntor.

243


7

Por exemplo, um disjuntor com classe de tensão igual a 15 kV, deve suportar um nível básico de impulso igual a 95 kV.

e) Tensão de restabelecimento É a tensão que que aparece entre entre os terminais de um pólo do disjuntor depois depois da interrupção da corrente. Essa tensão é responsável pela reignição do arco entre os terminais de um pólo de um disjuntor.

f) Corrente nominal É o valor eficaz da corrente que o disjuntor deve ser capaz de conduzir indefinidamente, sem provocar aquecimentos excessivos, ou seja, a elevação de temperatura não excede seus limites térmicos pré-estabelecidos. Deve-se destacar que a corrente nominal é função da temperatura ambiente do local de instalação do referido equipamento.

g) Capacidade de interrupção É a capacidade de interromper o valor eficaz da corrente de curto-circuito, responsável pelo efeito térmico, sem danificar os contatos, ou seja, sem ultrapassar os limites térmicos desses equipamentos.

h) Capacidade de fechamento É a capacidade, em kVA ou MVA, de fechar o circuito. Normalmente, esta capacidade é da ordem de 2,5 vezes a capacidade de interrupção. Esta condição esta associado ao que se denomina efeito dinâmico da corrente de curto-circuito.

244


8

2.1.2 – ARCO ELÉTRICO Quando os contatos de um disjuntor, que estão conduzindo uma corrente elétrica, são separados, dá-se a formação de um arco elétrico no ponto de separação. Se a corrente e a tensão são suficientemente grandes para manter o arco, forma-se um caminho para a corrente, juntamente com a formação de gases incandescentes e a temperatura pode elevar-se a cerca de 2000 oC. Como esse arco é capaz de deteriorar os contatos, deve-se tomar medidas para extingui-lo e para isso pode-se utilizar os seguintes procedimentos: a) Aumento rápido do comprimento do arco b) Resfriamento do arco c) Deionização d) Restabelecimento rápido da rigidez dielétrica do meio. Para a almejar estes objetivos, os disjuntores utilizam-se de diversas técnicas de interrupção. Dentre as quais, pode-se citar: a) Jato de ar comprimido (disjuntores pneumáticos) b) Câmara de óleo (disjuntores a óleo) c) Câmara de vácuo (disjuntores a vácuo) d) Jato de SF6 (disjuntores a gás) Neste sentido, o item subsequente analisa de uma forma sucinta os tipos de disjuntores utilizados na AT/BT.

245


9

2.1.3 – TIPOS DE DISJUNTORES

a) Disjuntores a ar Os dispositivos de interrupção no ar à pressão atmosférica foram os primeiros a serem usados (disjuntores magnéticos). A baixa resistência dielétrica e a alta constante de tempo de deionização (10ms), permitem que o ar à pressão atmosférica possa ser empregado para interromper tensões de até 20 kV. Mas, para isso, é necessário que se tenha uma capacidade de resfriamento suficiente para evitar problemas térmicos provocados provocados pelo alto valor da da tensão de arco. Interrupção no ar

O princípio de interrupção no ar consiste na manutenção de um pequeno arco tão longo quanto seja a sua intensidade, com o objetivo de limitar a energia dissipada. O alongamento do arco ocorre quando a corrente se aproxima do zero. Para tanto, é necessário uma câmara de interrupção para cada pólo do disjuntor. Esta câmara, instalada no espaço existente entre os contatos, composta por placas refratárias com alta capacidade de resistência ao calor, permite que o arco seja alongado entre essas placas. A figura 1 ilustra o alongamento de um arco elétrico entre as placas de material refratário na câmara de interrupção de um disjuntor a ar.

246


10

Figura 1 – Alongamento de um arco elétrico em uma câmara de interrupção;

Na prática, quando a corrente diminui, o arco, que fica submetido a ação de forças eletromagnéticas, penetra entre estas placas. Ele se alonga e resfria sobre os contatos depositando material refratário até a tensão de arco se tornar superior a da rede. Desta forma, a resistência do arco aumenta consideravelmente e a energia que é fornecida pela rede permanecerá inferior a capacidade de resfriamento, e então, a interrupção se realiza. Devido a sua alta constante de tempo de deionização, a energia dissipada permanece alta, entretanto, o risco de sobretensões durante a interrupção é praticamente inexistente. Os disjuntores a ar foram largamente utilizados em todas as aplicações, porém seu uso limitou-se a tensões inferiores a 24 kV. Para altas tensões, o ar comprimido é utilizado para aumentar a resistência dielétrica e as taxas de resfriamento e de deionização. O arco é então resfriado por um sistema soprador de alta pressão (entre 20 e 40 bars). Esta técnica tem sido empregada em disjuntores de alto desempenho ou para altas tensões (superiores a 800 kV).

247


11

A técnica de interrupção a ar à pressão atmosférica é universalmente adotada na baixa tensão, devido a sua simplicidade, durabilidade, etc. No entanto, na média tensão existem outras técnicas mais vantajosas, pois a interrupção no ar apresenta diversas desvantagens. Dentre elas, destacam-se: •

Tamanho do disjuntor (grandes dimensões devido ao comprimento do arco)

•

A capacidade de interrupção é influenciada pela presença de partes metálicas e umidade do ar

•

Custo e ruído elevados

b) Disjuntores a óleo Desde o início do século, o óleo vem sendo utilizado como meio de interrupção. Nos disjuntores, o seu emprego fica limitado entre as tensões de 5 à 150 kV. Interrupção no óleo

O hidrogênio, obtido pela quebra das moléculas de óleo, serve como meio de extinção, devido às suas excelentes propriedades térmicas e a sua constante de tempo de deionização, que é melhor que a do ar, especialmente a altas pressões. Os contatos são imersos no óleo isolante. Na separação, o arco provoca a quebra das moléculas de óleo liberando hidrogênio ( ≈70%), etileno (≈20%), metano (≈10%) e carbono livre. A energia do arco de 100 kJ produz aproximadamente 10 litros de gás, formando bolhas que, devido a inércia da massa de óleo, estão sujeitas durante a interrupção, à uma pressão dinâmica

248


12

que pode atingir valores compreendidos entre 50 e 100 bars. Quando a corrente passa pelo zero, o gás expande e atinge o arco que é então extinguido. Há dois tipos básicos de disjuntores a óleo, a saber: •

Disjuntores a grande volume de óleo - os contatos ficam no centro de um grande tanque contendo óleo, que é usado tanto para a interrupção das correntes quanto para prover um isolamento para a terra. Nos primeiros aparelhos a óleo, o arco desenvolvido livremente entre os contatos criava bolhas de gás dispersas. Para evitar o reacendimento entre fases ou terminais e terra, estas bolhas não devem em hipótese alguma alcançar o tanque ou se juntar, como mostrado na figura 2. Estes disjuntores podem, consequentemente, ser extremamente grandes. Além do incomodo do peso, estes aparelhos apresentam inúmeras desvantagens, tais como a falta de segurança devido ao hidrogênio produzido que é acumulado sob a tampa e ao elevado nível de manutenção exigido para monitorar a pureza do óleo e manter as propriedades dielétricas.

249


13

Figura 2 – Seção transversal de um disjuntor a grande volume de óleo;

•

Disjuntores a baixo volume de óleo – O arco e as bolhas são confinadas em uma câmara de interrupção isolante. A pressão do gás aumenta e o arco passa por um conjunto de sucessivas câmaras, então ele se expande através de um duto na região do arco, quando a corrente passa pelo zero. Por fim, a energia é varrida, restaurando as propriedades dielétricas entre os contatos. Para grandes correntes, a quantidade de hidrogênio produzida e a correspondente

pressão,

aumentam

consideravelmente.

Em

conseqüência, o tempo de arco mínimo são curtos. Por outro lado, para pequenas correntes, o aumento da pressão é insignificante e o tempo de arco é longo. O tempo de arco aumenta até um valor crítico

onde

torna-se

difícil

estabelecer

a

interrupção.

Adicionalmente, podem ser instalados mecanismos sopradores com o intuito de melhorar este processo.

c) Disjuntores a vácuo Nos disjuntores a vácuo o arco que se forma entre os contatos é bastante diferente dos arcos em outros tipos de disjuntores, sendo basicamente mantido por íons de material metálico vaporizado proveniente dos contatos. A intensidade da formação desses vapores metálicos é diretamente proporcional à intensidade da corrente e, consequentemente, o plasma diminui quando esta decresce e se aproxima de zero. Atingindo o zero de corrente, o espaço entre os contatos é rapidamente deionizado pela condensação dos vapores metálicos

250


14

sobre os eletrodos. A ausência de íons após a interrupção dá aos disjuntores a vácuo características quase ideais de suportabilidade dielétrica. Interrupção no vácuo

O arco elétrico sob condições de vácuo, dependendo da intensidade da corrente a ser interrompida, pode apresentar características concentradas ou difusas. Para valores de corrente altos ( ≥10 kA), o arco é concentrado e único, como nos fluidos tradicionais, conforme ilustrado pela figura 3(a). Regiões do catodo e anodo, com alguns mm 2 de área, sofrem brusca elevação de temperatura. Desta forma, uma fina camada de material do contato é vaporizada, portanto o arco é desenvolvido em uma atmosfera de vapor metálico, que ocupa todo o espaço existente entre os contatos. Quando a corrente diminui, estes vapores são condensados nos próprios eletrodos ou em uma placa metálica instalada para esta finalidade. Neste caso, a tensão de arco pode atingir 200 V. Para valores de corrente inferiores a alguns milhares de amperes, a forma do arco passa a ser difusa, constituída por diversos arcos de formato cônico separados entre si, com ápice no cátodo, conforme mostrado na figura 3(b)

251


15

Figura 3 – (a) Arco concentrado, (b) Arco difuso;

Para os dois tipos de arco apresentados anteriormente, a extinção do arco e a conseqüente interrupção são facilmente alcançadas quando a corrente passa pelo zero, pois nestas condições os vapores metálicos são condensados. A metodologia adotada na interrupção a vácuo vem exigindo alguns cuidados específicos, tais como: •

Redução do fenômeno de corte de corrente para evitar problemas de sobretensões;

•

Evitar o desgaste prematuro dos contatos para manter alta durabilidade;

•

Atrasar o aparecimento do arco no estado concentrado para aumentar a capacidade de interrupção;

•

Limitar a produção de vapor metálico para evitar reignição;

•

Manutenção do vácuo, essencial para manter as propriedades de interrupção, durante a vida útil do disjuntor.

Para satisfazer as condições impostas acima, os fabricantes desenvolveram duas alternativas: arco controlado por campo magnético e a composição do material dos contatos.

I - Campo magnético Dois tipos de conformações são utilizados no caso de campo magnético:

252


•

16

Campo magnético radial – O campo é criado pela circulação da corrente nos eletrodos projetados para este propósito. No caso de arco concentrado, a base deste move-se de forma circular, o calor é uniformemente distribuído limitando o desgaste e a concentração de vapor metálico. Quando o arco é difuso, os pontos movem-se livremente sobre a superfície do catodo como se esse fosse um disco sólido. Na figura 4 nota-se que o arco obedece as leis eletromagnéticas, movendo-se do centro para as extremidades dos contatos.

Figura 4 – Campo magnético radial criado entre os contatos;

•

Campo magnético axial – A aplicação de um campo magnético axial necessita que os íons apresentem trajetória circular, o que estabiliza o arco difuso e atrasa o aparecimento do estado concentrado. O aparecimento de pontos no catodo é evitado, o desgaste é limitado, permitindo uma elevada capacidade de interrupção. O campo magnético pode ser gerado interna ou externamente através da circulação permanente da corrente nos

253


17

enrolamentos de uma bobina. A figura 5 ilustra o processo de distribuição do campo magnético axial nos contatos.

Figura 5 – Campo magnético axial criado entre os contatos;

II – Material do contato Com o objetivo de manter a qualidade do vácuo, é essencial que os materiais utilizados nas superfícies em contato com o vácuo apresentem elevado grau de pureza e livres de gases. Além disso, é necessário que a resistência elétrica dos contatos possua um baixo valor, para diminuir a possibilidade de soldagem dos contatos e boa resistência mecânica. Deste modo, os principais fabricantes de disjuntores utilizam ligas metálicas na superfície dos contatos, tais como: cobre/cromo (50-80% de Cu, 50-20% de Cr), cobre/bismuto (98% de Cu, 2% de Bi), etc.

254


18

d) Disjuntores a SF6 O SF6 é um dos gases mais pesados conhecidos (peso molecular 146), sendo cinco vezes mais pesados que o ar. À pressão atmosférica o gás apresenta uma rigidez dielétrica 2,5 vezes superior à do ar. A rigidez dielétrica aumenta rapidamente com a pressão, equiparando-se à de um óleo isolante de boa qualidade à pressão de 2 bars. A contaminação do SF6 pelo ar não altera substancialmente as propriedades dielétricas do gás, um teor de 20% de ar resulta numa redução de apenas 5% da rigidez dielétrica do gás. O SF6 é um gás excepcionalmente estável e inerte, não apresentando sinais de mudança química para temperaturas em que óleos empregados em disjuntores começam a se oxidar e decompor. Por se tratar de um gás eletronegativo, o SF6 possui uma elevada afinidade na captura de elétrons livres, o que dá lugar à formação de íons negativos de reduzida mobilidade. Essa propriedade determina uma rápida remoção dos elétrons presentes no plasma de um arco estabelecido no SF6, aumentando, assim, a taxa de diminuição da condutância do arco quando a corrente se aproxima de zero. Foram desenvolvidas várias técnicas para a interrupção de correntes elétricas utilizando-se o SF6. Dentre as quais, pode-se apresentar: •

Autocompressão – Simultaneamente com a separação dos contatos de arco, um êmbolo, em cuja extremidade encontra-se o contato móvel, se movimenta comprimindo o SF6, à medida que o contato móvel se afasta do fixo. O gás é então direcionado para a região dos contatos, atingindo o arco de forma transversal, retirando calor e provocando a sua extinção.

255


19

Para elevadas correntes, o arco causa um efeito de bloqueio que contribui para o acúmulo de gás comprimido. Quando a corrente se aproxima do zero, o arco é resfriado e extinto devido à injeção de novas moléculas de SF6. O valor médio da tensão de arco encontra-se entre 300 e 500 V. A figura 6 mostra a técnica da autocompressão.

Figura 6 – Princípio de funcionamento da autocompressão;

•

Arco rotativo – Nesta tecnologia, o resfriamento do arco é provocado pelo seu próprio movimento no gás SF6. A elevada velocidade no movimento de rotação do arco (que pode exceder a velocidade do som), é causada por um campo magnético criado pela circulação, em uma bobina ligada em série com o contato de arco fixo, da própria corrente a ser interrompida no momento da abertura. Quando os contatos principais se separam, a corrente é forçada a circular pela bobina, acarretando o aparecimento de um campo magnético. Portanto, a energia necessária para extinguir o arco é fornecido pelo próprio sistema, este fato possibilita que esta técnica de interrupção

256


20

apresente um mecanismo de comando mais simples e econômico quando comparado com as demais técnicas. A rápida movimentação da base do arco sobre os contatos reduz substancialmente o seu desgaste. A figura 7 representa a tecnologia empregada no uso do arco rotativo.

Figura 7 – Técnica do arco rotativo;

•

Auto-expansão – Basicamente esta técnica utiliza a própria energia dissipada pelo arco para elevar a pressão de um pequeno volume de SF6 que penetra em uma câmara de expansão, conforme pode ser observado na figura 8(a). Para altas correntes, o arco possibilita um efeito de bloqueio direcionando o gás para o orifício da câmara de expansão. A temperatura desse gás confinado aumenta devido à dissipação térmica do arco (principalmente por radiação), criando um diferencial de pressão. Quando a corrente se aproxima do zero, o gás confinado se expande formando um fluxo de moléculas de SF6 em direção aos contatos, propiciando o resfriamento do arco e extinguindo a energia calorífica como se fosse um sistema de autocompressão. Dois métodos podem ser utilizados para o

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21

aperfeiçoamento da referida técnica, estes consistem na centralização do arco na região na qual ocorre a expansão do SF6. O método mecânico consiste no confinamento do fluxo gasoso com o auxílio de placas isolantes, como se observa na figura 8(b). No caso do método magnético, um campo magnético devidamente dimensionado, centraliza o arco na região de expansão de SF6 com um rápido movimento rotacional similar à técnica do arco rotativo, como mostrado na figura 8(c).

Figura 8 – (a) Auto-expansão; (b) Método mecânico; (c) Método magnético;

O item a seguir traz um comparativo entre os diversos tipos de disjuntores e a tendência do mercado europeu nos últimos 20 anos. 2.1.4 –

COMPARAÇÃO ENTRE AS DIVERSAS TÉCNICAS DE INTERRUPÇÃO

258


22

Atualmente na baixa tensão (BT), com raríssimas exceções, a técnica de interrupção no ar é a única utilizada. Na EAT, a interrupção em SF6 é praticamente a única empregada. Nas aplicações de MT, onde todas as técnicas podem ser usadas, a interrupção à vácuo e a SF6 vem substituindo a interrupção a ar por razões de custos e tamanho, conforme ilustra a figura 9. Observa-se, também nesta figura, que a técnica de interrupção a óleo vem se tornando cada vez mais obsoleta, quando em comparação com as modernas técnicas à vácuo e a SF6. Isto se justifica pois as mesmas apresentam maiores confiabilidade, segurança e manutenção reduzida.

Figura 9 – Trajetória dos disjuntores de MT no mercado europeu;

A tabela 3 faz uma comparação entre as diversas técnicas de interrupção, utilizadas nos disjuntores de média tensão, destacando as vantagens da utilização do SF6/Vácuo em relação ao óleo e ar.

259


Tabela 3 – Comparação entre as diversas técnicas de interrupção. Óleo Ar Segurança

Tamanho

Risco de explosão e fogo se a pressão aumentar. Múltiplas operações causa falhas. Volumoso

Manutenção

Troca regular de óleo

Sensibilidade ao meio ambiente Ciclo rápido de abertura

Umidade, poeira, etc.

Suportabilidade

Medíocre

23

SF6/Vácuo

Efeitos externos Sem riscos de explosão e significativos (emissão de efeitos externos gás quente e ionizado durante a interrupção) Instalação exige grandes Pequeno distancias. Substituição dos contatos Nada para os componentes de arco quando possível. de interrupção. Manutenção regular do Lubrificação mínima no mecanismo de controle. mecanismo de controle. Umidade, poeira, etc. Insensível. Lacrado por toda a vida. A lenta evacuação do ar Tanto o SF6 como o vácuo quente exige uma restabelecem rapidamente capacidade de as suas propriedades. Não superdimensionar. há a necessidade de sobredimensionamento. Média Excelente

2.1.5 – QUADRO COMPARATIVO A título de informação, mostra-se no quadro resumo 3, um estudo comparativo de algumas características dos disjuntores de entrada exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica.

260


24

Quadro Resumo 1 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto aos disjuntores de entrada Equipamento padrão=S= atende? CERJ

Sim

CPFL

Sim

CELESC

Sim

ELETROPAULO Sim CEMIG

Sim

CELPE

Sim

COELCE

Sim

DISJUNTOR DE ENTRADA Existe ficha técnica da concessionária Equipado com dispositivo mecânico de desligamento além dos dispositivos elétricos de ligar e desligar. Não Para definição do nível da capacidade de interrupção, consultar a concessionária. Tempo de interrupção inferior a 3 ciclos. A capacidade de interrupção não deverá ser inferior a 31,5 kVA. Capacidade de interrupção dimensionada de acordo com Não informações do nível de curto-circuito CELESC. Icc = 33 kA em 88 kV Icc = 31,4 kA em 138 kV A ser fixado pela CEMIG para cada local específico. Não Para efeito de oferta consultar concessionária. In ≥ 600 A – 60 Hz Tensão máxima 72,5 kV Sim Iccmáx = 12,5 kA Aconselhável uso de TRIP CAPACITIVO In = 1.600 a Sim Icc = 20 kA

2.2 – FUSÍVEIS Os fusíveis são dispositivos de interrupção súbitas, extremamente eficazes na proteção de circuitos de média tensão devido às suas excelentes características de tempo e corrente. Eles devem ser manualmente repostos para restaurar a operacionalidade do circuito.

261


25

Enquanto os disjuntores necessitam de equipamentos adicionais (relês e TC’s) para detectar e interromper correntes anormais, os fusíveis possuem características próprias de detecção e interrupção, as quais devem ser coordenadas com outros dispositivos de proteção. Os fusíveis são empregados para executar a proteção de transformadores de força, acoplados, em geral, a um seccionador interruptor, ou ainda, na substituição do disjuntor geral de uma subestação de pequeno porte, quando associados a um interruptor automático. Eles também são largamente utilizados na proteção de motores de MT e banco de capacitores. A principal característica deste dispositivo de proteção é a capacidade de limitar a corrente de curto-circuito em tempos extremamente reduzidos de atuação. Por possuir uma elevada capacidade de interrupção, os fusíveis limitadores são largamente utilizado em sistemas elétricos onde o nível de curto-circuito é elevado. O fusível limitador de corrente é um dispositivo de interrupção único, pois não aguarda a passagem de corrente pelo zero para efetuar a abertura, mas força a mesma a anular-se.

2.2.1 – CARACTERÍSTICAS NOMINAIS

a) Tensão nominal (V n)

262


26

É o maior valor da tensão de operação entre fases (expressa em kV) da rede na qual o fusível poderá ser instalado. Os valores padronizados para as tensões nominais, são: 3,6 – 7,2 – 12 – 17,5 – 24 – 36 kV.

b) Corrente nominal (I n) A corrente nominal é aquela em que o elemento fusível deve conduzir continuamente sem ultrapassar o limite de temperatura padronizado. Esta temperatura dependerá dos elementos que compõem o fusível.

c) Corrente mínima de interrupção (I 3) Neste valor de corrente é feita a distinção entre fusão e interrupção. Para intensidade de correntes inferiores a I 3, o fusível funde mas pode não interromper. Neste caso, o arco é mantido até a corrente ser interrompida por uma ação externa. Os valores usuais para I 3 se encontram entre 2 e 6 I n.

d) Corrente na região onde a energia produzida pelo arco é máxima (I 2) O valor de I 2 está localizado, dependendo do elo fusível, na faixa entre 50 a 100 In. Esta corrente é responsável por um tempo de pré-arco da ordem de 5 ms.

e) Corrente máxima de interrupção (I 1)

263


27

É a maior corrente de defeito presumida que o fusível pode interromper. A ordem de grandeza de I 1 é de 20 a 50 kA ou mais. Estes níveis de corrente são oriundos de situações que envolvem curto-circuitos.

f) Característica tempo x corrente Para cada tipo de elo fusível, a fusão ou o tempo de pré-arco é associado a um correspondente valor rms de corrente. O tempo de pré-arco para cada valor de corrente pode ser encontrado através de uma curva logaritma padronizada, conforme mostrado na figura 10.

Figura 10 - Tempo de pré-arco em função da corrente;

Esta curva corresponde somente ao pré-arco. O tempo de arco (tipicamente de 5 a 50ms) deve ser adicionado para obter-se o tempo total. Esta curva é importantíssima, pois pode-se analisar a seletividade deste componente com os demais elementos de proteção existente na instalação elétrica.

f) Curva característica da corrente limitada

264


28

Esta curva, mostrada na figura 11, complemento indispensável à característica tempo x corrente, determina o valor de pico da corrente limitada em relação a corrente de curto presumida.

Figura 11 - Relação entre a corrente presumida e a limitada;

Nota-se na figura acima que, para uma corrente presumida de 40kA (ponto A), um fusível de 200A limitaria a corrente em 25kA (ponto B), fato este que reduz consideravelmente os danos provocados pelos esforços eletrodinâmicos produzido por uma corrente de curto-circuito.

2.3 – SECCIONADORAS São utilizadas exclusivamente para estabelecer a conexão ou a separação de dois componentes ou circuitos de um sistema elétrico. Não se exige das chaves seccionadoras a capacidade de abertura e interrupção de quaisquer

265


29

correntes. Em funcionamento, isto é, com os seus contatos fechados, elas devem ser capazes de manter a condução de sua corrente nominal, sem sobreaquecimento. Além disso, devem suportar todos os efeitos térmicos e dinâmicos das correntes de curto-circuito, sem se danificar. A vazio, isto é, com seus contatos abertos, devem estabelecer um nível suficiente de isolamento. Os seccionadores são utilizados em subestações para permitir manobras de circuitos elétricos, sem carga, isolando disjuntores, transformadores de medição e de proteção e barramentos. Também são utilizados em redes aéreas de distribuição com a finalidade de seccionar os alimentadores durante a manutenção ou para realizar manobras operacionais.

Interruptores: São equipamentos de manobra que podem interromper correntes de qualquer natureza, até poucas vezes a corrente nominal. Normalmente, os interruptores são pequenos disjuntores, ou disjuntores de pequena capacidade nominal.

Chaves seccionadoras sob carga: São chaves seccionadoras construídas com dispositivos especiais de extinção de arco, em seus contatos fixos e móveis, capazes de interromper até sua corrente nominal, ou seja, a sua operação poderá ser realizada com carga.

Chaves Seccionadoras Disjuntoras: São disjuntores que igualmente atendem as condições de chaves seccionadoras. São construídas excepcionalmente somente para pequenas capacidades principalmente de interrupção.

266


30

2.3.1 – CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

a) Chaves Seccionadoras Conforme citado anteriormente, as chaves seccionadoras servem para isolar componentes ou circuitos de quaisquer outras partes sob tensão. Sob aspecto de segurança, pode-se considerar um circuito isolado se o mesmo estiver interrompido por uma chave seccionadora.

b) Tipos de Seccionadoras Quanto à aplicação no circuito, pode-se considerar os seguintes tipos de chaves seccionadoras: b1) Chaves Seccionadora Simples (Abertura a Vazio): Destinadas a abrir circuitos somente à vazio, nunca sob corrente; b2) Chaves Seccionadora sob Carga: Destinados a abrir circuitos sob corrente nominal. Este tipo de seccionadora é encontrado para média e baixas tensões. Em alta tensão somente a SF 6; b3) Chave de Aterramento Destinada a aterrar um componente ou circuito. São utilizados em redes com ponto neutro aterrado através de baixa resistência ôhmica e, em particular, para instalações exteriores. As principais características são: - Alta segurança para o pessoal de serviço;

267


31

- Aumento da segurança de alimentação; - Intertravamento contra conexões às partes já aterradas; - Redução do tempo fora de serviço, durante a manutenção e reparos.

c) Tipos de Abertura c1) Lateral Simples

c2) Abertura Lateral Dupla com uma Coluna Rotativa

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32

c3) Abertura Lateral Dupla com duas Colunas Rotativas

c4) Abertura Vertical

c5) Chave Pantográfica

c6) Chave Semi-Pantográfica

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33

d) Tipos de Acionamento - Manual - Motorizado - Ar comprimido

e) Acessórios e1) Chaves Auxiliares (Baixa Tensão) e2) Lâmina de Terra Este acessório tem como função realizar o aterramento logo após a abertura da chave seccionadora.

2.3.2 – QUADRO COMPARATIVO A título de informação, mostra-se nos quadros resumo 2 e 3, respectivamente, um estudo comparativo de algumas características das seccionadoras de

270


34

entrada e de By-Pass exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica.

Quadro Resumo 2 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto as seccionadoras de entrada SECCIONADORA DE ENTRADA Existe ficha técnica da concessionária? CERJ Não Manual ou motorizada sem lâmina de terra com chifres In ≥ 600 A CPFL Não Tripolar – com operação simultânea de três pólos sem lâmina de terra Manual ou motorizada com lâmina de terra do lado da linha. CELESC Não A lâmina só poderá ser operada com autorização prévia da CELESC. ELETROPAULO Não Manual ou motorizada sem lâmina de terra. Manual ou motorizada com lâmina de terra do lado da linha. CEMIG Não Aterramento da lâmina somente com autorização da CEMIG. In ≥ 600 A Manual ou motorizada, com lâmina de terra. CELPE Não Aterramento do lado da instalação do consumidor e nunca a LT que a alimenta. Manual ou motorizada – com chifres para extinção de arcos. Abertura horizontal ou vertical. COELCE Sim Com lâmina de terra. Aterramento ao lado da linha. In = 800 A/ Icc = 12,5 kA.

Quadro Resumo 3 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto as seccionadoras By-Pass. CERJ CPFL CELESC ELETROPAULO CEMIG

SECCIONADORA DE BY-PASS Permitido, porém sujeito à aprovação da concessionária quando o arranjo da subestação apresentar disjuntores nas linhas e no lado AT dos trafos. Vedado no caso de haver somente disjuntor na entrada. Não é permitido. Admite seccionadora de by-pass. Sujeito à aprovação. Não é permitido. Permitido/sujeito à aprovação da concessionária.

271


CELPE COELCE

35

É permitido/sujeito à aprovação da concessionária. É permitido. Sujeito à aprovação.

2.4 – RELÉS DE PROTEÇÃO 2.4.1 - GENERALIDADES Estudou-se nos capítulos anteriores que em geral os danos mais graves para os equipamentos elétricos são provocados pelas seguintes condições anômalas: •

Sobreintensidades (provocam sobretemperaturas);

•

Sobretensões (causadoras de fadigas e disrupções dielétricas);

•

Curtos-circuitos (causadores de danos por sobreaquecimento e por forças eletrodinâmicas);

•

Subfrequências e sobrefrequências (causadoras de falhas de sincronismo, de sobreintensidade e sobretensão);

•

Inversão de potência;

•

Sobretemperatura;

Estas condições devem ser “sentidas” pelos relés de proteção ou pelas proteções internas dos equipamentos (relés de gás, imagem térmica, termômetro, etc).

272


36

Os relés de proteção devem possuir características tais que permitam distinguir com a maior segurança uma situação de defeito de uma condição normal de operação. De uma maneira geral, um relé de proteção deve apresentar as seguintes características de projeto: •

Operar com segurança nas condições de defeito para o qual foi projetado, devendo permanecer inoperante para qualquer outra situação.

•

Deve possuir uma faixa de ajuste suficientemente ampla de forma a permitir seletividade entre os outros relés.

•

Deve ser imune a ocorrência de transitórios de tensão e corrente proveniente de transformadores de instrumentos (TP’s e TC’s), bem como da alimentação de corrente contínua. Isso se aplica principalmente a relés de alta velocidade, onde o tempo de operação é menor ou igual a 0,05s.

•

Atender as especificações técnicas internacionais.

•

Apresentar robustez em seus elementos principais, tais como bobinas e contatos.

•

Baixo consumo dos circuitos alimentados pelos TC’s.

2.4.2 - PRINCIPAIS TIPOS CONSTRUTIVOS Quanto as características construtivas, os relés podem ser divididos em 5 categorias: •

Atração axial

•

Disco de indução

273


•

Watímetro

•

Estáticos

•

Eletrônicos

37

Existem ainda, dois tipos de relés utilizados como proteção interna de transformadores e geradores: •

Relé térmico

•

Relé de gás

Os relés eletromecânicos por serem amplamente conhecidos não serão comentados.

a) Relés estáticos Os relés estáticos têm o mesmo princípio de funcionamento dos relés eletrodinâmicos, ou seja, comparam os valores de tensão e/ou corrente com os valores de ajuste. No entanto, ao invés de ter discos de indução e bobinas, os relés estáticos são construídos com circuitos eletrônicos comparadores, amplificadores operacionais e unidades de saída em contato. O relé estático é muito mais rápido e tem um consumo muito inferior ao relé eletrodinâmico. Além disto, as dimensões são bastante reduzidas no relé estático. Adicionalmente permitem uma grande faixa de ajuste, o que sem dúvida reduz os problemas de coordenação normalmente encontrados. Os relés estáticos podem ser montados individualmente ou por função.

b) Relés eletrônicos

274


38

A proteção feita através de relés eletrônicos (digital) é a mais moderna. Estes equipamentos são microprocessadores, ou seja, tem um alto nível de confiabilidade associado a uma rapidez de atuação.

c) Relés térmicos Consiste em geral de uma lâmina bimetálica aquecida pela passagem de corrente elétrica num resistor colocado adjacente. A lâmina ao se distender irá modificar a posição dos contatos, para a posição aberto. Nestas condições, o circuito fica desenergizado, e consequentemente desligando os ramais por ele protegido. Deve-se atentar pelo fato que o relé térmico vem associado a outro dispositivo de seccionamento ( contatores, disjuntores,etc.).

d) Relés de Gás Este relé detecta dois tipos de defeitos: •

Mau contato

•

Curtos-circuitos

O mau contato de partes internas do transformador provoca sobreaquecimento que como conseqüência acumulará lentamente o gás na parte superior do tanque. Na ocorrência de um curto-circuito acontece a liberação de gás inflamável que se acumula na parte superior do tanque do do transformador. A figura 12 mostra o relé de gás aplicado como proteção de transformadores.

275


39

Figura 12 – Diagrama esquemático mostrando a posição do Relé de Gás;

Observa-se que este relé possui um sensor para fluxo de óleo e um para acúmulo de gás. O sensor de fluxo de óleo atua quando ocorre curto-circuitos violentos, internos ao transformador. O sensor para acúmulo de gás atua para correntes de curto-circuitos pequenas e para maus contatos prolongados. Caso haja vazamento de óleo isolante o relé de gás também opera quando o nível do óleo estiver abaixo de um ponto crítico.

276


40

2.4.3 – CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO TEMPO DE OPERAÇÃO 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 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 operação em : •

Instantâneos;

•

Temporizados com retardo dependente;

•

Temporizados com retardo independente.

Os relés instantâneos não apresentam nenhum retardo intencional no tempo de atuação. Os relés temporizados com retardo dependente são os mais utilizados nos sistemas elétricos. São caracterizados por uma curva de temporização normalmente inversa, cujo retardo é função do valor da grandeza que o sensibiliza. A figura 13 mostra a curva típica de um relé temporizado de retardo dependente. 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 figura 14 apresenta as curvas de um relé particular para operação por corrente.

277


41

Figura 13 - Curva típica de relé temporizado com retardo dependente;

Figura 14 - Curva típica de relé temporizado com retardo independente;

2.4.4 – CLASSIFICAÇÃO DOS RELÉS QUANTO À FUNÇÃO Os relés quanto as suas funções podem ser classificados de acordo com os enunciados abaixo: •

Relé de sobrecorrente (50/51)

•

Relé diferecial (87)

•

Relé direcional (67)

•

Relé de distância (21)

278


•

Relé de religamento (79)

•

Relé de sincronismo (25)

•

Relé de falha de disjuntor (50BF)

•

Relé de sobretensão (59)

•

Relé de subtensão (27)

•

Relé de oscilação de potência (68)

•

Relé de sobrecorrente com controle de tensão (51V)

•

Relé de inversão e perda de fase f ase

•

Relé de terra (50/51 GS)

42

a) Relé de sobrecorrente É de todas as proteções a mais simples e a mais econômica. Esta proteção atua sempre que as correntes em uma máquina ou em um trecho do circuito ultrapassa o valor máximo estabelecido. A corrente de atuação deve sempre ser reajustada quando há uma alteração da potência nominal do sistema. Em sistemas de baixa tensão a corrente pode ser medida por relés de sobrecorrente inseridos diretamente no circuito. Em todos os outros casos, a corrente é medida através através de um TC, e o seu secundário secundário está ligado no relé de sobrecorrente. As proteções de sobrecorrentes são usadas em: •

Transformadores (retaguarda por falta externa)

279


43

•

Motores e geradores

•

Circuitos de distribuição e de subtransmissão (onde não se justifica a proteção de distância), distância), como proteção de falta fase à terra. terra.

•

Linhas de distribuição ( com relés de distância para proteção de fase) como proteção de falta a terra.

•

Linhas com proteção primária por fio piloto, como proteção de retaguarda.,

O diagrama básico unifilar de uma proteção por sobrecorrente é mostrado na figura 15.

Figura 15 –Sistema elétrico representativo de um subestação com as proteções de sobrecorrente

Os relés de sobrecorrente podem ser: •

Eletromecânicos

•

Estáticos

•

Eletrônicos

280


44

Os relés eletromecânicos dispõem de dois ajustes independentes: •

Ajuste de corrente de atuação

•

Ajuste de tempo de atuação

A primeira regulação é feita ou por variação do entreferro, ou por tensão da mola de restrição ou por seleção de uma tomada de bobina (ajuste de “taps”). O ajuste de tempo é efetuado ajustando o percurso do contato móvel (DT) ou então por meio de dispositivos mecânicos de temporização. Apesar de os ajustes serem independentes, há uma inter-relação entre a corrente e o tempo de atuação. Os relés estáticos de sobre-intensidade são construídos seguintes blocos eletrônicos: •

Entrada

•

Ajuste de corrente

•

Ajuste de tempo

•

Sinalização e comando

•

Alimentação auxiliar

Os relés eletrônicos são microprocessadores que atuam através de lógica digital.

b) Relé diferencial de sobrecorrente

281


45

Este tipo de proteção compara vetorialmente duas correntes elétricas em dois pontos de um mesmo sistema (por exemplo, em dois pontos de um barramento ou entre dois enrolamentos de um transformador). Caso haja um diferença entre as correntes, superior a um determinado valor ajustado, o relé é sensibilizado, enviando ao disjuntor uma ordem de abertura. A diferença vetorial pode ser determinada diretamente (relé diferencial amperimétrico) ou em percentagem (relé diferencial percentual). Usa-se o sistema diferencial na proteção de transformadores, reatores, geradores e barramentos. Na figura 16 observa-se a operação do relé diferencial para o ponto F, localizado dentro de sua zona de proteção.

Figura 16 - Operação do relé diferencial para ponto de falta F, localizado dentro de sua zona de proteção;

Nas conexões deve-se atentar para as polaridades do TC e os grupos de ligação. Observa-se na figura 16 que, as ligações dos TC’s são estrela se as ligações do transformador é triângulo e vice-versa.

282


46

Esta proteção é sensível a defeitos internos dos transformadores, barramentos, geradores e reatores. Por exemplo no caso de transformadores, pode proteger contra curto-circuitos entre espiras, contra arcos nas buchas, contra curtos para o núcleo à carcaça, etc.

c) Relé direcional A proteção direcional detecta a inversão do fluxo de potência, com valores de tensão próximos dos normais. É necessariamente, uma proteção temporizada para evitar atuações incorretas durante as inversões momentâneas de energia que ocorrem durante as oscilações de potência sincronizante dos geradores ou quando das reversões de energia que acontecem após curtos-circuitos. Na figura 17 está esquematizada uma proteção direcional. O relé 67 recebe um sinal de corrente de um TC e, um sinal de tensão de um TP. Na ocorrência de uma inversão no sentido de corrente, o relé 67 operará.

283


47

67 − 3 - Bobina de corrente da unidade temporizada da fase C; 67-3 - Unidade direcional TOC da fase C;

67 − 3 - Bobina de corrente da unidade direcional da fase C TOC

Figura 17 - Conexão típica do relé direcional;

Associado ao relé 67, atua também o relé 67N o qual funciona da seguinte maneira. A sua atuação no caso de falta fase-terra, consiste em aparecer uma tensão de seqüência zero no interior do triângulo aberto dos secundários do TP. Esta tensão, associada à corrente de neutro (corrente de desequilíbrio) provoca a operação do relé 67N.

284


48

d) Relé de Religamento O relé de religamento tem por finalidade reduzir o tempo de interrupção de energia e conservar a estabilidade do sistema. Estes podem ser para religamento monopolar ou tripolar. Esta seleção é feita através de uma chave seletora do próprio relé. O acionamento do religamento é função da aplicação em que o relé está sendo empregado. Todo relé de religamento tem uma entrada para bloqueio e atuação, que também é função da aplicação do relé.

e) Relé de Sobretensão A proteção contra sobretensões devidas a surtos de manobra ou atmosféricas é feita com pára-raios. Para sobretensões de maior duração e de valor mais baixo são utilizadas as proteções com relés de sobretensões. Os relés de sobretensão são ajustados para um valor máximo de tensão admissível; a ultrapassagem deste valor provoca a atuação do relé e o disparo dos disjuntores correspondentes. Em linhas de Extra Alta Tensão (EAT) são usadas duas proteções de sobretensão, uma instantânea e outra temporizada; a instantânea atua para defeitos simultâneos nas 3 fases, ao passo que a temporizada funciona para sobretensões em qualquer das fases. A proteção de sobretensão instantânea envia um sinal via “carrier”, para o outro extremo da linha destinado ao desligamento do disjuntor aí alocado.

285


49

Em transformadores instalados em subestação de E.A.T. a proteção de sobretensão desliga os disjuntores dos lados de A.T. e B.T..

f) Relé de Subtensão O relé de subtensão é ajustado para um valor mínimo de tensão admissível; a redução da tensão a valores abaixo do ajuste provoca a atuação do relé. Em subestações a proteção de subtensão é combinada com a de sobrecorrente para caracterizar melhor o curto-circuito. Estes relés também são utilizados nos esquemas de religamento onde é possível o religamento do disjuntor sem verificação de tensão.

g) Relé de Oscilação de Potência O relé de oscilação de potência é aplicado em conjunto com o relé de distância afim de que oscilações de potência de curta duração não permitam que o relé de distância opere e cause o desligamento dos disjuntores da linha . A sua operação é do tipo temporizada.

h) Relé de Sobrecorrente Controle de Tensão É um relé acionado pela corrente do circuito (bobina de corrente) mas cuja ação é restringida pela própria tensão do circuito (bobina de tensão).

286


50

Na ocorrência de um curto-circuito acontece uma sobrecorrente associada a uma redução significativa (às vezes até zero) da tensão, daí a utilização deste tipo de relé para caracterizar melhor a ocorrência de falta.

i) Relé de Terra O relé de terra é um dispositivo de sobrecorrente com ajuste bastante baixo, de modo a detectar correntes de defeito de baixa intensidade. Os relés de terra podem ser também de tensão, polarizados ou não, que detecta tensão de seqüência zero, que é causada por uma falta à terra. Esta proteção podem também ser ligados a TC’s de janela que ao “abraçar” as três fases do circuito irá “enxergar” a corrente de desequilíbrio do circuito, com um ajuste adequado distingue-se uma corrente de desequilíbrio da carga de uma corrente de defeito. As Figuras 18 e 19 indicam a utilização de um relé de terra.

52

M

51

51

51T

Figura 18 – Relés de terra associado a três transformadores de corrente;

287


51

TC DE JANELA

52

M

51T Figura 19- Relé de terra associado a um TC tipo janela;

2.5 – PÁRA-RAIOS 2.5.1 - INTRODUÇÃO

Os pára-raios são equipamentos responsáveis por funções de grande importância nos sistemas elétricos de potência, contribuindo decisivamente para a sua confiabilidade, segurança e continuidade de operação. Os equipamentos de uma subestação podem ser solicitados por sobretensões provenientes de ocorrências no sistema ou de descargas atmosféricas. Com o objetivo de impedir que estes equipamentos sejam danificados, é necessário a instalação de dispositivos de proteção contra sobretensões, sendo os pára-raios os dispositivos mais adequados para esta finalidade. Atuam como limitadores de tensão, impedindo que valores acima de um determinado nível préestabelecido possam alcançar os equipamentos para os quais fornecem proteção.

288


52

Do ponto de vista construtivo, o pára-raios é um equipamento bastante simples, é constituído de um elemento resistivo não-linear associado ou não a um centelhador em série. Em condições normais de operação, o pára-raio é semelhante a um circuito aberto. Na presença de sobretensões, o centelhador dispara e uma corrente passa a circular pelo resistor não-linear, impedindo que a tensão em seus terminais ultrapasse um determinado valor. É possível a eliminação do centelhador, utilizando-se somente o resistor não-linear, se o material não-linear apresenta característica suficientemente adequada para este fim. A figura 20 apresenta a característica tensão x corrente de um pára-raio ideal. V

I

Figura 20 - Característica V x I de um pára-raios ideal;

Conforme pode ser observado na figura 20, um pára-raios ideal seria aquele que iniciaria o processo de condução após a tensão ter alcançado um determinado valor e que manteria a tensão terminal constante, independente do valor de corrente. Na prática, esta característica ideal não existe, sendo a característica não-linear indicada na figura 21.

289


53

A figura 21 apresenta a curva tensão x corrente para o carboneto de silício (SiC) e para o óxido de zinco (ZnO), elementos utilizados no componente não-linear do pára-raios.

Figura 21 - Características de dois pára-raios com o mesmo nível de proteção 550kV / 10kA;

Caso a característica do material utilizado no pára-raio seja suficientemente não-linear, aproximando-se, portanto, do pára-raios ideal, os “gaps” série podem ser desprezados e o pára-raios seria constituído somente de um resistor não-linear. A figura 21 mostra que o ZnO apresenta uma característica nãolinear superior a do SiC na região de correntes mais baixas. Atualmente, os principais fabricantes de pára-raios estão fabricando somente pára-raios de ZnO na área de transmissão de energia elétrica. Para os sistemas de distribuição, ainda estão sendo utilizados pára-raios construídos com outros materiais. Os pára-raios de óxido de zinco podem ser construídos com “gaps” em série ou paralelo, de acordo com a linha de projeto de cada fabricante, ou para

290


54

atender alguma necessidade especial requerida pelo sistema elétrico. A tendência atual está na fabricação de pára-raios de óxido de zinco desprovidos de centelhadores de qualquer espécie. Os pára-raios de ZnO apresentam simplicidade construtiva muito grande, pois se constituem somente de pastilhas de elementos não-lineares, montados dentro de um invólucro de porcelana. A figura 22 ilustra o aspecto construtivo de um pára-raio ZnO. Haste de conexão Flange (Liga de alumínio)

Anel elástico Tubo de exaustão e dispositivo de sobrepressão nos flanges superior e inferior

rebite Blocos de óxido de zinco ( ZnO) Arruela

Placa Indicadora de falta Espaçador Tubo de exaustão

Isolação térmica Invólucro de porcelana Mola de compressão

Flange

Vedação de borracha Dispositivo de aperto

Dispositivo de sobrepressão Dispositivo de fixação

Figura 22 - Seção longitudinal de um pára-raios de óxido de zinco (ZnO);

291


55

2.5.2 -CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS PÁRA-RAIOS DE ÓXIDO DE ZINCO (ZNO) Tensão nominal (kV rms)

A tensão nominal de um pára-raio é o valor máximo eficaz da tensão na frequência industrial aplicada aos seus terminais no ensaio de ciclo de serviço, para o qual o pára-raios foi projetado e tem condições de operar satisfatoriamente, durante o ensaio. O valor da tensão nominal é utilizado para a especificação de suas características de operação. Tensão máxima de operação em regime contínuo (kV rms)

É o maior valor de tensão para o qual o pára-raios é projetado, de modo a operar continuamente com esta tensão aplicada a seus terminais. Capacidade de sobretensão temporária

A capacidade de sobretensão temporária é definida em função da característica de suportabilidade tensão x duração, onde o tempo para a qual é permitida a aplicação de uma tensão superior à tensão máxima de operação em regime contínuo nos terminais do pára-raios. Nível de proteção a impulso de manobra (kV pico)

O nível de proteção a impulso de manobra depende da corrente de condução no pára-raios, a qual aumenta a medida que o valor de impulso de tensão aumenta. Com o intuito de definir o nível de proteção a impulso de manobra, deve ser estabelecido um valor para a corrente de coordenação. Geralmente, o

292


56

valor de 3 kA é adotado na ausência de estudos específicos, uma vez que este valor dificilmente será ultrapassado na prática. Tensão residual (kV pico)

É a tensão que aparece no pára-raios quando da passagem de uma corrente de impulso na forma 8 x 20 µs. Normalmente, os ensaios são realizados para impulsos de corrente de valor 1,5; 3; 5; 10; 15; 20 e 40 kA. A tensão residual depende da forma de onda do impulso aplicado e, geralmente, os fabricantes fornecem informações relacionando a tensão residual com a frente de onda do impulso aplicado. Capacidade de absorção de energia

A capacidade de absorção de energia do pára-raios é de grande importância nos sistemas de EAT e UAT. Os catálogos dos fabricantes, normalmente, indicam a capacidade máxima de energia em kWs por kV da tensão nominal, sendo esta capacidade função da tensão nominal e da corrente de condução dos pára-raios. Geralmente, os pára-raios utilizados em sistemas de EAT tem uma capacidade de absorção de energia na faixa de 7 a 8 kWs por kV de tensão nominal.

2.5.3 - ASPECTOS IMPORTANTES RELACIONADOS COM OS PÁRA-RAIOS

a) Operação de um pára-raios

293


57

Um pára-raios é composto de elementos de resistores não-lineares, conectados em série com centelhadores (pára-raios convencionais) ou não (pára-raios de ZnO). Quando ocorre um surto de tensão, a corrente no pára-raios pode ser aproximada por: I = KVα

Onde: I - é a corrente no pára-raios; V - é a tensão aplicada em seus terminais; K - é uma constante que dependente do projeto do pára-raios; α

- constante compreendida entre 4 e 6 para pára-raios convencionais (SiC) e

entre 25 e 30 nos pára-raios ZnO. Esta corrente pode alcançar vários kA durante o surto e algumas centenas de ampère após a sua dissipação, devendo o pára-raios ser capaz de interromper a corrente subsequente e permanecer sem conduzir, mesmo que submetido a alguma sobretensão temporária, no caso de um pára-raios convencional. Geralmente, não é permitida mais que uma operação deste tipo nos pára-raios convencionais. Nos pára-raios ZnO, a condução é permanente, sendo a amplitude da corrente dependente da tensão aplicada a seus terminais. Quando ocorre o surto a corrente é elevada, podendo alcançar vários kA, e, se o páraraios é submetido a sobretensões temporárias, a corrente de condução alcança centenas de ampères, havendo condução por vários ciclos. Em operação normal a corrente é de apenas alguns miliampères.

294


58

b) Tensão máxima na freqüência industrial A tensão nominal de um pára-raios convencional deve ser igual ou superior à maior sobretensão na frequência industrial que pode ocorrer no sistema, para evitar que o pára raios seja submetido a disparos consecutivos e, eventualmente, se danifique. No caso de pára-raios ZnO, devido a sua característica peculiar, é estabelecido que a tensão máxima em regime contínuo não pode ultrapassar a 80% do valor da tensão nominal do páraraios.

c) Classes de um pára-raios Normalmente, três classes de pára-raios são utilizadas em sistemas de alta tensão: estação, intermediária (subtransmissão) e distribuição. As diferenças entre os três tipos estão nos níveis de proteção, nos ensaios de durabilidade, na existência ou não de dispositivos de alívio de pressão e nas tensões do sistema para os quais foram projetados. Os pára-raios tipo estação cobrem todas as classes de tensão, os do tipo intermediário destinam-se às tensões normalmente utilizadas no sistema de subtransmissão (<138 kV) e os do tipo de distribuição para as tensões até 35kV.

d) características de proteção A característica de proteção dos pára-raios convencionais é, usualmente, apresentada como uma curva de tensão contra tempo para ocorrer o disparo e, geralmente, pode ser obtida dos fabricantes. As informações normalmente disponíveis são as seguintes: disparo para onda escarpada, disparo para onda

295


59

1,2x50µs, disparo para ondas do tipo manobra e tensão residual para onda 8x20µs, as quais, plotadas num gráfico, fornecem a característica de proteção do pára-raios. A tensão residual depende da corrente de descarga, a qual depende de uma série de considerações a respeito das características das descargas atmosféricas referentes à região onde se encontra localizada a instalação.

e) Níveis de isolamento dos equipamentos O nível de isolamento de um equipamento é o conjunto de valores de tensões suportáveis nominais, aplicadas ao equipamento durante os ensaios e definidas em normas específicas para esta finalidade, que define a sua característica de isolamento. A NBR-6939 estabelece que, para os equipamentos com tensão máxima inferior a 300 kV, o nível de isolamento é definido pelas tensões suportáveis nominais de impulso atmosférico e à frequência industrial. Para equipamentos com tensões igual ou superior a 300 kV, consideram-se as tensões suportáveis nominais de impulsos de manobra e atmosférico. Os níveis de proteção dos pára-raios devem ser selecionados, considerando-se as suas características de proteção e os níveis de isolamento dos equipamentos.

296


60

f) Localização dos pára-raios É sempre uma prática conveniente tentar posicionar os pára-raios tão próximos quanto possível dos equipamentos que se pretende proteger, sendo, geralmente, os equipamentos principais protegidos diretamente por pára-raios conectados nos seus terminais. Em algumas situações, a proteção de um grupo de equipamentos pode ser efetuada por um único pára-raios. Uma prática tradicional é a utilização de pára-raios nos transformadores e entradas de linha de uma subestação.

g) Efeito distância Quando o pára-raios não se encontra conectado diretamente nos terminais do equipamento a ser protegido, é possível que oscilações provoquem tensões superiores ao nível de proteção do pára-raios, devido à separação entre o equipamento e o pára-raios.

h) Margens de proteção A coordenação de isolamento é efetuada considerando-se determinadas relações entre o nível de isolamento dos equipamentos e o nível de proteção dos pára-raios. Geralmente, é recomendada uma margem mínima de 15% na região de impulsos atmosféricos. A finalidade principal para a adoção destas margens está relacionada com possíveis deteriorações das características de proteção dos pára-raios, devido à poluição e envelhecimento, além da

297


61

amplificação da tensão, devido à impossibilidade de se conectar os pára-raios exatamente nos terminais do equipamento a ser protegido.

2.5.3 – QUADRO COMPARATIVO A título de informação, mostra-se no quadro resumo 4, um estudo comparativo de algumas características dos pára-raios exigidas pelas principais concessionárias de energia elétrica. Quadro Resumo 4 – Estudo comparativo das exigências das concessionárias quanto aos pára-raios. PÁRA-RAIOS Existe ficha técnica? CERJ CPFL

CELESC

ELETROPAULO

CEMIG

CELPE

COELCE

Um conjunto de três pára-raios para cada circuito de alimentação. Um conjunto de três pára-raios para cada transformador. Um conjunto de três pára-raios instalados entre a seccionadora de entrada e o conjunto de medição da Concessionária. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores. Um conjunto de três pára-raios instalados entre a seccionadora de entrada e o conjunto de medição da Concessionária. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores. Um conjunto de três pára-raios para cada circuito de alimentação, localizado antes da seccionadora de entrada. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores. Um conjunto de três pára-raios instalados entre a seccionadora de entrada e o conjunto de medição da Concessionária. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores. Um conjunto de três pára-raios por circuito de alimentação. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores. Um conjunto de três pára-raios instalados entre a seccionadora de entrada e o conjunto de medição da Concessionária. Para efeito de oferta, considerar um conjunto (três pára-raios) para o transformador /transformadores.

Não Não

Não

Não

Não

Não

Sim

298

CAPÍTULO 9

SELETIVIDADE

299

CAPÍTULO 9 – SELETIVIDADE

2

SELETIVIDADE 1 - INTRODUÇÃO Dentre os principais requisitos para a proteção atingir as suas finalidades, a seletividade é, sem dúvida alguma, o item de maior importância. Pois a presença de uma anormalidade no sistema deve ser isolada e removida, sem que as outras partes do mesmo sejam afetadas. Em outras palavras, seletividade significa isolar, tão depressa quanto possível, a parte do sistema afetada pela falta, e deixar todas as demais energizadas, garantindo a confiabilidade e continuidade no sistema elétrico em questão. Podem ser implementados vários meios para assegurar uma boa seletividade na proteção de uma rede elétrica, os mais conhecidos são: •

Seletividade amperimétrica (através de correntes)

•

Seletividade cronométrica (por tempo)

•

Seletividade através de troca de dados, chamada de seletividade lógica

•

Seletividade pelo uso de proteção direcional ou diferencial.

2 - SELETIVIDADE AMPERIMÉTRICA A seletividade amperimétrica baseia-se no fato que a corrente de falta diminui de intensidade à medida que o local do curto "se afasta" da fonte de alimentação.

300


3

Desta forma, utiliza-se uma proteção amperimétrica em cada ramal de alimentação, com ajuste inferior ao valor mínimo da corrente de curto-circuito causada por uma falta na seção vigiada, e superior ao valor máximo da corrente causada por uma falta a jusante. Ajustado deste modo, cada dispositivo de proteção só atua para faltas localizadas imediatamente a jusante, e não é sensível a faltas a montante. Todavia, na prática, quando não há redução notável na corrente entre duas partes adjacentes, é difícil definir os ajustes para dois dispositivos em cascata e, ainda, assegurar uma boa seletividade (o que acontece nas redes de média tensão). Porém, para seções de linhas separadas por um transformador, este sistema pode ser usado com grandes vantagens, por ser simples, econômico e rápido (desarme sem demora). Algumas literaturas definem esse tipo de procedimento como sendo uma seletividade por escalonamento das correntes de curto-circuito.

A figura 1 ilustra um exemplo típico da instalação desses elementos envolvendo os enrolamentos primário e secundário de transformadores. Neste caso, para garantir a seletividade, o dispositivo de proteção de sobrecorrente instalado no primário deve respeitar a seguinte condição: I CCA

> I r ≥ ICCB,

Onde: I r é

a corrente de ajuste;

ICCB é a corrente de curto-circuito no secundário (ponto B), referida ao primário do transformador.

301


4

Figura 1 - Exemplo de seletividade amperimétrica em transformadores;

3 - SELETIVIDADE CRONOMÉTRICA A seletividade cronométrica consiste em ajustes diferentes nas temporizações dos dispositivos de proteção distribuídos ao longo do sistema elétrico. Quanto mais próximos da fonte supridora, as temporizações deverão ser ajustadas em tempos superiores aos elementos de proteção a jusante, conforme pode ser notado no diagrama unifilar indicado na figura 2.

302


5

Figura 2 - Exemplo de seletividade cronométrica;

A falta mostrada neste diagrama é “enxergada” por todas as proteções (localizadas em A, B,

C

e D). A temporização D fecha seus contatos mais

rapidamente que aquela instalada em C , que por sua vez, é mais rápida que a proteção em B, e assim sucessivamente. Assim que o disjuntor D é aberto, e a corrente de falta eliminada, as proteções nos pontos

A, B

e C, que estavam

sensibilizadas, voltam a condição original (de vigilância).

303


6

A diferença dos tempos de atuação ∆t entre duas proteções sucessivas é o intervalo de seletividade, definido a partir da seguinte inequação: ∆t ≥ tc + tr +

2dt

Onde: tc - tempo de abertura dos disjuntores; dt - tolerâncias da temporização; tr - tempo de retorno à posição de espera das proteções.

Considerando o desempenho dos disjuntores e dos relês de proteção, normalmente encontrados na prática, os valores adotados para o

t sã de

∆

aproximadamente 0,4 s. Esta seletividade apresenta duas vantagens, pois além de ser um sistema simples, assumi a sua própria retaguarda (salvaguardando-se a parte isenta de falta da instalação). Porém, quando há um número elevado de proteções em série, observa-se que a proteção localizada mais a montante está ajustada com um tempo de atuação elevado. Dependendo do nível de curto-circuito e do tempo de resposta do relé de proteção, pode-se em alguns casos, danificar os componentes dos sistemas elétricos, tais como: cabos, TC's, etc, devido ao aquecimento adicional a que ficam submetidos.

304


7

3.1 - APLICAÇÃO DA SELETIVIDADE CRONOMÉTRICA Existem dois tipos de relés cronométricos temporizados: •

Os relês de tempo independente – Observa-se na figura 3 que se o nível de curto-circuito for inferior ao seu ajuste, este trabalha na região de não operação. Por outro lado, para valores superiores a sua faixa de ajuste, o relé atuará sempre com um valor de tempo constante e definido.

Figura 3 - Tempo independente do valor da corrente de curto;

•

Os relês de tempo dependentes (tempo inverso) – Analogamente ao caso anterior, a região de atuação dependerá do seu ajuste. No entanto, o tempo de atuação não será constante, pois conforme mostrado na figura 4, o tempo dependerá do valor da corrente de curto-circuito.

305


8

Figura 4 - Tempo dependente do valor da corrente de curto;

A título de ilustração, a figura 5 esclarece um exemplo utilizando a proteção envolvendo tempo independente e inverso.

Figura 5 - Exemplo de aplicação cronométrica;

306


9

No caso particular desta figura, para assegurar a seletividade cronométrica entre os dispositivos de proteção, devem ser respeitado os seguintes critérios: •

Relé de tempo independente: I rA > IrB > IrC,

tA > tB > tC

Figura 6 - Ajustes dos relés do tipo tempo independente;

•

Relé de tempo dependente ou inverso: I rA > IrB > IrC,

IccA > IccB > IccC

Figura 7 - Ajustes dos relés do tipo tempo dependente ou inverso;

307


10

Os ajustes das temporizações estão determinados para obter o intervalo de seletividade ∆t para a máxima corrente vista pela proteção a jusante. As temporizações para obter a seletividade cronométrica é ativada quando a corrente excede o valor de ajuste dos relês. Por exemplo, na figura 5, o tempo de atuação na proteção do disjuntor A deve ser maior que o de B, que por sua vez, é maior que C.

4 - SELETIVIDADE LÓGICA Este princípio é usado quando se deseja diminuir o tempo de eliminação da falta. A troca de dados lógicos entre os dispositivos de proteção sucessivos elimina a necessidade de intervalos de seletividade. Com efeito, num sistema radial, são ativadas as proteções localizadas a montante do ponto de falta e aquelas localizadas a jusante não são solicitadas. Podem ser localizados o ponto de falta e o disjuntor a ser comandado sem qualquer ambigüidade. Cada proteção sensibilizada pela falta envia: •

Uma ordem lógica de espera para o nível situado a montante (ordem para aumentar a temporização própria do relê a montante);

•

Uma ordem de abertura para o disjuntor associado, a menos que o mesmo receba uma ordem lógica de espera do situado a jusante. Um desarme temporizado é provido como retaguarda.

308


11

A grande vantagem da seletividade lógica, quando comparado à seletividade cronométrica, é que o tempo do desarme não depende da falta na cascata da seletividade. A figura 8 ilustra um sistema radial, onde os relés atuam baseados no princípio da seletividade lógica.

Figura 8 - Exemplo de aplicação da seletividade lógica;

309


12

5 - SELETIVIDADE DIRECIONAL Numa rede em anel, na qual uma falta fica alimentada de ambas as extremidades, é necessário usar um sistema de proteção sensível à direção do fluxo da corrente de falta, para localizá-la e eliminá-la. A figura 9 apresenta um exemplo de utilização de proteções direcionais.

Figura 9 - Exemplo de aplicação da seletividade direcional;

310


Os disjuntores

D1

13

e

instantâneas, enquanto

D2

H1

estão equipados com proteções direcionais

e H2 são dotados de proteções de sobrecorrente

temporizadas. No caso de uma falta no ponto (1), só as proteções em (direcional),

H1

e

H2

"enxergam" a falta. A proteção em

D2

D1

não se

sensibiliza, devido a direção de seu sistema de detecção. Neste caso, D1 abre. A proteção H2 fica de fora e H1 abre. tH1 = tH2,

tD1 = tD2,

tH = tD + ∆t

6 - SELETIVIDADE ATRAVÉS DE PROTEÇÃO DIFERENCIAL Estas proteções comparam as correntes nas extremidades do trecho de rede a ser vigiada. Qualquer diferença em amplitude e fase entre estas correntes indica a presença de uma falta. Este sistema de proteção reage apenas às faltas dentro da área monitorada e é insensível a qualquer falta fora desta área. É portanto seletivo por natureza. Esta proteção é usada para detectar correntes de falta com valores inferiores à corrente nominal e para desarmar instantaneamente, já que a seletividade está baseada sobre a detecção e não na temporização. O equipamento protegido pode ser: um motor, um gerador, um transformador, ou uma conexão (cabo ou linha). A figura 10 ilustra a aplicação da proteção diferencial.

311


14

Figura 10 - Aplicação da seletividade diferencial;

312

CAPÍTULO 10

PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

313

CAPÍTULO 10 – PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

2

PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

1 - INTRODUÇÃO O transformador, por se tratar de um importante componente, necessita de um eficiente sistema de proteção contra todas as faltas susceptíveis de danificá-lo. O grau de complexidade do sistema de proteção depende da potência do transformador, e está vinculado com considerações técnicas e custos.

2 – TIPOS DE FALTAS As principais faltas que podem afetar um transformador são: sobrecarga, curto-circuito e faltas à carcaça. A sobrecarga pode resultar de um aumento no número de cargas que são alimentadas simultaneamente ou de um aumento na potência absorvida por uma ou mais cargas. O resultado disso é uma sobrecorrente de longa duração que causa um aquecimento prejudicial ao isolamento e, portanto, pode afetar a vida útil do transformador. O curto-circuito pode ocorrer no interior ou fora do transformador. As faltas internas são aquelas que acontecem entre condutores de fases diferentes ou entre espiras de um mesmo enrolamento. O arco proveniente de uma falta danifica o enrolamento do transformador e pode provocar um incêndio. Em

314


3

transformadores a óleo, o arco causa a emissão de gases de decomposição. Se a falta for de pequena intensidade, há uma leve emissão de gases e mesmo nesta situação, o acúmulo pode ser perigoso. Por outro lado, um curto-circuito violento causa estragos que podem destruir não somente a parte ativa mas também o tanque, derramando óleo inflamado. As faltas externas são as que ocorrem nas conexões a jusante. A corrente de curto-circuito produz, no transformador, esforços eletrodinâmicos susceptíveis de afetar mecanicamente os enrolamentos e então evoluir na forma de uma falta interna. A falta à carcaça é uma falta interna. Ela pode acontecer entre o enrolamento e o tanque ou entre o enrolamento e o circuito magnético. Para um transformador a óleo, ela causa uma emissão de gás. Com o curto-circuito, pode ocorrer a destruição do transformador e um incêndio. A amplitude da corrente de falta depende do sistema de neutro das redes a montante e a jusante, e também na posição da falta dentro do enrolamento. Na ligação estrela, a corrente para a carcaça varia entre 0 à um valor máximo dependendo da localização da falta, do lado do neutro ou da fase da bobina, conforme ilustrado na figura 1. Na ligação delta, a corrente para a carcaça varia entre 50 e 100% do valor máximo, dependendo se a falta estiver no meio ou nas extremidades dos enrolamentos.

315


4

Figura 1 - Corrente de falta em função da posição da falta no enrolamento.

3 – DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO 3.1 – SOBRECARGAS A sobrecorrente de longa duração é geralmente detectada por uma proteção com tempo independente ou inverso, que é seletiva com as proteções secundárias. É usada uma proteção de imagem térmica para detectar a elevação de temperatura. Essa proteção tem por objetivo fazer com que as elevações de temperatura não ultrapassem os seus limites térmicos, ou seja, respeitando as

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5

suas classes de isolamento. Com isto, espera-se que a vida útil do equipamento fique preservada.

3.2 – CURTO-CIRCUITO Para os transformadores a óleo são utilizados: •

O relê Buchholz ou detector de pressão e temperatura DGPT sensível à emissão de gases e ao movimento do óleo provocados por um curtocircuito entre espiras de uma mesma fase ou entre fases distintas.

•

A proteção diferencial, mostrada na figura 2, assegura uma proteção rápida contra faltas fase-fase. Ela é sensível às correntes de falta da ordem de 0,5In e é usado para transformadores que alimentam cargas essenciais.

•

Uma proteção de sobrecorrente instantânea associada a um disjuntor localizado no primário do transformador, assegura uma proteção contra curto-circuitos violentos. O limiar da corrente primária está ajustado num valor mais alto que a corrente devido a um curto-circuito no secundário, assegurando assim a seletividade amperimétrica.

•

Um fusível AT pode ser usado para proteção de sobrecorrente de transformadores de baixa potência.

317


6

Figura 2 - Proteção diferencial.

Figura 3 - Proteção de sobrecorrente associado ao disjuntor localizado no primário.

318


7

3.3 – FALTAS À CARCAÇA Carcaça do tanque – A proteção de sobrecorrente instantânea é instalada na conexão de aterramento do tanque do transformador (desde que seu ajuste esteja compatível com o sistema de neutro utilizado) constitui uma solução simples e eficiente para proteger contra faltas internas e à carcaça, isso obriga a isolar o tanque do transformador do solo, conforme detalha a figura 4.

(a)

(b)

Figura 4 - Proteção de sobrecorrente contra faltas à carcaça.

Uma outra solução consiste em assegurar uma proteção contra as faltas à terra: •

Através da proteção de terra, localizada na rede a montante, para faltas na carcaça que afetam o primário do transformador, conforme figura 4(b).

•

Pela proteção homopolar instalada na entrada do painel alimentado, se o aterramento do neutro da rede a jusante estiver localizado no barramento. Estas proteções são seletivas, e só são sensíveis as faltas fase-terra localizadas no transformador ou nas conexões a montante e a jusante.

319


•

8

Por uma proteção de terra restrita, se o aterramento do neutro da rede a jusante for instalado no transformador. Trata-se de uma proteção diferencial de alta impedância que detecta a diferença entre as correntes homopolares medidas no ponto de aterramento do neutro e a soma vetorial das correntes localizadas nas saídas trifásicas do transformador, conforme esquematizado na figura 5.

Figura 5 - Proteção diferencial contra faltas à carcaça.

3.4 – EXEMPLOS DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES A título de ilustração, mostra-se nas figuras 6 e 7, respectivamente, através de dois diagramas unifilares, um exemplo de vários equipamentos utilizados na proteção de transformadores MT/BT e MT/MT. Desta forma, oferecendo

320


9

resumidamente, uma visão global sobre os assuntos expostos nos itens anteriores.

Figura 6 - Exemplos de proteção de transformadores.

Onde os números identificados no diagrama unifilar 6, correspondem: (1) Fusível ou relê de sobrecorrente com dois ajustes (2) Sobrecorrente homopolar (3) Buchholz ou DGPT (4) Proteção de sobrecorrente para faltas à carcaça (5) Disjuntor BT

321


10

Figura 7 - Exemplos de proteção de transformadores.

Onde os números identificados no diagrama unifilar 7, correspondem: (1) Imagem térmica (2) Sobrecorrente com dois ajustes (3) Sobrecorrente homopolar (4) Buchholz ou DGPT (5) Proteção de sobrecorrente para faltas à carcaça (6) Proteção de terra restrita (7) Proteção diferencial para transformador

322


11

3.5 – RECOMENDAÇÕES SOBRE OS AJUSTES DAS PROTEÇÕES A tabela 1 ilustra um resumo sobre os ajustes dos dispositivos de proteção em função do tipo de falta. Tipos de falta Sobrecarga

Ajustes • •

• •

Curto-circuito

•

•

Disjuntor BT: In Imagem térmica: In (corrente nominal) Fusível: I > 1,3In Sobrecorrente com tempo independente ajuste inferior < 6In com temporização de 0,3 s (seletivo com a jusante), ajuste superior > Icc a jusante, instantâneo. Sobrecorrente com tempo dependente Ajuste inferior de tempo inverso (seletivo com a jusante), ajuste superior > Icc a jusante, instantâneo. Diferencial para transformador, 25% a 50% de In.

Carcaça à terra: Ajuste da proteção > 20A com temporização de 100ms. 

 •

Falta à terra  •

•

Sobrecorrente homopolar: Ajuste de 20% da sobrecorrente de falta à terra e 6% da relação nominal dos TC's ,se alimentado por 3 TC's independentes. A temporização é de 0,1s se o aterramento for feito no sistema. Por outro lado, se o aterramento for localizado no transformador, a temporização será de acordo com seletividade. Proteção de falta à terra restrita: Ajuste da ordem de 20% da sobrecorrente de falta à terra, se utilizado um único TC toroidal englobando as 3 fases. Ajuste da ordem de 10% de In, se empregado o sistema somador com 3 TC's indepedentes.

323

CAPÍTULO 11

PROTEÇÃO DE GERADORES

324

CAPÍTULO 11 – PROTEÇÃO DE GERADORES

2

PROTEÇÃO DE GERADORES 1 - INTRODUÇÃO Este capítulo abordará os esquemas de proteção associados aos geradores. O alternador, de uma maneira geral, deve ser protegido contra as faltas internas e externas. Na ocorrência de uma falta interna, como por exemplo um curtocircuito entre espiras no enrolamento do estator, o sistema de proteção deverá efetuar, o mais rápido possível, o desligamento da máquina. Desta forma, os distúrbios provocados no sistema elétrico e os danos causados ao gerador são minimizados.

2 – TIPOS DE FALTAS Os geradores, assim como os motores, têm o seu comportamento elétrico e térmico afetados pela operação em condições anormais. Esta anormalidade pode estar vinculada a vários fatores, dentre os quais pode-se citar: sobrecargas, desequilíbrio e faltas internas entre fases. Todavia, alguns desses assuntos já foram abordados no capítulo anterior, e portanto, não serão descritos novamente. Complementando estes estudos, passa-se a analisar outros distúrbios que não foram contemplados quando da realização da análise da proteção em transformadores.

325


3

Curto-circuito externo entre fases – Quando numa rede, o curto-circuito

acontecer nas proximidades de um gerador, a corrente de falta tem o comportamento mostrado na figura 1.

Figura 1 - Comportamento da corrente na armadura do gerador sob condições de curto-circuito.

Observa-se na figura 1, que a corrente decresce ao longo do tempo. Define-se três períodos característico que definem com maior precisão os valores das correntes nas faltas externas. No período subtransitório a corrente de curto é calculado tomando-se como base a reatância subtransitória X ”d. No período transitório a corrente deve ser calculado através da impedância transitória, X ’d. Para a corrente de curto-circuito em regime permanente, a impedância a ser considerada deverá ser a síncrona X d. Falta interna de fase para carcaça – Este tipo de falta é semelhante ao já

visto em transformadores e seus efeitos dependem do sistema de aterramento adotado para o neutro. O regime de aterramento do neutro pode ser diferente,

326


4

dependendo se o gerador estiver conectado ou não na rede. Assim sendo, os dispositivos de proteção devem ser adaptados a ambos os casos. Perda de excitação – Quando um gerador perde a sua excitação, a sua

operação passa a ser dessincronizada com a rede. Portanto, a máquina operar no modo assíncrono, com ligeira sobrevelocidade, e absorve potência reativa. Como conseqüência, ocorre um sobreaquecimento no estator, pois a corrente reativa pode ser elevada. As correntes induzidas provocam um elevação de temperatura no rotor, uma vez que o mesmo não foi dimensionado para tais correntes. Operação como motor – Quando um gerador estiver sendo alimentado como

um motor pela rede elétrica, ele fornece um energia mecânica no eixo, isto pode causar desgastes e danos à máquina primária (motriz). Variação de tensão e freqüência – Variações de tensão e freqüência durante o

regime permanente são atribuídos ao mau funcionamento dos reguladores de velocidade e de tensão. Essas variações acarretam uma série de problemas, dentre os quais pode-se citar: •

Freqüências acima de seu valor nominal causam um aquecimento anormal nos motores;

•

Freqüências abaixo de seu valor nominal provocam redução de potência nos motores;

•

Variações de freqüência acarretam variações de velocidade nos motores, que podem causar danos mecânicos;

327


•

5

Sobretensões exigem uma maior solicitação nos isolamentos em todos os componentes da rede, quando comparados com a tensão nominal;

•

Subtensões provocam redução no torque, consequentemente há aumento da corrente e aquecimento adicional nos motores.

3 – DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO Sobrecarga – Os dispositivos de proteção de sobrecarga para geradores são

idênticos aos dos motores, ou seja, sobrecorrente com tempo dependente, imagem ou sonda térmica. Desequilíbrio – Neste caso, a proteção é semelhante aquela aplicada em

motores. Os dispositivos de proteção detectam o desequilíbrio através da componente de seqüência negativa, com curvas de temporização do tipo dependente ou independente. Curto-circuito externo entre fases – Como o valor da corrente de curto-

circuito decresce em função do tempo, uma simples detecção desta corrente pode ser insuficiente. Portanto, para que este tipo de falta seja detectada de maneira eficiente, deve-se utilizar a proteção de sobrecorrente com retenção de tensão. O ajuste de corrente do referido dispositivo obedece a relação entre tensão e corrente ilustrada na figura 2. A atuação é temporizada.

328


6

Figura 2 - Comportamento da corrente de ajuste Ir em função da tensão.

Curto-circuito interno entre fases – Para este tipo de falta, a proteção

diferencial de alta impedância é uma solução rápida e sensível. Em certos casos, especialmente para um gerador de pequeno porte, a proteção contra um curto-circuito interno entre fases pode ser realizada da seguinte maneira:

•

Uma proteção de sobrecorrente instantânea (A), habilitada somente quando o disjuntor do gerador estiver aberto, com sensor de corrente localizado no lado do ponto neutro, com ajuste inferior a corrente nominal,

•

Uma proteção de sobrecorrente instantânea (B), com sensores de corrente localizados no lado do disjuntor, com um ajuste superior a corrente nominal do gerador.

A figura 3 ilustra na forma de um diagrama unifilar o exposto acima.

329


7

Figura 3 - Proteção de gerador contra curto-circuito interno entre fases.

Falta à carcaça do estator – Se o neutro da rede for aterrado no ponto neutro

do gerador, a proteção de falta à terra restrita é usada. No entanto, se o neutro do gerador for aterrado em um ponto diferente do neutro da rede, as faltas à carcaça do estator são detectadas por: •

Uma proteção de sobrecorrente homopolar no disjuntor do gerador, quando o mesmo estiver conectado a rede,

•

Um dispositivo de monitoração da isolação para sistemas de neutro isolado, quando o gerador estiver desligado da rede.

Se o neutro for flutuante, a proteção contra faltas à estrutura é assegurada por um dispositivo que monitora a isolação. Este dispositivo opera detectando a tensão homopolar ou injetando uma corrente contínua entre o neutro e a terra.

330


8

Falta à carcaça do rotor – Quando o circuito de excitação for acessível, as

faltas à massa são monitoradas por um medidor permanente de isolação. Perda de excitação – Este tipo de falta é detectada medindo a potência reativa

absorvida ou monitorando o circuito de excitação (se acessível), ou então medindo a impedância nos terminais da máquina. Funcionamento como motor – É detectado por um relê sensível ao retorno

de potência ativa absorvida pelo gerador. Variações de tensão e freqüência – São monitoradas, respectivamente, por

uma proteção de sobretensão e subtensão e uma proteção de sobrefreqüência e subfrequências. Estes dispositivos de proteção são temporizados, pois estes fenômenos não necessitam de uma ação instantânea. Na maioria das vezes, os reguladores de tensão e velocidade, por si só reagem, e retornam o sistema na sua condição normal.

4 – EXEMPLOS DE APLICAÇÃO As figuras 4, 5 e 6 exemplificam as principais proteções utilizadas nos geradores de pequeno e médio porte.

331


9

Figura 4 - Proteções para geradores de pequeno porte.

Figura 5 - Proteções para geradores de médio porte.

332


10

Figura 6 - Proteções para bloco gerador de médio porte.

5 – RECOMENDAÇÕES PARA OS AJUSTES DAS PROTEÇÕES A tabela 1 fornece as recomendações necessárias para os ajustes das proteções dos geradores em função das anormalidades impostas ao mesmo.

333


11

Tabela 1 - Recomendações para os ajustes das proteções dos geradores

Tipos de falta

Ajustes

Sobrecarga

Imagem térmica – os parâmetros devem ser adaptados às características nominais do gerador. Máximo permissível para a corrente de seqüência negativa. Na falta de dados, o ajuste deverá ser de aproximadamente 15% de In, com tempo inverso.

Desequilíbrio Curto-circuito externo

Sobrecorrente com retenção de tensão, ajuste entre 1,2 a 2 In, temporização de acordo com a seletividade.

Curto-circuito interno

Proteção diferencial de alta impedância, ajuste em aproximadamente 10% de In. Neutro do gerador e da rede aterrados em pontos distintos :

Fuga à carcaça

sobrecorrente homopolar, ajuste entre 10 e 20% da máxima corrente de falta à terra, temporização de aproximadamente 0,1 s ou instantânea. Neutro aterrado no ponto neutro do gerador : proteção de terra

restrita, caso não haja proteção diferencial de alta impedância.

Perda de excitação

Retorno de potência reativa, ajuste em 40% de Qn, temporização de alguns segundos.

Operação como motor

Proteção direcional de potência ativa, ajuste entre 5 e 20% de Pn, temporização maior ou igual a 1 s.

Se a tensão não estiver compreendida entre 0,8Un < U < 1,1Un, Variação de tensão a temporização deve ser ajustada em aproximadamente 1 s.

Variação de velocidade

Se a freqüência não estiver compreendida entre 0,95fn < f < 1,05fn, a temporização deve ser ajustada em alguns segundos.

A título de ilustração mostra-se na figura 7, um exemplo mais completo dos possíveis dispositivos de proteção normalmente utilizados para a proteção de geradores.

334


12

25

51

67

27 87G

67N 59 E 59N

∼

81

49T

64F 46

49

51

32P

32Q

51 V

Proteções mecânicas do gerador 49T

Ponto estrela do gerador

49T 64F

51G

Proteções conectadas aos TC’s de linha (para operação em paralelo) Resistor de aterramento

Proteções conectadas aos TP’s 25

- Temperatura do estator (para gerador acima de 2 MVA) - Temperatura dos rolamentos (para geradores acima de 8 MVA) - Proteção de terra do rotor

- Verificação de Sincronismo (para operação em paralelo) 27 - Subtensão 59 - Sobretensão 59N - Sobretensão de neutro 81 - Sobre e subfrequências

67

- Sobrecorrente direcional (não aplicável se a função 87G for usada) 67N - Falta direcional a terra

Proteções conectadas aos TC’s do neutro do gerador 32P 32Q 46 49 51 51G 51V 87G

- Potência ativa reversa - Potência reativa reversa - Seqüência negativa - Imagem térmica - Sobrecorrente - Falta a terra - Sobrecorrente de tensão restrita - Proteção diferencial

Figura 7 – Proteções recomendadas aos geradores.

335


13

A tabela 2 mostra os ajustes para cada função de proteção, e qual a ação a ser tomada. Estas informações devem ser verificadas com o fabricante do gerador para cada aplicação específica. Tabela 2 – Ajustes recomendados para reles e suas ações. Função 27 32P 32Q 46

Ajustes típicos 0,75 Un, T 3s, T deve ser o maior valor entre 51, 51V e 67 1-5% para turbina, 5-20% para diesel , T = 2s 0,3 Sn, T=2s 0,15 In, curva de tempo inverso 80% da capacidade térmica = alarme 120% da capacidade térmica = desliga 49 Tempo constante de operação de 20 minutos Tempo constante de parada de 40 minutos 51 1,5 In, T=2s 51G 10 A, T=1s 51V 1,5 In, T=2,5s 59 1,1 Un, T=2s Sobrefrequencia: 1,05 Fn, T=2s 81 Subfrequências: 0,95 Fn, T=2s 87G 5% In 67 In, T=0,5s 67N Is0 10% da corrente de falta a terra, T=0,5s Freqüência < 1Hz, tensão <5%, ângulo de fase <10 o 25 (condições para realizar o paralelismo) 49T 120oC 64F 10 A, T=0,1s Proteção mecânica ≈

≈

Ação Desligamento Desligamento Desligamento Desligamento Alarme, sobrecarga pode ser temporária Desligamento Desligamento Desligamento Desligamento Desligamento Desligamento Desligamento Desligamento Inibe o fechamento durante a sincronização. Alarme, sobrecarga pode ser temporária. Desligamento Desligamento sem bloqueio

336

CAPÍTULO 12

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES UTILIZADOS NAS SUBESTAÇÕES

337

CAPÍTULO 12 –

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES UTILIZADOS NAS

2

SUBESTAÇÕES

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES UTILIZADOS NAS SUBESTAÇÕES 1 – INTRODUÇÃO Ao analisar as fontes de alimentação de serviços auxiliares em corrente alternada e corrente contínua para uma subestação, deve-se levar em consideração a complexidade do sistema de serviços auxiliares. Isto se justifica, pois os serviços auxiliares crescem em proporção com subestação de maior porte, ou então onde as cargas a serem alimentadas tenham que ter uma alimentação de alta confiabilidade, como são os casos de algumas indústrias de processo contínuo, hospitais e centros de computação, etc. Desta forma, há uma necessidade de mensurar com a devida atenção o sistema a que estamos propondo alimentar para não incorrer em erros de avaliação que possam levar a projetar sistemas de controle e supervisão complexos sem um alto grau de confiabilidade das fontes que irão alimentar os próprios controles.

2 – DESCRIÇÃO DOS TIPOS DE FONTES 2.1 – FONTES DE SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE ALTERNADA Estas fontes podem ser divididas em dois grupos:

338

CAPÍTULO 12 –


3

SUBESTAÇÕES

fontes normais fontes de emergência. Em uma subestação as fontes normais seriam: Alimentador externo em 13,2 kV (exclusivo) Enrolamento auxiliar de transformador de aterramento Transformador de serviços auxiliares 88/138 kV – 13,8 kV Enrolamento terciário de banco de transformadores As fontes de emergência em subestações são normalmente conseguidas através da utilização de grupos geradores diesel.

2.2 – FONTES DE SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE CONTÍNUA Estas fontes podem ser divididas em dois grupos: - Carregadores – retificadores - Baterias Em condições normais os carregadores-retificadores alimentam as cargas e mantém as baterias em flutuação. Por qualquer motivo, houver a perda dos carregadores-retificadores, as baterias devem ter condição de alimentar as cargas por um período de no mínimo 4 horas, obedecendo a um determinado ciclo de descarga.

339

CAPÍTULO 12 –


4

SUBESTAÇÕES

3 – TIPOS DE ESQUEMAS DE MANOBRA Sabe-se que o tipo de esquema de manobra dos serviços auxiliares, dependerá da complexidade e do tamanho da subestação. Sendo assim, pode-se ter vários esquemas de manobra, dos quais apresenta-se, à título de ilustração, alguns tipos normalmente encontrados.

3.1 – ESQUEMAS DE MANOBRA PARA SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE ALTERNADA a) Subestações em níveis de 88 – 13,2 kV A figura 1, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação de 88/13,2kV, onde destaca-se o seu sistema auxiliar representado por um transformador com relação de transformação de 13,2/0,22kV. Barras 88 KV 52

52 Cubículo blindado 13,2 KV

52 52

TR1 88/13,2 KV

TR2 88/13,2 KV

52

52 52

52

FU TR SA 13,2/0,22 KV

A01

A05

A12

S.A.

Figura 1 – Diagrama unifilar de uma SE de 88/13,2kV;

340

CAPÍTULO 12 –


5

SUBESTAÇÕES

Observa-se no diagrama unifilar da figura 1, que a fonte C.A. dos serviços auxiliares é um único transformador 13,2/0,22 kV (ou 13,2/0,44 kV) ligado diretamente à barra de 13,2 kV. No caso de um defeito, ou mesmo a necessidade de uma manutenção no transformador, a subestação ficará sem serviço auxiliar, uma vez que neste tipo de subestação não há fonte de emergência (grupo diesel gerador).

b) Subestações em níveis de 230-88 kV A figura 2, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação de 230/88kV, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes auxiliares designadas por fontes 1 e 2. Estas fontes podem ser externas ou utilizar um enrolamento auxiliar de um transformador de aterramento. FONTE 1

TR 1 13,2/0,22 KV ou 13,2/0,44 KV

FONTE 2

TR 2 13,2/0,22 KV ou 13,2/0,44 KV Chave Inversora Manual

Quadro de Serviços Auxiliares

Figura 2 – diagrama unifilar de um sistema auxiliar de uma SE 230/88kV.

341

CAPÍTULO 12 –


6

SUBESTAÇÕES

Mostra-se na figura 2, duas fontes C.A. dos serviços auxiliares, permitindo uma maior confiabilidade. Desta forma ao ocorrer uma falta, ou mesmo necessitar de realizar manutenção em um dos transformadores, inverte-se as alimentações das fontes através de uma chave inversora manual.

c) Subestações em níveis de 345-88 kV A figura 3, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação de 345/88kV, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por três fontes auxiliares normais designadas por fontes 1,2e 3. Além destas, apresenta-se também uma de emergência.

342

CAPÍTULO 12 –


7

SUBESTAÇÕES

Cubículo 15 KV

Cubículo 15 KV

Cubículo 15 KV

TR –1 13,2/0,22 KV

TR –2 13,2/0,22 KV

TR –3 13,2/0,22 KV

A cargas não essenciais

Enrol. Auxil. TR. Terra 2

Enrol. Auxil. TR. Terra 1

Ramal Externo

B D

cargas essenciais

C E

Quadro Principal

cargas não essenciais

F

G

M

Figura 3 _ diagrama unifilar do sistema auxiliar da SE de 345/88kV

Com base na figura 3, percebe-se que em condições normais de operação cada transformador alimenta uma das barras do quadro principal. Cada transformador é projetado para alimentar o conjunto das cargas

343

CAPÍTULO 12 –


8

SUBESTAÇÕES

essenciais. Na falta de um, os dois restantes são comutados e garantem a alimentação das cargas descrita acima. Na falta dos três sistemas auxiliares, deve-se entrar em operação o grupo gerador diesel, através de uma comutação manual de forma que o gerador alimente somente as cargas essenciais ( aquelas que não podem ficar desligadas a não ser por períodos muito curtos de tempo para não acarretarem prejuízos operacionais à subestação).

d) Para Centrais Elétricas Pode-se utilizar o mesmo esquema estudado anteriormente, somente levandose em consideração que no lugar de um único grupo diesel gerador tem-se vários grupos geradores diesel em paralelo.

e) Subestações em níveis 460-138 kV A figura 4, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação de 460/138kV, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes auxiliares normais designadas por fontes 1e 2. Além destas, apresenta-se também duas de emergência.

344

CAPÍTULO 12 –


9

SUBESTAÇÕES Cubículo Fechamento Delta

TR 5A 138/13,8 KV

Cubículo 15 KV

Cubículo 15 KV

TR –1 13,8/0,44 KV

TR –2 13,8/0,44 KV

A D

Intertravamento Elétrico

B

C


E

cargas essenciais


F

M

G

Quadro de Distribuição Principal

G

G

M

figura 4 – diagrama unifilar do sistema auxiliar da SE 460/138kV.

Com base na figura 4, em condições normais de operação cada transformador alimenta metade das cargas. Na falta de um deles é realizada a

345

CAPÍTULO 12 –

NOÇÕES SOBRE SISTEMAS AUXILIARES UTILIZADOS NAS 10 SUBESTAÇÕES

comutação automática entre os disjuntores “A”, “B” e “C”, de forma que o outro transformador alimente a totalidade das cargas. Na falta de ambas as fontes normais, entrará em operação o grupo gerador diesel, de forma que cada grupo auxiliar alimente metade das cargas essenciais ficando as cargas não essenciais fora de serviço.

3.2 – ESQUEMAS DE MANOBRA PARA SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE CONTÍNUA a) Subestações A figura 5, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes auxiliares de corrente contínua, sendo um carregador retificador e uma bateria.

CARREGADOR RETIFICADOR BATERIA Quadro de Distribuição 125 Vcc

figura 5- diagrama unifilar de um sistema auxiliar em corrente contínua

346

CAPÍTULO 12 –


Mostra-se na figura 5 que, a alimentação das cargas é realizado pelo carregador. Nas situações de defeito,ou manutenção do retificador, o sistema de bateria assumi a alimentação de todas as cargas. Em condições normais de operação, carregador alimenta as cargas e mantém a bateria em regime de flutuação.

b) Centrais Elétricas/Subestações de grande porte A figura 6, mostra um diagrama unifilar típico de uma subestação, onde destaca-se o sistema auxiliar representado por duas fontes auxiliares de corrente contínua, sendo dois carregadores retificadores e duas baterias. Conforme ilustra o diagrama unifilar da figura 6, na ausência de um conjunto carregador e bateria haverá uma comutação manual ou automática dos disjuntores “A”, “B” e “C” de forma que o outro conjunto supra as cargas de ambas as barras. Em condições normais de operação, cada carregador pode alimentar as cargas da barra a ele associado com a recarga da bateria sendo feita por ele ou não.

347

CAPÍTULO 12 –


CARREGADOR RETIFICADOR 1

CARREGADOR RETIFICADOR 2 BATERIA 1

BATERIA 2

Intertravamento Elétrico Normal

A

C

B Segurança

125 Vcc

figura 6 – diagrama auxiliar de uma SE de grande porte/central elétrica;

4 – DIMENSIONAMENTO DAS FONTES C.A. 4.1 – DIMENSIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES 13,2 / 0,22 KV ou 13,2 / 0,44 KV. Conforme apresentado anteriormente, cada transformador deve ser capaz de alimentar todas as cargas da subestação. Nesta deve-se dividir as cargas em dois tipos: -

CARGAS ESSENCIAIS: São aquelas que não podem ficar desligadas a não ser por curtos períodos de tempo, para evitar prejuízos operacionais à subestação.São normalmente as seguintes:

348

CAPÍTULO 12 –


- Refrigeração dos transformadores - Carregadores retificadores - Iluminação parcial e tomadas das edificações - Serviços auxiliares dos grupos geradores Diesel - Iluminação externa suplementar - Controle dos comutadores sob carga - Motores de disjuntores e seccionadores - Sistemas supervisivos. -

CARGAS NÃO ESSENCIAIS: São aquelas que podem ficar desligadas por períodos mais longos de tempo sem causar prejuízos operacionais à subestação. São normalmente as seguintes: - Ar condicionado - Iluminação complementar das edificações - Iluminação e aquecimento dos quadros e caixas dos equipamentos - Iluminação externa normal - Tomadas externas - Iluminação de áreas administrativas - Tratamento de óleo - Água potável

Para a especificação dos transformadores deve-se levantar os valores nominais das cargas descritas acima. A partir dos dados nominais dos equipamentos, aplica-se os fatores de demanda normalmente considerados, de acordo com a tabela 1.

349

CAPÍTULO 12 –


Tabela 1 – Valores do fator de demanda em função das cargas

Refrigeração

100%

Ar condicionado

100%

Iluminação

100%

Tomadas

20%

Carregadores-retificadores

50%

Controle de comutador

100%

Motor disjuntor e seccionador

20%

Serviços auxiliar grupo diesel

l80%

Deve-se realizar a somatória das cargas acima descrita com seus respectivos fatores de demanda. Este fator é definido como sendo a relação entre a demanda máxima e a carga instalada. Enquanto que, o fator de diversidade entre as cargas é definido pela relação entre a somatória das demandas máximas individuais e a demanda máxima do conjunto. Para subestações do tipo ETT, pode-se considerar como demanda máxima do conjunto a somatória das demandas máximas de refrigeração de 50% dos bancos de transformadores, de 100% da iluminação, ar condicionado e carregadores, com 50% das demandas máximas de refrigeração de 50% dos bancos de transformadores, tomadas, controle de comutador, motor de disjuntores e seccionadores e serviços auxiliares do grupo gerador-diesel .

350

CAPÍTULO 12 –


4.2 – DIMENSIONAMENTO DOS GRUPOS GERADORES DIESEL O(s) grupo(s) diesel gerador(es) devem alimentar apenas as cargas essenciais. Sendo assim, deve-se fazer a somatória das cargas essenciais já aplicadas sobre as mesmas os fatores de demanda descritos no item 4.1, e sobre esta somatória, aplica-se o fator de diversidade. Nesta situação, chega-se ao valor da potência do(s) grupo(s) geradores diesel. Para determinar o fator de diversidade para subestações do tipo ETT, considera-se como demanda máxima do conjunto a somatória das demandas máximas de refrigeração de 50% dos bancos de transformadores, de 100% da iluminação parcial e carregadores, com 50% das demandas máximas de refrigeração dos bancos de transformadores, controle de comutador, motor de disjuntores e seccionadores e serviços auxiliares do grupo diesel .

5 - DIMENSIONAMENTO DE FONTES C.C. 5.1 – DEFINIÇÕES E CONCEITOS BÁSICOS 5.1.1 – ACUMULADORES ELÉTRICOS

a) Definições É o dispositivo capaz de transformar energia química em energia elétrica e vice-versa, em reações quase completamente reversíveis, destinado a

351

CAPÍTULO 12 –


armazenar sob forma de energia química, a energia elétrica que lhe tenha sido fornecida e restituí-la em condições determinadas. São classificados em dois tipos: •

Alcalinos (Ni – Cd, tipo bolsa)

•

Chumbo- ácidos

Os tipos chumbo- ácidos, divide-se em: - Placas positivas e negativas empastadas com grades de chumboantimônio ou chumbo-cálcio; - Placas positivas planté (rosetas) e por placas negativas do tipo Box; - Placas positivas tubulares com grades Pb-Sb e Pb-Ag e placas negativas empastadas.

b) Comparação Alcalina x Chumbo- ácida As baterias do tipo alcalina apresentam melhor desempenho técnico nas seguintes condições: •

Auto descarga;

•

Não há formação de gases corrosivos;

•

Facilidade de armazenamento;

•

Resistência mecânica;

•

Menor possibilidade de ocorrência de curtos internos;

•

Maior vida útil;

•

Menor peso e volume;

•

Menor custo de manutenção em Hh.

352

CAPÍTULO 12 –


As baterias do tipo chumbo-ácido apresentam melhor desempenho técnico nas seguintes condições: •

Verificação do estado da carga (proporcional à densidade do eletrólito. Para alcalinas a densidade é aproximadamente constante.);

•

Menor influência da alta temperatura;

•

Menor necessidade de troca do eletrólito (nas alcalinas o hidróxido empregado não é estável e reage com o ar absorvendo CO 2 formando carbonato de potássio.);

•

Maior capacidade para atender o mesmo ciclo de descarga;

•

Maior número de fornecedores.

As baterias alcalinas resultam em uma capacidade menor (até 50%), que as chumbo- ácidos desde que ocorram picos elevados durante o ciclo de descarga, mas mesmo assim o seu custo é 30% maior.

c) Características Principais •

Tensão de flutuação (V f1): é a tensão utilizada no processo de carga pela qual são compensadas as perdas por auto-descarga de um acumulador, no estado de plena carga.

•

Tensão Final de Descarga (V fn): é a tensão mínima na qual o consumidor pode operar.

•

Tensão de Equalização (V eq ):

é a tensão mínima utilizada no

processo de carregar uma bateria com uma tensão elevada.

353

CAPÍTULO 12 –


•

Tensão de Carga Profunda (V cp): nesta situação poderá ser notada uma intensa gaseificação. Só deve ser usada em caso de emergência.

Quanto menor a tensão de flutuação, maior será a vida da bateria, maior o tempo de carga e maior a possibilidade de não se manter com 100% de carga. Para baterias alcalinas a tensão de flutuação varia entre os seguintes valores (Vf1 = 1,38 a 1,12 V/elemento).Enquanto que para baterias chumbo- ácidos os valores estão compreendidos entre V f1 = 2,15 a 2,2 V/elemento.

d) Valores Característicos de Fabricantes (por elemento) A tabela 2, a título de ilustração, mostra uma comparação entre as tensões de operação das baterias de diversos fabricantes. Adicionalmente também é realizada uma comparação com a norma do GCOI. Tabela 2- Tensões de operação de baterias de vários fabricantes

TENSÕES DE

NIFE

EXIDE

C&D

GCOI

OPERAÇÕES

V

V

V

V

2,15 – 2,22

2,15 – 2,18

2,20 – 2,25

Rec. 2,20

Rec. 2,18

Rec. 2,20

1,75

1,75

1,75

2,35 – 2,40

2,20 – 2,45

2,33 – 2,40

Rec. 2,40

Rec. 2,33

Rec. 2,33

2,60 – 2,70

⎯

⎯

Vf1 Vfn Veq Vcp

2,15 – 2,22 1,75 – 1,82 2,30 – 2,45 2,60 a 2,75

354

CAPÍTULO 12 –


e) Número de Elementos Para a escolha do número de elementos que irão compor a bateria é necessário que se defina as tensões máxima e mínima de funcionamento dos equipamentos que o sistema irá alimentar. A tensão mínima a ser considerada no cálculo do número de elementos de uma bateria deverá ser superior à mínima permitida pelos equipamentos. Tal justificativa deve-se à queda de tensão introduzida pelos cabos que interligarão a bateria aos mesmos. O número de elementos de uma bateria é definido através das seguintes relações: V n1 = máx Veq

V n 2 = mín Vfn

n3 =

Vn Vf 1

Onde: Vmáx = Tensão máxima admitida pelos equipamentos; Vmín = Tensão mínima admitida pelos equipamentos. Quando n1 = n2 = n3 , a solução encontrada é a ideal, com o aproveitamento máximo da bateria. Normalmente o que ocorre é encontrarmos valores diferenciados para n.

355

CAPÍTULO 12 –


Neste caso, o valor de n não deve ser superior à relação V máx / V f1, pois neste caso, a tensão de flutuação da bateria será maior que a tensão máxima admitida pelos equipamentos. Por outro lado, o valor de n não deve ser inferior à relação V mín / Vfn , pois a tensão final de descarga por elemento será menor que a normalmente adotada para o cálculo da capacidade da bateria.

f) Tempo de Recarga O tempo necessário para a bateria atingir sua plena capacidade após uma descarga, será função da tensão aplicada nos elementos e da corrente disponível para a bateria. A tabela 3 , ilustra o tempo de carga para as baterias tipo chumbo-ácidos da NIFE. Tabela 3 – Tempo de carga para baterias chumbo- ácidos da NIFE

TENSÃO DE

TEMPO DE CARGA EM HORAS

CARGA V / Ele.

Ic = 0,1 C10

Ic = 0,2 C10

2,2

100 – 120

65 – 80

2,3

60 – 80

25 – 35

2,35

45 – 60

20 – 30

2,4

25 – 30

17 – 20

2,5

15 – 18

10 – 12

Em função do ciclo de descarga será definido o tempo mais apropriado para a recarga da bateria e consequentemente, a tensão de equalização a ser adotada e ainda a limitação da corrente inicial. Para subestações e centrais elétricas o tempo de recarga é de 10 horas.

356

CAPÍTULO 12 –


Caso o tempo selecionado para efetuar a recarga da bateria, implique em um valor da tensão de equalização acima da permitida pelo sistema, tem-se duas opções: 9

Dotar o sistema de diodos de queda;

9

Desligar os consumidores quando da aplicação da carga de equalização.

A tentativa de uma ou outra solução deverá ser analisada em função do esquema adotado para a alimentação das cargas. Verifica-se também, que somente com uma determinada tensão de equalização, a bateria pode atingir 100% de sua capacidade. Com base nas curvas típicas de carga com tensão constante, determina-se qual poderá ser a capacidade recolocada na tensão e tempo escolhido. Se for, por exemplo 90%, acrescenta-se 10% da capacidade necessária ao sistema quando a bateria estiver com 90% de sua capacidade.

g) Variação da Resistência Interna (R i) Durante a descarga de um acumulador e, portanto segundo seu estado de carga, ocorre variação da resistência interna do elemento. Nos acumuladores chumbo- ácidos, durante um ciclo de descarga, a densidade do eletrólito diminui e, portanto, também à tensão, aumentando, por conseguinte, a resistência interna.

357

CAPÍTULO 12 –


h) Classificação quanto ao Serviço Os acumuladores podem ser classificados em: •

Estacionários

•

Tracionários

Os estacionários destinam-se a fornecer energia elétrica em casos de picos de consumo, ou em caso de falha dos correspondentes carregadores. Os tracionários destinam-se a fornecer energia para partida de motores de combustão interna, acionamento de freios magnéticos, etc.

5.1.2 – CARREGADORES – RETIFICADORES

a) Equação geral A figura 7 mostra o circuito elétrico de um carregador-retificador I

VAC

Retificador

I p

Ic

It

Figura 7 – circuito elétrico de um carregador de bateria

Com base na figura 7, pode-se escrever: I = I p + Ic + It

(1)

Onde:

358

CAPÍTULO 12 –


I p – perdas na baterias (por auto-descarga); Ic – consumo permanente; It – consumo transitório.

b) Tipos de Carregadores – Retificadores Podem ser encontrados os seguintes tipos de carregadores – retificadores: •

Não regulados, não ajustáveis (manual);

•

Não regulados, mas com ajuste da tensão de carga e corrente de saída (semi-automático);

•

Regulados (automático).

A equação (1) definida acima, só é inteiramente satisfeita pelo retificador automático. Desta forma, para subestações e centrais elétricas o tipo de retificador apropriado é o automático para carga com tensão constante e limitação de corrente. O carregador-retificador automático consiste de um sistema de transdutores ou SCR, que processam uma realimentação da informação de saída para a entrada da ponte retificadora.A figura 8 ilustra o comentário realizado.

359

CAPÍTULO 12 –


V Vnom.

Inom.(%)

I

figura 8 – curva característica de um carregador-retificador.

A partir do joelho da curva o retificador funciona como gerador de corrente constante e não de tensão. É uma auto-proteção contra solicitações excessivamente altas.

c) Características Principais De entrada: •

Tensão nominal

•

Faixa de variação de tensão ( ± 15%)

•

Frequência nominal

•

Faixa de variação de frequência ( ± 5%)

•

Fator de potência (0,6 a 0,85)

De saída: •

Corrente nominal (limitada ao valor nominal I n – ajustável de 50% a 105% de In)

•

Regulação estática e dinâmica da tensão de saída

•

Tensão de “ripple”

360

CAPÍTULO 12 –


•

Tensão de recarga

•

Tensão de Flutuação

•

Eficiência

OBSERVAÇÕES:

1)

Regulação estática da tensão de saída Variação permissível da tensão de saída, em regime de flutuação ou de

carga, sem o emprego de baterias em paralelo com os carregadores. Na condição de funcionamento em vazio, a variação da tensão de saída não deve ultrapassar o dobro do valor especificado. 2)

Regulação dinâmica da tensão de saída Variação permissível da tensão de saída, após 150ms da aplicação de

um degrau de 50% da corrente nominal (crescente ou decrescente), entre 50% e 100% do valor da corrente de saída do carregador, ou de um degrau de 5% da de saída (crescente ou decrescente), em ambos os casos, com emprego de carga resistiva e sem a bateria em paralelo com o carregador.

d) Unidade de Diodos de Queda (U.D.Q.) Conforme descrito anteriormente às vezes é necessário evitar que a tensão de saída C.C. ultrapasse um certo valor. Para isto, deve-se reduzir a tensão em recarga ou mesmo em flutuação. A UDQ reduz automaticamente a tensão mediante um sensor.

361

CAPÍTULO 12 –


Para reduzir a tensão, emprega-se uma série de diodos cuja queda de tensão varia muito pouco com a corrente, podendo-se adotar o valor médio de 0,8 V por diodo, para efeito de cálculo, sempre que a corrente for superior a 10% em relação à capacidade nominal da UDQ. A figura 9, identifica o diagrama simplificado de uma unidade de diodos de queda. 1° ESTÁGIO

2° ESTÁGIO SENSOR

Figura 9 - Diagrama Simplificado de uma UDQ.

5.2 – DIMENSIONAMENTO DOS ACUMULADORES a) Cálculo da capacidade A capacidade de uma bateria é a quantidade de eletricidade em ampere-hora, corrigida para a temperatura de referência, fornecido pelo acumulador em determinado regime de descarga até atingir a tensão final de descarga. A adoção de um ciclo de descarga irá ter uma variação em função de cada caso, mas para subestações e centrais elétricas, de uma maneira geral, deve-se colocar a maior solicitação no final do ciclo. As equação gerais para a determinação da capacidade da bateria, a partir de um determinado ciclo de descarga são caracterizadas pelas equações 2 e 3.

362

CAPÍTULO 12 –


( I 2 − I1) ( I3 − I 2) ( I n − I n −1) I Ct = 1 + + + ........ + K 1 K 2 K 3 K n

(2)

C t = K 1I1 + K 2 (I 2 − I1) + K 3(I3 − I 2 ) + ........ + K n (I n − I n −1)

(3)

Os valores de K 1 , K 2 , ..., K n são obtidos através das curvas de descarga e são funções do tipo de bateria, do tempo, da tensão final requerida e da temperatura. Os valores de I 1 , I2 , ..., In são obtidos em função dos ciclos de descarga. A NIFE apresenta os valores de K para serem aplicados na equação (2). A EXIDE e a C & D apresentam os valores de K para serem aplicados na equação (3).

b) Consideração sobre o ciclo de descarga - Cargas Permanentes - São as que solicitam a bateria durante todo o ciclo de descarga, entre as quais, destacam-se: sinaleiros, relés de intertravamento, fontes auxiliares de relés estáticos, pontos anunciadores, oscilógrafos, telefonia. - Cargas Não Permanentes São as que solicitam a bateria durante um determinado tempo no ciclo de descarga. As cargas não permanentes devem ser plotadas no ciclo de descarga nos tempos correspondentes à sua entrada e saída do ciclo.

363

CAPÍTULO 12 –


Cargas momentâneas que existem por fração de segundo devem ser consideradas como tendo a duração de 1 minuto, pois a queda de tensão na bateria causada por uma carga momentânea é praticamente a mesma após 1 minuto. Quando cargas momentâneas ocorrem dentro do mesmo minuto, deve ser verificado se existe ou não a possibilidade de serem simultâneas. Se existe a possibilidade, as cargas deverão ser somadas, caso contrário toma-se, a maior. A bateria deve ter uma capacidade suficiente para atender estas cargas momentâneas. O valor da corrente da bateria para 1 minuto à tensão final, deverá ser igual ou superior aos picos de corrente produzidos pelas cargas. Caso contrário, tem-se uma queda de tensão nos terminais da bateria de valor superior ao admitido pelo sistema. Quando se perde o retificador, o comportamento da carga torna-se um valor variável, isto é, conforme a tensão nos terminais da bateria atinja valores decrescentes, a corrente alcança valores crescentes. Dada uma carga com determinada potência deve-se, para determinar a corrente, dividir este valor da carga pela tensão mínima que poderá aparecer nos bornes do equipamento, quando a tensão nos terminais da bateria for a mínima admitida. O cálculo da corrente, quando efetuado da maneira acima exposta, conduz a um resultado conservativo, isto é, há um

sobredimensionamento da

capacidade da bateria.

364

CAPÍTULO 12 –


c) Efeito da Temperatura Para as baterias chumbo- ácidos, após encontrar o valor de sua capacidade nominal, deve-se fazer a sua correção para uma temperatura de referência, a qual é dada por: C C real = 10 k1

(4)

onde: k1 – constante que leva em consideração quando a temperatura é diferente da referência. Este fator é fornecido pela tabela 4.

Tabela 4 – Valores de temperatura de referência Para as baterias alcalinas não há necessidade de correção. TEMPERATURA [°C]

k1

0

0,72

5

0,80

10

0,86

15

0,91

20

0,96

25

1,00

30

1,02

35

1,04

40

1,07

365

CAPÍTULO 12 –


d) Efeito do Envelhecimento Após levar em consideração a correção dos efeitos da temperatura, deve-se corrigir a efeito do envelhecimento natural. Para baterias alcalinas, há um acréscimo de 10%, enquanto que para as baterias chumbo- ácidos, há um aumento de 20 a 25%.

5.3 – DIMENSIONAMENTO DOS RETIFICADORES O valor da capacidade nominal de um carregador é dado pela equação 5. In = I p + Icb Onde:

(5)

I p – corrente permanente Icb – corrente de carga da bateria.

O valor da corrente de carga da bateria pode variar de 0,1 a 0,2 vezes a capacidade em 10 horas, em função da tensão de recarga e do tempo desejado para restabelecer a bateria a sua plena capacidade, conforme apresentado no item anterior. Este valor pode também ser calculado conforme a equação 6.

I cb =

K C n H

(6)

366

CAPÍTULO 12 –


Onde:

K – é variável dependendo do tipo da bateria; •

Para baterias chumbo-ácidos: K = 1,10

•

Para baterias alcalinas: K = 1,40

H – tempo escolhido para carregar a bateria. Este valor varia de 6 a 24 h. Para subestações e centrais elétricas, usa-se H = 10 h. A potência de saída pode ser expressa pela equação 7. Psaída = Vc . In P Pentrada = saída η Onde:

(7)

(8)

η - é a eficiência (rendimento)

Vc – é a tensão máxima em regime de carga.

5.4 – DIMENSIONAMENTO DA UNIDADE DE DIODOS DE QUEDA (U.D.Q.) Para verificação da necessidade e para o dimensionamento da unidade de diodos de queda, baseia-se nas seguintes informações:

367

CAPÍTULO 12 –


a – Tensão de trabalho máxima permissível pelo consumidor (V máx) b – Tensão de trabalho mínima permissível pelo consumidor (V mín) c – Tensão de carga da bateria (V 1) d – Tensão de Flutuação da bateria (V 2) Se Vmáx ≥ V1 – não há necessidade de UDQ Se Vmín < V1 – há necessidade de UDQ. Neste caso, a queda de tensão necessária será dada por: ∆V = V1 – Vmáx Se V2 ≤ Vmáx – recomenda-se apenas um estágio de UDQ Se V2 > Vmáx – recomenda-se mais de um estágio de UDQ Se (Vmáx - ∆V / n) < Vmín – recomenda-se aumentar n (número de estágios até que ocorra o inverso). Devem ainda, ser considerados nestes cálculos, os seguintes dados: •

Queda de tensão nos cabos entre bateria- retificador-consumidor;

•

Estabilidade de tensão do retificador ( ± 1%);

•

Precisão do sensor de tensão da UDQ (1%);

•

Corrente que deve suportar a UDQ.

Para o cálculo de corrente da UDQ, pode-se aplicar o método simplificado, levantando-se através da curva do fusível que protege o consumidor, tanto na ausência quanto na presença de CA de alimentação e utilizar o diodo e o contator seletivos com o fusível.

368

CAPÍTULO 12 –


Quando utilizar a mesma curva de consumo na ausência e na presença de CA, o fusível será único e portanto, os diodos e o contator são de mesma capacidade. A figura 10 ilustra o exposto. UDQ DIODOS

FUSÍVEL

(Tipo 1)

CONTATOR

Figura 10 – Proteção com um único fusível

Quando a curva de consumo na ausência de CA for diferente da curva de consumo na presença de CA, tem-se dois fusíveis de proteção. A figura 11 ilustra o comentário exposto. UDQ DIODOS

FU 1

(Tipo 2)

FU 2 CONTATOR

Figura 11 - Proteção dos diodos por dois fusíveis. Sendo que o fusível 1 deve ser seletivo com os diodos, enquanto que fusível 2 deve ser seletivo com o contator.

369

APOSTILA DE SUBESTAÇÕES

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