Guia Do Setor Elétrico - Normas

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS

Apresentação

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Edição e coordenação técnica Hilton Moreno Autores Hilton Moreno João José Barrico de Souza Joaquim G. Pereira Jobson Modena Marcus Possi Coautores Cláudio Mardegan

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Hélio Eiji Sueta José Starosta Juliana Iwashita Kawasaki Luiz Fernando Arruda

Publicação Atitude Editorial Patrocínio Atitude Eventos Promoção e divulgação Revista O Setor Elétrico

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© 2011 da Atitude Editorial Ltda. Todos os direitos reservados. Nenhuma parte desta publicação poderá ser reproduzida ou transmitida de qualquer modo ou por qualquer outro meio, eletrônico ou mecânico, incluindo fotocópia, gravação ou qualquer outro tipo de sistema de armazenamento e transmissão de informação, sem prévia autorização, por escrito, da Atitude Editorial Ltda.

Diretor Adolfo Vaiser

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Hilton Moreno Edição e coordenação Hilton Moreno Projeto Gráfico, Diagramação e Ilustração Leonardo Piva e Denise Ferreira Revisão Gisele Folha Mós e Flávia Lima Capa e divisórias internas

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Tikao Solutions

2011 Direitos exclusivos da Atitude Editorial Ltda. R. Dr. Franco da Rocha, 137 - Perdizes, São Paulo – SP - Brasil E-mail: [email protected] Tel.: (11) 3872-4404 www.atitudeeditorial.com.br


Apresentação Um antigo projeto se materializa com a publicação desta obra. O Guia O Setor Elétrico de Normas Brasileiras é uma forma que encontramos de devolver para a comunidade técnica do setor elétrico nacional um pouco do muito que aprendemos com ela. Com o Guia OSE de Normas, como carinhosamente chamamos esta publicação, reunimos sob a mesma capa quatro dos mais importantes documentos técnicos do País na área de instalações elétricas: a NBR 5410, de instalações elétricas de baixa tensão; a NBR 14039, de instalações elétricas de média tensão; a NBR 5419, de proteção contra descargas atmosféricas; e ao final, amarrando todas elas, a NR 10, norma de segurança em serviços de eletricidade do Ministério do Trabalho. Além de reunir as quatro normas, o Guia OSE de Normas promoveu uma invejável reunião de reconhecidos especialistas. Ao todo foram dez profissionais que participaram da preparação desta publicação, compartilhando com prazer, dedicação e muito interesse os seus vastos conhecimentos

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com os leitores. Todos, sem exceção, além de fantásticos profissionais, são pessoas com grande preocupação em transmitir seus conhecimentos para a sociedade em que vivem. Deixamos aqui registrado nosso agradecimento a cada um dos autores pela dedicação que tiveram com este projeto. Agradecemos o apoio de primeira hora que o Instituto Brasileiro do Cobre, Procobre, deu a este trabalho, assim como o apoio da Abrasip-MG – Associação Brasileira de Engenharia de Sistemas Prediais de Minas Gerais. Agradecemos também a toda a equipe que ajudou a tornar esta obra uma realidade. E às nossas famílias que entenderam e apoiaram as horas dedicadas a este projeto. Finalmente, numa publicação que trata de normas técnicas de instalações, não podemos esquecer de voltar um pensamento para aquele que muito nos ensinou nesta área, o eterno e saudoso Professor Ademaro Cotrim, que tão cedo nos deixou em agosto de 2000. Temos certeza que, se ainda estivesse entre nós, teria sido um dos autores e um dos mais entusiastas participantes deste Guia. A publicação do Guia OSE de Normas espera contribuir com o aperfeiçoamento profissional e a formação dos estudantes da área elétrica.

Adolfo Vaiser e Hilton Moreno São Paulo, novembro de 2011

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Boa leitura e bons conhecimentos,


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Apresentação O Procobre é uma rede de instituições latino-americanas

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cuja missão é a promoção do uso do cobre, impulsionando a pesquisa e o desenvolvimento de novas aplicações e difundindo sua contribuição para a melhoria da qualidade de vida e do progresso da sociedade. É no contexto desta missão, que o Procobre vem trabalhando ao longo dos anos para difundir junto aos principais agentes da cadeia da construção civil a necessidade de que cada vez mais as instalações elétricas sejam seguras. Uma vez que em nosso país as normas são voluntárias, o apoio ao “Guia O Setor Elétrico de Normas Brasileiras” tornase imprescindível para o fomento de nossa missão, pois, somente por meio da conscientização e da divulgação das normas brasileiras junto aos profissionais do setor, é que conseguiremos contribuir para que as construções de nosso

Procobre – Instituto Brasileiro do Cobre São Paulo, novembro de 2011

Apresentação

país tornem-se cada vez mais seguras.


Apresentação

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13 147

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245 Sumário

285


NBR 5410

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NBR 5410


NBR 5410

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ABNT NBR 5410:2004 Instalações elétricas de baixa tensão

Sumário 014

2 Objetivos, campo de aplicação e abrangência

014

3 Origem da instalação

014

4 Aspectos gerais de projeto

015

5 Iluminação

022

6 Proteção contra choques elétricos

031

7 Proteção contra efeitos térmicos (incêndios e queimaduras)

035

8 9Proteção contra sobrecorrentes

037

9 9Proteção contra sobretensões

037

10 Proteção contra mínima e máxima tensão, falta de fase e inversão de fase

057

11 Proteção das pessoas que trabalham nas instalações elétricas de baixa tensão

057

12 Serviços de segurança

058

13 Seleção e instalação dos componentes

060

14 Linhas elétricas

069

15 Dimensionamento de condutores

090

16 Aterramento e equipotencialização

105

17 Seccionamento e comando

116

18 Circuitos de Motores

117

19 Conjuntos de proteção, manobra e comando (quadros de distribuição)

120

20 Verificação final

121

21 Manutenção e operação

125

22 Qualidade da energia elétrica nas instalações de baixa tensão

127

13

NBR 5410

1 Histórico


1 Histórico A norma ABNT NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão tem a seguinte cronologia: 1914 - É publicado o Código de Instalações Elétricas da extinta Inspetoria Geral de Iluminação, situada na Cidade do Rio de Janeiro, então Capital Federal; 1941 - Com a contribuição de especialistas da época, o Código de 1914 foi aperfeiçoado e transformado em uma norma publicada pelo Departamento Nacional de Iluminação e Gás, sob o título de Norma Brasileira para Execução de Instalações Elétricas com abrangência em todo o País; 1960 - O documento de 1941 foi substituído pela norma NB3, baseada na norma NFPA-70 – National Electrical Code, dos Estados Unidos, tendo sido publicado neste ano pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT); 1980 - A NB-3 foi substituída pela primeira edição da NBR 5410, baseada na norma IEC 60364 e na norma francesa NF C 15-100. 1990 - 2ª revisão da NBR 5410; 1997 - 3ª revisão da NBR 5410; 2004 - 4ª revisão da NBR 5410.


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A NBR 5410 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão é a norma aplicada a todas as instalações elétricas cuja tensão nominal é igual ou inferior a 1.000 V em corrente alternada ou a 1.500 V em corrente contínua. A NBR 5410 fixa as condições a que as instalações de baixa tensão devem atender, a fim de garantir seu funcionamento adequado, a segurança de pessoas e animais domésticos e a conservação de bens. Aplica-se a instalações novas e a reformas em instalações existentes, entendendo-se, em princípio, como ‘reforma’ qualquer ampliação de instalação existente (como criação de novos circuitos e alimentação de novos equipamentos), bem como qualquer substituição de componentes que implique alteração de circuito. A norma trata praticamente de todos os tipos de instalações de baixa tensão, dentre as quais: • Edificações residenciais e comerciais em geral; • Estabelecimentos institucionais e de uso público; • Estabelecimentos industriais; • Estabelecimentos agropecuários e hortigranjeiros; • Edificações pré-fabricadas; • Reboques de acampamento (trailers), locais de acampamento (campings), marinas e locais análogos; • Canteiros de obras, feiras, exposições e outras instalações temporárias.

NBR 5410

A norma aplica-se também:

• Aos circuitos internos de equipamentos que, embora alimentados por meio de instalação com tensão igual ou inferior a 1.000 V em corrente alternada, funcionam com tensão superior a 1.000 V, como é o caso de circuitos de lâmpadas de descarga, de precipitadores eletrostáticos etc.;

• A qualquer linha elétrica (ou fiação) que não seja especificamente coberta pelas normas dos equipamentos de utilização; • As linhas elétricas fixas de sinal, relacionadas exclusivamente à segurança (contra choques elétricos e efeitos térmicos em geral) e à compatibilidade eletromagnética.

Entretanto, a norma não se aplica a:

• Instalações de tração elétrica; • Instalações elétricas de veículos automotores; • Instalações elétricas de embarcações e aeronaves; • Equipamentos para supressão de perturbações radioelétricas, na medida que não comprometam a segurança das instalações; • Instalações de iluminação pública; • Redes públicas de distribuição de energia elétrica; • Instalações de proteção contra quedas diretas de raios. No entanto, esta Norma considera as conseqüências dos fenômenos atmosféricos sobre as instalações (por exemplo, seleção dos dispositivos de proteção contra sobretensões); • Instalações em minas; • Instalações de cercas eletrificadas. No momento da publicação deste guia, A NBR 5410 é complementada pelas normas NBR 13570 - Instalações Elétricas em Locais de Afluência de Público: Requisitos Específicos e NBR 13534 - Instalações Elétricas em Estabelecimentos Assistencias de Saúde: Requisitos para Segurança. Ambas complementam ou substituem, quando necessário, as prescrições de caráter geral contidas na NBR 5410, relativas aos seus respectivos campos de aplicação. A NBR 13570 aplica-se às instalações elétricas de locais como cinemas, teatros, danceterias, escolas, lojas, restaurantes, estádios, ginásios, circos e outros locais indicados com capacidades mínimas de ocupação (no de pessoas) especificadas. A NBR 13534, por sua vez, aplica-se a determinados locais como hospitais, ambulatórios, unidades sanitárias, clínicas médicas, veterinárias e odontológicas etc., tendo em vista a segurança dos pacientes. A terminologia de instalações elétricas de baixa tensão utilizada na NBR 5410 é proveniente da norma NBR IEC 50 (826) - Vocabulário Eletrotécnico Internacional — Capítulo 826 — Instalações Elétricas em Edificações.

3 Origem da instalação De acordo com 3.4.3 da NBR 5410 (ver Figura 1), a norma aplica-se a partir do ponto de entrega, definido como o ponto de conexão do sistema elétrico da empresa distribuidora de eletricidade com a instalação elétrica da(s) unidade(s) consumidora(s) e que delimita as responsabilidades da distribuidora, definidas pela autoridade reguladora (ANEEL). Além disso, a NBR 5410 indica em 1.6 e 1.7 que a sua aplicação não dispensa o respeito aos regulamentos de órgãos públicos aos quais a instalação deve satisfazer. As instalações elétricas cobertas pela norma estão sujeitas também, naquilo que for pertinente, às normas para fornecimento de energia estabelecidas pelas autoridades

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS reguladoras e pelas empresas distribuidoras de eletricidade. Desta forma, as prescrições estabelecidas em regulamentações federais, estaduais e municipais podem ser aplicadas nas instalações elétricas de baixa tensão sem causar conflitos legais com o texto da norma brasileira. Por exemplo, prescrições específicas do Corpo de Bombeiros sobre iluminação de emergência, bombas de incêndio, etc., podem ser acomodadas no projeto elétrico sem conflitos. Da mesma forma, apesar de a NBR 5410:2004 incluir os componentes do padrão de entrada da concessionária, uma vez que ela tem origem de aplicação no ponto de entrega, o item 1.7 mantém a autoridade da empresa distribuidora de energia elétrica em definir como será construído esse padrão de entrada.

determinada por cargas ou por grupo de cargas e, geralmente, baseia-se nos dados conhecidos de outras instalações similares. No que diz respeito às cargas deve-se considerar para um equipamento a sua potência nominal dada pelo fabricante ou calculada a partir dos dados de entrada (tensão nominal, corrente nominal e fator de potência), ou calculada a partir da potência de saída, caso seja conhecido o rendimento do equipamento (Figura 2).

Equipamento de utilização UN, IN, PN

(P N)

cos Φ N η

(Entrada) Dispositivo de proteção

(Saída)

Equipamento monofásico 

PN = UN . IN . cos θN

Equipamento trifásico  PN = √3 . UN . IN . cos θN Rendimento 

η = PN / PN

Figura 2 – Determinação da potência nominal de um equipamento Figura 1: Origem da instalação conforme a NBR 5410/2004 (inclui o padrão de entrada da concessionária)

4 Aspectos gerais de projeto 4.1 Potência

de alimentação

4.1.1.1 Locais não residenciais Conforme 4.2.1.2.2 da NBR 5410, as cargas de iluminação e tomadas em locais não destinados à habitação (estabe-lecimentos comerciais, industriais, institucionais, etc.) são as seguintes:

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A quantidade e potência de pontos de iluminação devem ser determinadas como resultado da aplicação dos níveis mínimos de iluminância da NBR 5413 e calculados pelos métodos dos lúmens, ponto a ponto ou cavidade zonal, etc. Para as luminárias que utilizam lâmpadas com equipamentos auxiliares (reatores, ignitores, etc.), a potência total da luminária deve ser a soma das potências das lâmpadas com a dos equipamentos auxiliares, incluindo suas perdas, fator de potência e distorções harmônicas (ver capítulo 5 deste guia). 4.1.1.2 Locais residenciais A seção 9.5.2 da NBR 5410 trata de aspectos relacionados à previsão de carga de iluminação em instalações residenciais, conforme descrito a seguir. A norma estabelece que, em cômodos com área igual ou inferior a 6 m2 deve ser prevista uma carga mínima de 100 VA e com área superior a 6 m2 deve ser prevista uma carga mínima de 100 VA para os primeiros 6 m2, acrescida de 60 VA para cada aumento de 4 m2 inteiros. Por exemplo, em uma sala de 4 m x 5 m, ou seja, com área de 20 m2 (20 = 6 + 4 + 4 + 4 + 2), a potência de iluminação mínima a ser atribuída a este cômodo será de 100 + 60 + 60 + 60 = 280 VA.

NBR 5410

Em 4.2.1 da NBR 5410 prescreve-se que, na determinação da potência de alimentação de uma instalação ou de parte de uma instalação, devem-se prever os equipamentos a serem instalados, com suas respectivas potências nominais e, após isso, considerar as possibilidades de não simultaneidade de funcionamento destes equipamentos (fator de demanda), bem como capacidade de reserva para futuras ampliações. É importante observar que o texto da norma refere-se às potências nominais dos equipamentos e não às potências médias absorvidas por eles. Isso significa que não é possível a aplicação do chamado fator de utilização no cálculo da potência de alimentação. Lembre-se que o fator de utilização é aquele que multiplica a potência nominal de um aparelho para se obter a potência média absorvida por ele durante sua operação. Esse é geralmente o caso de motores, sendo tipicamente considerado, nesta situação, um fator de utilização da ordem de 0,75. No entanto, reitera-se que a prescrição da norma não permite a utilização de tal fator no cálculo da potência de alimentação. A determinação do fator de demanda exige um conhecimento detalhado da instalação e das condições de funcionamento dos equipamentos de média tensão a ela conectados. Sua determinação deve ser realizada a partir de um estudo muito detalhado, pois, caso não seja adequadamente avaliado, o valor final da potência de alimentação pode resultar em subdimensionamento dos circuitos elétricos. Conforme o caso, a potência de alimentação deve ser

4.1.1 Potência de iluminação


4.1.2 Potência de tomadas 4.1.2.1 Locais não residenciais Conforme 4.2.1.2.3 da NBR 5410, deve ser feita a seguinte previsão de pontos de tomadas: • Em halls de serviço, salas de manutenção e salas de equipamentos, tais como casas de máquinas, salas de bombas, barriletes e locais análogos, deve ser previsto no mínimo um ponto de tomada de uso geral, e aos circuitos termi-nais respectivos deve ser atribuída uma potência de no mínimo 1.000 VA. • Quando um ponto de tomada for previsto para uso específico, deve ser a ele atribuída uma potência igual à potência nominal do equipamento a ser alimentado ou à soma das potências nominais dos equipamentos a serem alimen-tados. Quando valores precisos não forem conhecidos, a potência atribuída ao ponto de tomada deve seguir um dos dois seguintes critérios: (1) a potência ou soma das potências dos equipamentos mais potentes que o ponto pode vir a alimentar; (2) a potência deve ser calculada com base na corrente de projeto e na tensão do circuito respectivo.

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- Os pontos de tomada de uso específico devem ser localizados no máximo a 1,5 m do ponto previsto para a localização do equipamento a ser alimentado. - Os pontos de tomada destinados a alimentar mais de um equipamento devem ser providos com a quantidade adequada de tomadas. A NBR 5410 não tem prescrições específicas sobre previsão de quantidade de pontos de tomadas em locais não residenciais. Seguem-se algumas recomendações baseadas em literaturas: Locais industriais A quantidade e a potência das tomadas em locais industriais dependem do tipo de ocupação dos diversos locais e devem ser determinadas caso a caso. Escritórios comerciais e locais similares

NBR 5410

Sugestão 1: conforme indicado no livro Instalações elétricas, de Ademaro Cotrim Para escritórios comerciais ou locais similares com área ≤ 40 m2, a quantidade mínima de tomadas de uso geral deve ser calculada pelo critério, dentre os dois seguintes, que conduzir ao maior número: • Um ponto de tomada para cada 3 m, ou fração, de perímetro. • Um ponto de tomada para cada 4 m2, ou fração, de área. Para escritórios comerciais ou locais análogos com área > 40 m2, a quantidade mínima de tomadas de uso geral deve ser calculada com base no seguinte critério: 10 pontos de tomadas para os primeiros 40 m2 e 1 ponto de tomada para cada 10 m2, ou fração, de área restante. Em lojas e locais similares, devem ser previstos pontos de tomadas

de uso geral em quantidade nunca inferior a um ponto de tomada para cada 30 m2, ou fração, não consideradas as tomadas para a ligação de lâmpadas, tomadas de vitrines e tomadas para a demonstração de aparelhos. A potência a ser atribuída aos pontos de tomadas de uso geral em escritórios comerciais, lojas e locais similares não deverá ser inferior a 200 VA por ponto de tomada. Sugestão 2: conforme indicado no livro Instalações elétricas industriais, de João Mamede Filho Para escritórios comerciais ou locais similares com área ≤ 37 m2, a quantidade mínima de tomadas de uso geral deve ser calculada pelo critério, dentre os dois seguintes, que conduzir ao maior número: • Um ponto de tomada para cada 3 m, ou fração, de perímetro. • Um ponto de tomada para cada 4 m2, ou fração, de área. Para escritórios comerciais ou locais análogos com área > 37 m2, a quantidade mínima de tomadas de uso geral deve ser calculada com base no seguinte critério: 8 pontos de tomadas para os primeiros 40 m2 e 3 pontos de tomada para cada 37 m2, ou fração, de área restante. Em lojas e locais similares, devem ser previstos pontos de tomadas de uso geral em quantidade nunca inferior a um ponto de tomada para cada 37 m2, ou fração, não consideradas as tomadas para a ligação de lâmpadas, tomadas de vitrines e tomadas para a demonstração de aparelhos. 4.1.2.2 Locais residenciais A seção 9.5.2 da NBR 5410 trata de aspectos relacionados à previsão de carga de tomadas em instalações residenciais, conforme descrito a seguir. Um ponto de tomada é um ponto de utilização de energia elétrica em que a conexão dos equipamentos a serem alimentados é feita por meio de tomada de corrente. Um ponto de tomada pode conter uma ou mais tomadas de corrente. A norma define o número mínimo de pontos de tomadas que devem ser previstos num local de habitação, a saber: • em banheiros deve ser previsto pelo menos um ponto de tomada próximo ao lavatório; • em cozinhas, copas, copas-cozinhas, áreas de serviço, lavanderias e locais análogos deve ser previsto no mínimo um ponto de tomada para cada 3,5 m, ou fração, de perímetro. E acima da bancada da pia em cozinhas, copas e copas-cozinhas devem ser previstas no mínimo duas tomadas de corrente, no mesmo ponto de tomada ou em pontos distintos (Figura 3);

Figura 3 – Pontos de tomada acima da bancada em cozinha

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS de segurança e de funcionamento de uma instalação elétrica, constituindo-se em um dos pontos mais importantes de seu projeto e de sua montagem. 4.2.1 Aterramento de proteção

Figura 4 – Potência atribuída a um ponto

• em varandas deve ser previsto pelo menos um ponto de tomada, admitindo-se que este ponto de tomada não seja instalado na própria varanda, mas próximo ao seu acesso, quando a varanda, por razões construtivas, não comportar o ponto de tomada, quando sua área for inferior a 2 m2 ou, ainda, quando sua profundidade for inferior a 80 cm; • em salas e dormitórios deve ser previsto um ponto de tomada para cada 5 m ou fração de perímetro; • para os demais cômodos não tratados especificamente nos itens anteriores, a norma estabelece que seja previsto, pelo menos, um ponto de tomada, se a área do cômodo ou dependência for igual ou inferior a 6 m2. Quando a área do cômodo ou dependência for superior a 6 m2, vale a regra de um ponto de tomada para cada 5 m, ou fração, de perímetro. Uma vez determinada a quantidade de pontos de tomada, é preciso atribuir as potências para estes pontos. De um modo geral, a potência a ser atribuída a cada ponto de tomada é função dos equipamentos que ele poderá vir a alimentar (Figura 4). Caso não sejam conhecidas as potências dos equipamentos, a norma então estabelece os seguintes valores mínimos: • em banheiros, cozinhas, copas, copas-cozinhas, áreas de serviço, lavanderias e locais análogos, deve-se atribuir no mínimo 600 VA por ponto de tomada, até 3 pontos, e 100 VA por ponto para os excedentes, considerando-se cada um desses ambientes separadamente. Quando o total de tomadas, no conjunto desses ambientes, for superior a 6 pontos, admite-se que o critério de atribuição de potências seja de, no mínimo, 600 VA por ponto de tomada, até 2 pontos, e 100 VA por ponto para os excedentes, sempre considerando cada um dos ambientes separadamente. Vejamos dois casos para ilustrar esta regra: • em uma cozinha há a previsão de 5 pontos de tomadas: a potência mínima a ser considerada é de 600 + 600 + 600 + 100 + 100 = 2000 VA; • em uma cozinha há a previsão de 7 pontos de tomadas. a potência mínima a ser considerada é de 600 + 600 + 100 + 100 + 100 + 100 + 100 = 1700 VA. - nos demais cômodos ou dependências, no mínimo 100 VA por ponto de tomada.

Os aterramentos devem assegurar, de modo eficaz, as necessidades

4.2.2 Aterramento funcional O aterramento funcional, que é a ligação à terra de um dos condutores vivos do sistema (em geral, o neutro), tem por objetivo definir e estabilizar a tensão da instalação em relação à terra durante o funcionamento; limitar as sobretensões devidas a manobras, descargas atmosféricas e contatos acidentais com linhas de tensão mais elevada; e fornecer um caminho de retorno da corrente de curto-circuito monofásica ou bifásica à terra ao sistema elétrico. Os aterramentos funcionais podem ser classificados em diretamente aterrados; aterrados através de impedância (resistor ou reator); ou não aterrados. 4.2.3 Tipos de esquemas de aterramento

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Os aterramentos funcional e de proteção nas instalações de baixa tensão devem ser realizados conforme um dos três esquemas de aterramento básicos, classificados em função do aterramento da fonte de alimentação da instalação (transformador, no caso mais comum, ou gerador) e das massas, e designados por uma simbologia que utiliza duas letras fundamentais:

1a letra: indica a situação da alimentação em relação à terra:

• T: um ponto diretamente aterrado; • I: nenhum ponto aterrado ou aterramento através de impedância razoável. 2a letra: indica as características do aterramento das massas: • T: massas diretamente aterradas independentemente do eventual aterramento da alimentação; • N: massas sem um aterramento próprio no local, mas que utilizam o aterramento da fonte de alimentação por meio de um condutor separado (PE) ou condutor neutro (PEN); • I: massas isoladas, ou seja, não aterradas. Outras letras: especificam a forma do aterramento da massa, utilizando o aterramento da fonte de alimentação: • S: separado, isto é, o aterramento da massa é feito por um condutor (PE) diferente do condutor neutro;

NBR 5410

4.2 Esquemas de aterramento

O aterramento de proteção consiste na ligação à terra das massas e dos elementos condutores estranhos à instalação e tem o objetivo de limitar o potencial entre massas, entre massas e elementos condutores estranhos à instalação e entre os dois e a terra a um valor seguro sob condições normais e anormais de funcionamento. Além disso, deve proporcionar às correntes de falta um caminho de retorno para terra de baixa impedância, de modo que o dispositivo de proteção possa atuar adequadamente.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • C: comum, isto é, o aterramento da massa do equipamento elétrico é feito com o próprio condutor neutro (PEN). A partir dessas designações, são definidos os esquemas TT, TN e IT, descritos a seguir. 4.2.3.1 Esquema TN No esquema TN, um ponto da alimentação, em geral, o neutro, é diretamente aterrado e as massas dos equipamentos elétricos são ligadas a esse ponto por um condutor metálico (Figura 5).

4.2.3.2 Esquema TT No esquema TT, o ponto da alimentação (em geral, o secundário do transformador com seu ponto neutro) está diretamente aterrado e as massas da instalação estão ligadas a um eletrodo de aterramento (ou a mais de um eletrodo) independentemente do eletrodo de aterramento da alimentação (Figura 6).

UC

Uc

RF

RM

Figura 6 - Esquema TT.

RF Figura 5 - Esquema TN.

NBR 5410

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Esse esquema será do tipo TN-S, quando as funções de neutro e de proteção forem feitas por condutores distintos (N e PE), ou TNC, quando essas funções forem asseguradas pelo mesmo condutor (PEN). Pode-se ter ainda um esquema misto TN-C-S. O esquema é concebido de modo que o percurso de uma corrente de falta fase-massa seja constituído por elementos condutores metálicos e, portanto, possua baixa impedância e alta corrente de curto-circuito. Neste caso, uma corrente de falta direta fase-massa é equivalente a uma corrente de curto-circuito fase-neutro. No sistema TN, a corrente de curto-circuito não depende do valor do aterramento da fonte (RF), mas somente das impedâncias dos condutores pelas quais o sistema é constituído. Por isso, ela é elevada e a proteção é fortemente sensibilizada provocando sua atuação. Deve-se dar preferência ao sistema TN-S porque, na operação normal do sistema, todo o condutor PE está sempre praticamente no mesmo potencial do aterramento da fonte, ou seja, com tensão zero ou quase zero em toda sua extensão. No entanto, no sistema TN-C, a tensão do condutor PEN junto à carga não é igual a zero, porque existem correntes de carga (incluindo harmônicas) e de desequilíbrio retornando pelo neutro, causando assim quedas de tensão ao longo do condutor PEN. Portanto, as massas dos equipamentos elétricos não estão no mesmo potencial do aterramento da fonte. Neste caso, sempre há uma diferença de potencial entre a mão e o pé do operador que toca o equipamento elétrico. Outro perigo do sistema TN-C é no caso de perda (ruptura) do condutor neutro (N), em que, instantaneamente, o potencial do condutor de fase passa para a massa da carga, colocando em risco a segurança das pessoas.

De acordo com a figura, RF é a resistência do aterramento da fonte de alimentação e RM é a resistência do aterramento da massa do equipamento elétrico. Trata-se de um esquema em que o percurso de uma corrente proveniente de uma falta fase-massa (ocorrida em um componente ou em um equipamento de utilização da instalação) inclui a terra e que a elevada impedância (resistência) desse percurso limite o valor da corrente de curto-circuito. No esquema TT, a corrente de curto-circuito, depende da qualidade do aterramento da fonte e da massa. Se o aterramento não for bom, a proteção pode não atuar ou demorar muito para atuar, colocando em risco a segurança das pessoas. Neste esquema de aterramento, é obrigatório o uso de dispositivo diferencial-residual no seccionamento automático da alimentação (ver capítulo 6 deste guia). As correntes de falta direta fase-massa são de intensidade inferior à de uma corrente de curto-circuito fase-neutro. Uma das possíveis utilizações do esquema TT é quando a fonte de alimentação e a carga estiverem muito distantes uma da outra. 4.2.3.3 Esquema IT No esquema IT, não existe nenhum ponto da alimentação diretamente aterrado; ela é isolada da terra ou aterrada por uma impedância (Z) de valor elevado. As massas são ligadas à terra por meio de eletrodo ou eletrodos de aterramento próprios (ver Figura 7). Nesse esquema, a corrente resultante de uma única falta fasemassa não possui, em geral, intensidade suficiente para fazer a proteção atuar, mas pode representar um perigo para as pessoas que tocarem a massa energizada, devido às capacitâncias da linha em relação à terra (principalmente no caso de alimentadores longos) e à eventual impedância existente entre a alimentação e a terra. Somente em dupla falta fase-massa, em fases distintas, a corrente de curto-circuito poderá provocar a atuação da proteção.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS b) Os pontos de iluminação não devem ser alimentados, em sua totalidade, por um só circuito, caso esse circuito seja comum (iluminação + tomadas); e c) Os pontos de tomadas, já excluídos os indicados em 9.5.3.2, não podem ser alimentados, em sua totalidade, por um só circuito, caso esse circuito seja comum (iluminação + tomadas). Uc Z RM

Figura 7 - Esquema IT.

Muitas indústrias, em alguns setores, utilizam o sistema IT, no qual a impedância (Z) é constituída de uma reatância projetada para que a corrente de curto-circuito, para a primeira falta fase-massa, seja limitada a um valor pequeno (por exemplo, 5 A). Essa corrente de curto-circuito sinaliza apenas a existência da primeira falta, sem necessidade de desligar o circuito, acionando apenas a equipe de manutenção, que não precisa corrigir a falha imediatamente, a produção do setor industrial continua normalmente e a equipe de manutenção pode programar seu serviço no horário mais adequado. Neste esquema de aterramento é obrigatório o uso de dispositivos supervisores de isolamento. 4.3 Divisão da instalação

Dessa forma, é importante dizer que a regra para a divisão de circuitos é sempre a separação das cargas de iluminação e tomadas, ficando a exceção com alguns casos na área residencial. E mesmo nessa área, a junção de iluminação e tomadas no mesmo circuito é opcional. Cabe lembrar que, nos casos em que iluminação e tomadas são separadas, um circuito de iluminação deve ter seção mínima de 1,5 mm2 e um circuito de tomada deve ter seção mínima de 2,5 mm2, sendo evidente que, quando juntamos estas cargas no mesmo circuito, este deve ter seção mínima de 2,5 mm2. Para finalizar as prescrições de divisões de circuitos em locais de habitação, tem-se: a) Em 9.5.3.1, está prescrito que todo ponto de utilização previsto para alimentar, de modo exclusivo ou virtualmente dedicado, equipamento com corrente nominal superior a 10 A deve constituir um circuito independente; e b) Em 9.5.3.2, os pontos de tomada de cozinhas, copas, copascozinhas, áreas de serviço, lavanderias e locais análogos devem ser atendidos por circuitos exclusivamente destinados à alimentação de tomadas desses locais.

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A divisão da instalação em circuitos conforme a NBR 5410. Uma vez determinadas as cargas a serem alimentadas em uma instalação elétrica, podemos planejar a distribuição destas cargas pelos diversos circuitos. Vejamos a seguir as regras da ABNT NBR 5410 sobre o assunto. Pontos de iluminação e tomadas

a) A corrente de projeto do circuito comum (iluminação + tomadas) não deve ser superior a 16 A;

Figura 8 - Circuitos terminais separados

Conforme 4.2.5.6 da NBR 5410, as cargas devem ser distribuídas entre as fases, de modo a obter-se o maior equilíbrio possível. Quando a instalação comportar mais de uma alimentação (rede pública, geração local, etc.), a distribuição associada especificamente a cada uma delas deve ser disposta separadamente e de forma claramente diferenciada das demais (Figura 9). Em particular, não se admite que componentes vinculados especificamente a uma determinada alimentação compartilhem, com elementos de outra alimentação, quadros de distribuição e linhas, incluindo as caixas dessas linhas, salvo as seguintes exceções: a) circuitos de sinalização e comando, no interior de quadros;

NBR 5410

Em 4.2.5.1, temos: “A instalação deve ser dividida em tantos circuitos quantos necessários, devendo cada circuito ser concebido de forma a poder ser seccionado sem risco de realimentação inadvertida através de outro circuito”. E, em 4.2.5.5, é dada a sentença: “Os circuitos terminais devem ser individualizados pela função dos equipamentos de utilização que alimentam. Em particular, devem ser previstos circuitos terminais distintos para pontos de iluminação e para pontos de tomada”. Juntas, estas duas prescrições obrigam a separação de iluminação e tomadas nas instalações em geral (Figura 8). No caso particular de locais de habitação, em 9.5.3.3 admitese que, em algumas situações, pontos de iluminação e tomadas possam ser alimentados por circuito comum, desde que respeitadas algumas condições:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS b) conjuntos de manobra especialmente projetados para efetuar o intercâmbio das fontes de alimentação; c) linhas abertas e nas quais os condutores de uma e de outra alimentação sejam adequadamente identificados.

Figura 9 – Compartilhamento de linhas elétricas

4.7 Influências externas A classificação das influências externas sobre a instalação de baixa tensão deve ser realizada nas fases de elaboração e execução das instalações elétricas, sendo fundamental para a correta seleção e utilização dos componentes e para a garantia da segurança e funcionamento da instalação. Conforme 4.2.6 da NBR 5410, cada condição de influência externa é designada por um código que compreende sempre um grupo de duas letras maiúsculas e um número, como descrito a seguir:

NBR 5410

20

• Primeira letra: indica a categoria geral da influência externa: A = meio ambiente; B = utilização; C = construção das edificações. • Segunda letra (A, B, C,...) indica a natureza da influência externa. • Número (1, 2, 3,...) indica a classe de cada influência externa.

Figura 10 – Relação entre as tabelas de influências externas

Em geral, quanto maior o número, mais severa é a intensidade daquela determinada influência. Na NBR 5410, há três tipos de tabelas de influências externas diretamente relacionadas entre si, conforme indicado na Figura 11. A partir dos conceitos anteriores, cabe ao projetista classificar as influências externas predominantes na instalação elétrica de média tensão, observando-se que nem todas as influências precisam estar presentes numa instalação ou, às vezes, mesmo presentes, elas podem ser desprezadas. Para efeito de exemplo de aplicação das tabelas indicadas na Figura 10, suponha-se que tenha sido verificado que, no local onde será instalado um barramento blindado de baixa tensão, existe uma rede de sprinklers instalada sobre o barramento blindado. Neste caso, pode-se adotar um dos três procedimentos descritos a seguir (Figura 11): • (A) Considerando-se que não seja colocado nenhum anteparo entre o barramento blindado e a rede de sprinklers, o barramento estará sujeito a uma “chuva” de água após uma eventual atuação da rede de sprinklers. Neste caso, a influência externa sobre o barramento é AD4 (conforme Tabela 4 da norma), resultando em um grau de proteção mínimo do barramento IPX4; • (B) Considerando-se que seja colocado m anteparo entre o barramento blindado e a rede de sprinklers, o barramento não estará sujeito a uma “chuva” de água após uma eventual atuação da rede de sprinklers. Neste caso, a influência externa sobre o barramento é AD1 (conforme Tabela 4 da norma), resultando em um grau de proteção mínimo do barramento IPX0; • (C) Considerando-se que não seja colocado nenhum anteparo entre o barramento blindado e a rede de sprinklers, e que o projetista avalie que a atuação dos sprinklers não é uma situação

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS usual na vida da instalação (podendo então desprezá-la na análise). Neste caso, a influência externa sobre o barramento é AD1 (conforme Tabela 4 da norma), resultando em um grau de proteção mínimo do barramento IPX0. No entanto, é preciso que seja feito um alerta para que, após uma eventual atuação da rede de sprinklers, seja feita uma verificação no estado do barramento blindado, uma vez que, com o grau IPX0 poderia haver a penetração de água no invólucro, o que poderia comprometer seu adequado e seguro funcionamento sem a devida manutenção. Entre as três alternativas apresentadas, a única que resolve o assunto de modo permanente é a primeira opção, pois o barramento blindado estaria protegido de modo permanente e seguro contra a presença de água em seu interior, no caso de acionamento da rede de sprinklers. A desvantagem desta opção é o custo maior de um equipamento IPX4 em comparação com o IPX0. Na segunda alternativa, embora o custo do barramento seja menor do que no primeiro caso, é preciso acrescentar o custo do anteparo antes de comparar o custo total com a alternativa (A). Além disso, é importante considerar que o anteparo poderá ser removido de propósito ou acidentalmente sem que seja recolocado, o que anularia todo o raciocínio que justificou essa opção. A opção (C) é a de menor custo inicial, porém deve ser pesado na decisão final o risco de molhar o interior do barramento e o consequente custo de parada e manutenção do equipamento. A Tabela A.2, cuja fonte é a norma NBR 13570, fornece as classificações de algumas influências externas relativas a diversos locais de afluência de público.

Figura 11 – Exemplo de análise das influências externas

21

Tabela A.2 – Classificação das influências externas de locais de afluência de público Item 01

Local

AD

AH

BB

BC

BD

BE

-*)

-*)

-*)

3**)

3 ou 4

2

Auditórios, salas de conferência/reuniões, cinemas hotéis, motéis e similares, locais de culto, estabelecimentos de atendimento ao público, bibliotecas, arquivos públicos, museus, salas de arte Teatros, arenas, casas de espetáculos e locais análogos:

02 03

- palco

4

2**)

3

3**)

3

2

- demais locais

-*)

-*)

-*)

-*)

3

2

Salas polivalentes ou modulares, galpões de usos diversos e usos

-*)

-*)

-*)

-*)

3 ou 4

2

-*)

-*)

-*)

3**)

3 ou 4

2

4

-*)

-*)

3

3

2

sazonais 04

Lojas de departamentos Restaurantes, lanchonetes, boates, cafés e locais análogos:

05

- cozinha - demais locais

-*)

-*)

-*)

3**)

3

2

06

Supermercados e locais análogos

-*)

-*)

-*)

3

3

2

07

Circulações e áreas comuns em centros comerciais,

-*)

-*)

-*)

3

3

2

-*)

2**)

-*)

3

3 ou 4

2

shopping centers 08

Danceterias, salões de baile, salões de festas, salões de jogos , boliches, diversões eletrônicas e locais análogos

09

Estabelecimentos de ensino

-*)

-*)

-*)

3

3

2

10

Estabelecimentos esportivos e de lazer cobertos

-*)

2**)

-*)

3

3 ou 4

2

11

Estabelecimentos esportivos e de lazer ao ar livre, estádios

-*)

2**)

3

3**)

3 ou 4

2

12

Locais de feiras e exposições ao ar livre, parques de diversões, circos

-*)

2**)

3

4**)

3

2

13

Locais de feiras e exposições cobertos, mercados

-*)

2**)

-*)

3

3

2

cobertos com boxes Estruturas infláveis

-*)

-*)

-*)

-*)

-*)

2

15

Estações e terminais de sistemas de transporte

-*)

-*)

-*)

3

3

2

*) A classificação desta influência deve ser determinada de acordo com a aplicação específica do local. **) Pode ser que existam neste local áreas onde se aplique uma classificação diferente. NOTA - Exemplos de aplicação da tabela A.2: o palco de um teatro tem a seguinte classificação mínima de influências externas: AD4, AH2, BB3, BC3, BD3 e BE2.

NBR 5410

14

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 2: Primeiro numeral - penetração de objetos sólidos e acesso às partes vivas GRAU DE PROTEÇÃO

Primeiro Numeral Característico 0

Descrição Sucinta

Detalhes Breves dos Objetos a serem “excluídos” do invólucro

Não protegido.

Nenhuma proteção especial.

1

Protegido contra objetos sólidos maiores que 50 mm. Uma grande superfície do corpo, como uma mão (mas sem proteção contra o acesso deliberado).

2

Protegido contra objetos sólidos maiores que 12 mm.

Dedos ou objetos similares não excedendo 80 mm de comprimento.

3

Protegido contra objetos sólidos maiores que 2,5mm.

Ferramentas, fios etc. de diâmetro ou espessura maior que 2,5 mm.

4

Protegido contra objetos sólidos maiores que 1,0 mm.

Fios ou fitas de espessura maior que 1,0 mm. Objetos sólidos

5

Protegido contra pó.

O ingresso de pó não é totalmente prevenido, mas o pó não entra em quantidade

6

Hermético a pó.

Objetos sólidos com diâmetro superior a 50 mm. Objetos sólidos excedendo 12mm de diâmetro. Objetos sólidos com diâmetro superior a 2,5mm. com diâmetro não superior a 1,0mm. suficiente para interferir com a operação satisfatória do equipamento. Sem ingresso de pó Tabela 3: Segundo numeral - Proteção contra penetraçnao de liquidos GRAU DE PROTEÇÃO

Segundo Numeral Característico

Descrição Sucinta

Sem proteção especial.

Protegido contra gotejamento de água.

Gotejamento de água (quedas de gotas verticais) não deve ter efeito nocivo.

2

Protegido contra gotejamento de água, quando inclinado até 15°.

Gotejamento vertical de água não deve ter efeito nocivo quando o invólucro

3

Protegido contra água pulverizada.

Água pulverizada caindo com um ângulo de até 60° com a vertical não deve ter efeito nocivo.

1

é inclinado até um ângulo de 15°, a partir de sua posição normal. Protegido contra água borrifada.

Água borrifada contra o invólucro, de qualquer direção, não deve ter efeito nocivo.

5

Protegido contra jatos de água.

Água projetada por um bico sob pressão contra o invólucro,

6

Protegido contra ondas de grande porte.

Água de ondas de grande porte, ou água projetada em jatos potentes,

7

Protegido contra os efeitos da imersão de água.

O ingresso de água em quantidade prejudicial não deve ser possível, quando o invólucro é

8

Protegido contra submersão.

O equipamento é adequado para submersão contínua em água,

4

22

Detalhes do tipo de proteção fornecida pelo invólucro

Sem proteção.

0

de qualquer direção, não deve ter efeito nocivo não deve penetrar no invólucro em quantidades prejudiciais. imerso em água em condições definidas de pressão e tempo. sob condições que devem ser especificadas pelo fabricante.

4.8 Graus de proteção Os invólucros dos equipamentos elétricos são classificados por graus de proteção, definidos pela norma NBR IEC 60529 - Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (código IP). A representação mais comum do grau de proteção é feita pelas letras ‘IP’ seguidas usualmente por dois algarismos (Tabelas 2 e 3), sendo o primeiro relativo à proteção contra a penetração de objetos sólidos e acesso às partes vivas e o segundo relativo à proteção contra a penetração de líquidos.

5 Iluminação

NBR 5410

5.1 Projeto

luminotécnico

A NBR 5410 estabelece em 4.2.1.2.2.a) que as cargas de iluminação devem ser determinadas como resultado da aplicação da norma NBR 5413. A NBR 5413 - Iluminância de interiores estabelece os valores de iluminâncias médias mantidas em serviço para iluminação artificial em interiores, para diversas atividades e tarefas, como comércio,

indústria, ensino, esporte, entre outras. A Tabela 4 fornece alguns valores extraídos da NBR 5413. Estes valores de iluminância são utilizados como referência para o dimensionamento dos sistemas de iluminação das instalações. A norma estabelece três valores médios para cada atividade (mínimo, médio e máximo) e as características para a determinação de qual valor médio deve ser considerado, de acordo com as características da tarefa e do observador (idade, velocidade e precisão da tarefa e refletância do fundo da tarefa). De maneira geral é recomendado que se adote o valor médio. O maior valor das iluminâncias deve ser utilizado quando: • A tarefa se apresenta com refletâncias e contrastes bastante baixos; • Os erros são de difícil correção; • O trabalho visual é crítico; • Alta produtividade ou precisão são de grande importância; e • A capacidade visual do observador está abaixo da média.

O menor valor pode ser usado quando:

• As refletâncias ou contrastes são relativamente altos; • A velocidade e/ou precisão não são importantes; • A tarefa é executada ocasionalmente.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 4 – Valores de iluminância da NBR 5413 Classe A

Iluminância (lux)

Tipo de atividade

20 -30 -50

Áreas públicas com arredores escuros

Iluminação geral para áreas

50 - 75 - 100

Orientação simples para permanência curta

usadas interruptamente ou com tarefas

100 -150 -200

Recintos não usados para trabalho contínuo; depósitos

visuais simples

200 -300 -500

Tarefas com requisitos visuais limitados, trabalho bruto de maquinaria, auditórios

B

500 -750 -1000

Tarefas com requisitos visuais normais, trabalho médio de maquinaria, escritórios

Iluminação geral para área de trabalho

1000 -1500 -2000

Tarefas com requisitos especiais, gravação manual, inspeção, indústria de roupas.

C

2000 -3000 -5000

Tarefas visuais exatas e prolongadas, eletrônica de tamanho pequeno

5000 - 7500 - 10000

Tarefas visuais muito exatas, montagem de microeletrônica

10000 -15000 -20000

Tarefas visuais muito especiais, cirurgia

Iluminação adicional para tarefas visuais difíceis

Além do nível de iluminância, a NBR 5413 estabelece as condições gerais de projeto, tais como plano de trabalho, uniformidade e iluminação suplementar. Nestes assuntos, a norma define: • O plano de referência como sendo o campo de trabalho e quando este não for definido, um plano horizontal a 0,75m do piso; • A iluminância no restante do ambiente não deve ser inferior a 1/10 da adotada para o campo de trabalho, mesmo que haja recomendação para valor menor; • A uniformidade da iluminância (relação entre o menor valor de iluminância do campo de trabalho e o valor médio) deve ser no mínimo 0,7; e • No caso de ser necessário elevar a iluminância em limitado campo de trabalho, possibilita a utilização de iluminação suplementar.

O desempenho de uma luminária pode ser considerado como o resultado de uma combinação dos desempenhos fotométrico, mecânico e elétrico. 5.2.1 Desempenho fotométrico O desempenho fotométrico está relacionado à eficiência com que a luminária direciona luz ao plano desejado. É determinado pelas propriedades fotométricas da lâmpada e da luminária. No projeto luminotécnico, quando são conhecidas as dimensões do ambiente e as refletâncias do teto, das paredes e do piso, o desempenho fotométrico pode ser analisado pelo Fator de Utilização da luminária (U).

23

5.2.2 Desempenho mecânico O desempenho mecânico descreve o comportamento da luminária sob estresse, podendo incluir condições extremas de temperatura, jatos d’água, vedação a pó, choques mecânicos e proteção contra fogo. Estas condições são consideradas na NBR IEC 60598-1 - Luminárias. Requisitos gerais e ensaios. As luminárias devem ser especificadas nos projetos de acordo com o uso e característica da instalação. Atenção especial deve ser considerada para as áreas molhadas ou úmidas. Conforme item 6.5.5.2.1 da NBR IEC 60598-1, não é permitido que a água se acumule nos condutores, porta-lâmpadas ou outras partes elétricas. De acordo com o tipo de proteção contra a penetração de pó, objetos sólidos e umidade, as luminárias são classificadas conforme o grau de proteção IP (ver 4.8 - Tabelas 2 e 3 deste guia). 5.2.3 Desempenho elétrico O desempenho elétrico descreve a eficiência com que a luminária e seus equipamentos auxiliares produzem luz e o comportamento elétrico dos mesmos, tais como fator de potência, distorção harmônica e interferências eletromagnéticas. Desta forma, a eficiência da luminária é determinada também pela eficiência da lâmpada e dos equipamentos auxiliares (reatores, transformadores e controladores). No dimensionamento dos sistemas de iluminação é necessário conhecer os dados relativos ao

NBR 5410

A NBR 5413, vigente desde 1992, na época da publicação deste guia era obsoleta em relação às normas internacionais, pois estabelece apenas as iluminâncias recomendadas em serviço. A norma internacional ISO 8995-1: Lighting of work place, elaborada pela ISO em conjunto com a CIE - Comissão Internacional de Iluminação, trata de diversos parâmetros que contribuem para a qualidade da iluminação no ambiente, além de ampliar a abrangência dos tipos de atividades especificados na NBR 5413. A ISO 8995-1 define e estabelece parâmetros para a iluminância de tarefa e do entorno imediato (zona de, no mínimo, 0,5 m de largura ao redor da área da tarefa dentro do campo de visão), e estabelece recomendações para a distribuição da uniformidade e iluminância, direcionamento da luz, uso da iluminação natural e manutenção do sistema. Além das iluminâncias para cada tarefa e ambiente, a ISO 89951 estabelece o indicador de controle de ofuscamento para evitar o desconforto visual (UGR) e o índice de reprodução de cor mínimo recomendado da fonte luminosa (Ra ou IRC). Para o dimensionamento do sistema de iluminação e a determinação das cargas de iluminação utilizam-se métodos de cálculo luminotécnico, como o Método dos Lumens e o Método ponto a ponto, amplamente difundidos e disponíveis em softwares de cálculo. Estas metodologias levam em consideração os desempenho das luminárias, lâmpadas e dos equipamentos auxiliares, como reatores para lâmpadas de descarga, os transformadores para as lâmpadas halógenas e os controladores (drivers) para os leds.

5.2 Desempenho das luminárias

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS fluxo luminoso das lâmpadas e ao fator de fluxo luminoso do reator. A NBR 5410, no item 4.2.1.2.2.b), determina que, para os aparelhos fixos de iluminação de descarga, a potência nominal a ser considerada deve incluir a potência das lâmpadas, as perdas e o fator de potência dos equipamentos auxiliares. Para cálculo das cargas de iluminação, a potência nominal ou aparente (VA) pode ser calculada a partir dos dados elétricos fornecidos pelos fabricantes. Para se determinar a potência nominal (VA) do conjunto luminária-lâmpadas-equipamentos, considera-se: PN = U x I ou P N = P ativa / FP Onde: P N: potência nominal ou aparente (VA) P ativa: potência ativa (W) U: tensão (V) I: corrente (A) FP: fator de potência Quando os dados dos fabricantes não são conhecidos ou os equipamentos não estão definidos, considera-se que: • A potência da lâmpada é dada em W (assume-se que W = VA); • As perdas dos reatores podem ser consideradas aproximadamente 15% a 20% da potência da lâmpada;

24

Assim, por exemplo, a potência nominal de uma luminária com 2 lâmpadas de 32 W cada + 1 reator eletromagnético duplo é calculada por: Paparente = 2 x 32 + (2 x 32 x 0,15) = 73,6 VA 5.2.4 Métodos de cálculos luminotécnicos A seguir são apresentados o Método do Ponto a Ponto e o Método dos Lumens, metodologias de cálculo mais utilizadas para determinação da quantidade de luminárias necessárias para um determinado ambiente ou a iluminância obtida com determinada luminária.

NBR 5410

5.2.4.1 Método do Ponto a Ponto Pode-se calcular a iluminância pelo Método Ponto a Ponto quando a distância “d” entre a fonte de luz e o objeto a ser iluminado for, no mínimo, cinco vezes a dimensão da fonte de luz (Figura 13). Este método é recomendado para os casos de fontes pontuais, para a determinação da iluminância obtida com lâmpadas de dimensões pequenas e de fachos de luz bem definidos (lâmpadas dicróicas, por exemplo), alguns tipos de luminárias de LEDs, entre outros. Aplicam-se as seguintes equações para determinar as iluminâncias:

Figura 12- Considerações para cálculo pelo Método do Ponto a Ponto

E=

I d2

para luz incidindo perpendicularmente ao plano do objeto, e:

E=

Iα x cos3α h2

para luz que não incide perpendicularmente ao plano do objeto. I - intensidade luminosa (vertical), em cd E - iluminância no ponto, em lx d - distância da fonte luminosa ao objeto α - ângulo de abertura do facho h - distância vertical entre a fonte de luz e o plano do objeto Iα - intensidade luminosa no ângulo α, em cd A iluminância (E) em um ponto é o somatório de todas as iluminâncias incidentes sobre esse ponto provenientes de diferentes pontos de luz dada pela equação:

E=

I1

h2

+Σ

(

Iα x cos3α h2

)

Neste método não são consideradas as refletâncias das superfícies (teto, paredes e piso), sendo que, para isso, devem ser empregados algoritmos mais complexos, tais como “radiosidade” e “ray tracing”, utilizados em softwares de cálculo luminotécnico. 5.2.4.2 Método dos Lumens Este é o método mais simples de cálculo e considera ambientes retangulares, com superfícies difusas e com um único tipo de luminária. Para início dos cálculos, é necessário o levantamento das seguintes características do local: • Características construtivas da instalação: dimensões dos ambientes e classificação de acordo com uso para determinação da iluminância requerida conforme norma NBR 5413; • Refletâncias das superfícies: teto, paredes, piso; • Frequência de manutenção e condições de limpeza do ambiente:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS para estimar o fator de manutenção (FM) ou fator de perdas luminosas (FPL) Etapa 1- Cálculo do Índice do local (K) O índice do local (K) é uma relação definida entre as dimensões (em metros) do local (Figura 14), calculado conforme as seguintes equações: Iluminação direta

Iluminação indireta

K=

Ki =

cxl h x(c + l)

3xcxl 2 x h x (c + l)

c - comprimento do ambiente l - largura do ambiente h - altura do ambiente h’ - distância do teto ao plano de trabalho pd - pé-direito hs - altura de suspensão ht - altura so plano de trabalho

adequados para as atividades desenvolvidas no local, pois, quanto mais eficiente for o conjunto luminária-lâmpada-equipamento auxiliar, maior será a economia de energia obtida no sistema de iluminação proposto. Etapa 3 - Determinação do Fator de Utilização (U) O fator de utilização (U) indica o desempenho da luminária no ambiente considerado no cálculo, sendo apresentado em tabelas dos fabricantes de luminárias. Para determinar o fator de utilização, basta cruzar o valor do índice do local (K) calculado anteriormente (dado na horizontal), com os dados de refletância das superfícies do teto, parede e piso (dado na vertical), conforme indicado na Tabela 5. Tabela 5: Exemplo para determinação do Fator de Utilização de luminárias TETO (%) PAREDE(%) 50 PISO (%) K 0,60 0,80 1,00 1,25 1,50 2,00 2,50 3,00 4,00 5,00

30

30

50

70 10

50

30

10

10

10

10

10

0

30

0 0

FATOR DE UTILIZAÇÃO (X0.01)

32

28

26

31

28

26

28

26

25

38

34

31

37

34

31

33

31

30

42

39

36

41

38

36

38

36

35

46

4

40

45

42

40

42

40

39

48

46

44

48

45

43

45

43

42

52

60

48

51

49

48

49

47

46

54

53

51

53

52

50

51

50

49

56

54

53

55

53

52

53

52

50

57

55

55

56

55

54

54

54

52

58

56

56

57

56

55

55

55

53

25

Etapa 4 - Determinar o Fator de Manutenção (FM)

Figura 13: Definição das alturas para cálculo do índice K

Etapa 2 - Definição dos componentes A definição dos componentes deve levar em consideração as características fotométricas das luminárias, desempenho das lâmpadas e características elétricas dos equipamentos auxiliares. As principais características a serem consideradas são:

Ambiente

Tabela 6: Fatores de manutenção recomendados 2500 h

5000 h

7500 h

Limpo

0,95

0,91

0,88

Normal

0,91

0,85

0,80

Sujo

0,80

0,66

0,57

Para reduzir a depreciação da luminária, deve-se adotar uma manutenção periódica dos sistemas através da limpeza de lâmpadas e luminárias e substituição programada de lâmpadas.

NBR 5410

• Luminárias: curva de distribuição de intensidade luminosa, rendimento, controle de ofuscamento; • Lâmpadas: eficiência luminosa (lm/W), fluxo luminoso, vida útil, depreciação luminosa; • Equipamentos auxiliares: potência consumida, fator de potência, fator de fluxo luminoso, distorção harmônica. Recomenda-se o emprego de componentes mais eficientes e

A iluminância diminui progressivamente durante o uso do sistema de iluminação devido às depreciações por acúmulo de poeira nas lâmpadas e luminárias, pela depreciação dos materiais da luminária, pelo decréscimo do fluxo luminoso das lâmpadas e pela depreciação das refletâncias das paredes. O dimensionamento dos sistemas de iluminação deve considerar um fator de manutenção (FM) ou fator de perdas luminosas (FPL) em função do tipo de ambiente e atividade desenvolvida, do tipo de luminária e lâmpada utilizada e da freqüência de manutenção dos sistemas. A Tabela 6 sugere valores de fatores de manutenção conforme período de manutenção e condição do ambiente. Valores mais precisos, conforme tipo de luminária e lâmpadas podem ser obtidos em publicações da CIE (Comissão Internacional de Iluminação) e/ ou através de fabricantes de luminárias.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Etapa 5 – Determinar o Fator de Fluxo Luminoso O fator de fluxo luminoso (FFL), ou fator de reator, é o fator que irá determinar o fluxo luminoso emitido pelas lâmpadas com reatores eletrônicos. É a razão do fluxo luminoso emitido por uma lâmpada de referência, funcionando com reator comercial, pelo fluxo luminoso emitido pela mesma lâmpada quando funcionando com o reator de referência. Assim, quando:

• Recomenda-se que as distâncias “a” e “b” entre luminárias sejam o dobro da distância entre estas e as paredes laterais; • Recomenda-se sempre o acréscimo de luminárias quando a quantidade resultante do cálculo não for compatível com a distribuição desejada.

• FFL=1,0: o fluxo luminoso das lâmpadas é o nominal; • FFL=1,1: o fluxo luminoso das lâmpadas é 10% superior ao nominal; • FFL=0,95: o fluxo luminoso das lâmpadas é 5% inferior ao nominal. Este fator é obtido nos catálogos dos fabricantes de reatores eletrônicos, e é um valor específico para cada modelo de reator. Para reatores eletromagnéticos e, quando não informado pelo fabricante, adota-se FFL=1,0. Etapa 6 - Dimensionamento

Figura 14: Distribuição de luminárias

O cálculo do número de luminárias necessárias para um determinado ambiente segue a seguinte equação:

Exemplo de aplicação do Método dos Lumens

N=

26

Emed x A

n x φn x U x FM x FFL

Onde: N: número necessário de luminárias Emed: iluminância média (lux) A: área do ambiente (m2) n: número de lâmpadas em cada luminária φn : fluxo luminoso de cada lâmpada (lm) U: fator de utilização FM: fator de manutenção FFL: fator de fluxo luminoso do reator Quando o número de luminárias é conhecido, a iluminância média pode ser calculada por:

NBR 5410

N=

N x n x φn x U x FM x FFL A

O exemplo a seguir tem dois objetivos:

• Mostrar a aplicação do Método dos Lumens em um local de habitação; e • Comparar a potência de alimentação (VA) obtida neste método com a potência indicada no item 9.5.2.1 da NBR5410 (VA em função da área do cômodo). No exemplo, são comparados três diferentes tipos de lâmpadas: incandescente, fluorescente compacta e lâmpada de led. A Tabela 7 ilustra as iluminâncias recomendadas para ambientes residenciais conforme a norma NBR 5413. Tabela 7: Níveis de iluminância recomendados para residência Mínimo

Médio

Máximo

Geral

100

150

200

Local (leitura, escrita, bordado, etc.)

300

500

750

Residência Salas de estar

Cozinha

Etapa 7 - Distribuição das luminárias

Geral

100

150

200

Local (fogão, pia, mesa)

200

300

500

Após definida a quantidade total de luminárias necessárias para atender os níveis de iluminância e as condições requeridas de projeto, deve-se distribuí-las adequadamente no recinto (Figura 14). Para tanto, valem as seguintes observações:

Quartos de dormir Geral

100

150

200

Local (espelho, penteadeira, cama)

200

300

500

Geral

75

100

150

Local

200

300

500

Geral

100

150

200

Local (espelhos)

200

300

500

• Deve-se distribuir as luminárias uniformemente no recinto; • Deve-se obter valores próximos de “a” e “b”, sendo a > b, desde que respeitando a curva de distribuição luminosa da luminária;

Hall, escadas, despensas, garagens

Banheiros

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS a)

Determinação da iluminância requerida conforme norma NBR 5413 Tomando-se como exemplo uma sala de estar de 10m2 (2,5 m de largura x 4,0 m de comprimento x 2,75 m de pé direito), verificase na Tabela 7 (em destaque) que a iluminância média geral varia de 100 a 200 lux. Nos cálculos a seguir será adotado o valor médio de 150 lux. b)

Escolha da luminária

No exemplo será considerado um mesmo modelo de luminária para duas lâmpadas base E27 (Figura 16), que pode acomodar lâmpadas incandescentes de 60 W (caso 1), fluorescentes compactas de 15 W (caso 2) ou lampleds (lâmpadas de leds) de 12 W (caso 3).

Tabela 8: Comparação de dados medidos das amostras de lâmpadas incandescentes, fluorescentes compactas e de leds

Lâmpadas

Caso 1: Incandescente

Potência Amostra Tensão (V)

1

3

15W

4

5

12W

6

127V

127V 127V

127V 127V

2830

2842

2816 2861

2678 2673

100

100

83

82

81

81

796

825

973

911

827

822

13,5

13,8

66,6

66,0

64,5

65,5

127

127

127

127

127

127

0,456

0,468

0,186 0,177

0,1

0,1

1,00

1,00

0,62

Indice de reprodução de cor (Ra) Fluxo (lm) Eficiência luminosa (lm/W) Corrente medida(A)

2

Caso 2: Fluorescente compacta

127V

Temperatura de cor (K)

Tensão medida (V)

60W

Caso 2: Fluorescente compacta

Fator de potência medido

1,7%

Distorção harmônica tensão Distorção harmônica corrente Potência ativa (W) Economia potência ativa (%) Potência aparente (VA) Economia (%)

2,7%

2,0%

59

109,0% 60

59 -

0,61

60

15 76%

24

61%

14 23

0,127 0,124 2,1%

70,0% 13 79%

16

13 16

73%

distorção de corrente. Neste caso, a lâmpada led apresentou menor distorção harmônica em comparação com a lâmpada fluorescente compacta (Figuras 16, 17 e 18).

27

Figura 16: Luminária utilizada no exemplo c)

Lâmpadas

Embora as lâmpadas possam ser facilmente trocadas na mesma luminária, pois a base E27 é a mesma, cada lâmpada possui uma distribuição luminosa e características fotométricas e elétricas específicas. A Tabela 8 ilustra a comparação de dados reais obtidos em ensaios de laboratório entre três produtos encontrados no mercado. As características não refletem dados gerais das famílias de lâmpadas, mas dos modelos específicos em análise (foram ensaiadas duas amostras de cada tipo de lâmpada).

Voltage Resolution: 181.41 V/div Crest Value: 181.41 V Current Resolution: 2.001 A/div Crest Value: 4.002 A Figura 16: Curva de tensão e corrente de uma lâmpada incandescente de 60W

Comentários sobre os valores da Tabela 8:

Voltage Resolution: 183.09 V/div Crest Value: 183.1 V Resolution: 1.591 A/div Crest Value: 3.183 A Figura 17: Curva de tensão e corrente de uma lâmpada fluorescente compacta de 15W

NBR 5410

• Em relação ao fluxo luminoso, as lâmpadas fluorescentes compactas são as mais fortes dentre os modelos analisados, apresentando também as maiores eficiências luminosas. • Quando se analisa os potenciais de economia de energia tomandose a lâmpada incandescente como base, a solução em led apresentou melhor potencial, com economia de 73% considerando a potência aparente e 79% considerando a potência ativa. • A lâmpada de led apresentou fator de potência maior em relação à lâmpada fluorescente compacta. • Não há muita diferença entre a distorção harmônica de tensão entre os três tipos de lâmpadas, mas ela é significativa no caso da

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS três lâmpadas, onde se verifica que, embora as temperaturas de cor (aparência da cor) sejam semelhantes, elas apresentam características espectrais e de reprodução de cor diferentes conforme o comprimento de onda da luz. spectrum

1.0-125.194mW/nm

1.2 1.0 0.8

Voltage Resolution: 178.94 V/div Crest Value: 178.9 V

0.6 0.4

Current Resolution: 0.926 A/div Crest Value: 1.852 A

0.2 0.0

300

400

500

600

700

Wavelength (nm)

28

Figura 18: Curva de tensão e corrente de uma lâmpada de led de 12W

Figura 21: Distribuição espectral de uma lâmpada de led 12 W – 3000 K

• A partir da Tabela 8, pode-se concluir que as temperaturas de cor das diferentes lâmpadas são muito próximas, entre 2673 K e 2861 K. O índice de reprodução de cor (Ra) é semelhante para lâmpadas de led e compactas, considerados adequados para iluminação interior da maior parte dos ambientes (Ra > 80). As figuras 19, 20 e 21 ilustram os diagramas espectrais das

d)

spectrum

1.0-26.351mW/nm

1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0

300

400

500 Wavelength (nm)

600

700

Figura 19: Distribuição espectral de uma lâmpada incandescente de 60 W – 2700 K

spectrum

1.0-125.194mW/nm

1.2 1.0 0.8 0.6

0.2

NBR 5410

Para realização do cálculo luminotécnico é necessário analisar os dados fotométricos da luminária com cada fonte luminosa em seu interior. O fator de utilização e a curva de distribuição luminosa, fornecidos pelos fabricantes de luminárias são informações muito importantes para análise do desempenho fotométrico. Comparando-se os dados fotométricos da luminária em questão para cada tipo de lâmpada (figuras 22, 23 e 24), conclui-se que as curvas de distribuição luminosa são bem semelhantes. No entanto, o fator de utilização das luminárias muda significantemente, pois cada lâmpada possui uma distribuição luminosa diferente e a luminária em análise, por possuir um difusor jateado, difunde a luz emitida pelas lâmpadas também de forma diferente. Observa-se nas figuras que, embora a luminária para lâmpadas incandescentes possua a menor eficiência luminosa (relação lm/W), ela apresenta os maiores fatores de utilização em função do tipo da distribuição da luz da lâmpada incandescente na luminária em questão. e)

Cálculo luminotécnico Considera-se no exemplo:

• Dimensões da sala: 2,5 m de largura x 4,0 m de comprimento x 2,75 m de pé direito; • Plano de trabalho a 0,75 m do piso; • Refletâncias de teto 70%, paredes 50% e piso 10%; • Ambiente normal e manutenção periódica de 7500 horas Etapa 1- Cálculo do Índice do local (K)

0.4

0.0

Dados fotométricos da luminária

300

400

500 Wavelength (nm)

600

K=

cxl h x(c + l)

Ki =

4 x 2,5 2 x (4 + 2,5)

700

Figura 20 - Distribuição espectral de uma lâmpada fluorescente compacta 15 W – 3000 K

= 0,77


TETO (%) PAREDE(%) 50 PISO (%) K 0,60 0,80 1,00 1,25 1,50 2,00 2,50 3,00 4,00 5,00

30

10

50

30

10

30

10


0 0

10

10

10

0

30

50

70

23

19

17

23

19

16

19

16

15

28

24

21

27

24

21

23

21

19

32

28

25

31

27

25

27

24

23

36

32

29

35

31

29

30

28

26

39

35

32

37

34

32

33

31

29

43

40

37

41

39

36

37

35

34

45

43

40

44

41

39

40

39

37

47

45

43

46

43

42

42

41

39

49

48

46

48

46

45

46

43

41

51

49

48

49

48

46

46

45

43

Figura 22: Fator de utilização e curva de distribuição luminosa da luminária com 2 lâmpadas incandescentes de 60 W

TETO (%) PAREDE(%) 50 PISO (%) K 0,60 0,80 1,00 1,25 1,50 2,00 2,50 3,00 4,00 5,00

30

10

50

30

10

30

10


0 0

10

10

10

0

30

50

70

17

14

12

16

14

12

14

12

11

21

18

15

20

17

15

17

15

14

24

21

19

23

20

18

20

19

17

26

23

21

26

23

21

22

20

19

28

26

23

27

25

23

24

23

21

31

29

27

30

28

26

27

26

25

33

31

29

32

30

29

29

28

27

34

33

31

33

32

30

31

30

28

36

35

33

35

34

32

33

32

30

37

36

35

36

35

34

34

33

31

29

Figura 23: Fator de utilização e curva de distribuição luminosa da luminária com 2 lâmpadas compactas de 15 W

TETO (%) PAREDE(%) 50 PISO (%) K 0,60 0,80 1,00 1,25 1,50 2,00 2,50 3,00 4,00

10

50

30

10

30


0 0

10

10

10

0 10

19

16

13

18

15

13

15

13

12

23

19

17

22

19

17

18

16

15

26

23

20

25

22

20

21

19

18

29

26

2

28

25

23

24

22

21

31

28

26

30

27

25

27

25

23

34

32

30

33

31

29

30

28

27

36

34

32

35

33

31

32

31

29

38

36

34

36

35

33

34

32

31

39

38

35

38

37

36

36

35

33

41

39

38

39

38

37

37

36

34

Figura 24: Fator de utilização e curva de distribuição luminosa da luminária com 2 lâmpadas de led de 12 W

NBR 5410

5,00

30

30

50

70

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Etapa 2 - Definição dos componentes A definição dos componentes (características fotométricas das luminárias, desempenho das lâmpadas e características elétricas dos equipamentos auxiliares) já foi realizada nos itens b), c) e d) anteriores.

Classe de ofuscamento

Para determinação do fator de utilização (U), devem ser interpolados os valores das tabelas 22, 23 e 24, obtendo-se

Etapa 5 – Determinar o Fator de Fluxo Luminoso O fator de fluxo luminoso para as três condições é igual a 1,0, uma vez que está sendo adotado o fluxo luminoso medido das lâmpadas analisadas. Etapa 6 - Dimensionamento Para determinação da quantidade de luminárias utiliza-se a fórmula:

N= Onde:

Emed x A

n x φn x U x FM x FFL

N: número necessário de luminárias Emed: 150 lux A: 10 m2 N: 2 φn : fluxo luminoso de cada lâmpada (lm) U: fator de utilização (definido na etapa 3) FM: 0,8 (definido na etapa 4) FFL: 1,0 (definido na etapa 5)

NBR 5410

Rendimento

Imax (cd)

Considerando-se o ambiente normal e manutenção periódica, foi adotado FM=0,80 para todas as opções como base para comparações.

A Tabela 9 resume os dados fotométricos das luminárias e os resultados do cálculo luminotécnico pelo Método dos Lumens para os três casos em análise. Embora 5 luminárias atendam as condições de projeto para a sala considerada, para melhor distribuição espacial foi considerada a instalação de 6 (seis) luminárias no ambiente. Assim, o nível de iluminância resultante deve ser calculado pela fórmula:

N=

N x n x φn x U x FM x FFL A

2

Quantidade de lâmpadas

Etapa 3 - Determinação do Fator de Utilização (U)

Etapa 4 - Determinar o Fator de Manutenção (FM)

Caso 1 Caso 2 Incandescente Fluorescente compacta

Luminária

Imax

U= 0,26 para caso 1 (incandescente); U= 0,20 para caso 2 (fluorescente compacta); U= 0,22 para caso 3 (led).

30

Tabela 9: Comparação de dados das luminárias e resultados do Método dos Lumens

54%

2

40%

Caso 3 Led 2

43%

sem controle sem controle sem controle 170cd/1000lm 125cd/1000lm 135cd/1000lm

Fluxo medido das lâmpadas Potência medida(W) Fator de utilização Quant. Luminárias (150lux, 10m2, K=0,77) Quantidade de luminárias Emédio (lux) Potência ativa (W) Potência aparente (VA)

1620,8

1884,2

1649,4

275

235

226

119

28

25

0,26

0,20

0,22

4,45

4,98

5,17

6

6

6

202

181

174

714

174

156

714

282

192

Os valores de potência ativa referem-se a valores medidos e consideram a potência total de cada equipamento, incluindose as perdas dos equipamentos auxiliares (reator da lâmpada compacta e controlador do led). f)

C álculo

da previsão de potência de iluminação para

locais residenciais conforme a

NBR 5410

Conforme tratado em 4.1.1.2 deste guia, em 9.5.2 da NBR 5410 determina-se que, em cômodos com área igual ou inferior a 6 m2, deve ser prevista uma carga mínima de iluminação de 100 VA e com área superior a 6 m2 deve ser prevista uma carga mínima de 100 VA para os primeiros 6 m2, acrescida de 60 VA para cada aumento de 4 m2 inteiros. No exemplo em questão, onde a sala tem 10 m2 (6 + 4), a potência de iluminação mínima a ser atribuída a este cômodo será de 100 + 60 = 160 VA. g)

C onclusão

Comparando-se os valores de potência aparente da Tabela 9 (714, 282 e 192 VA), respectivamente, para lâmpada incandescente, fluorescente compacta e led) calculados pelo Método dos Lumens conforme iluminância média da NBR 5413 com o valor de 160 VA calculado de acordo com o item 9.5.2.1 da NBR 5410, verifica-se uma grande diferença. O exemplo em questão considerou um cômodo específico, mas o resultado obtido pode ser estendido a outros locais da residência. Desta forma, mesmo com o amparo técnico da prescrição da NBR 5410, recomenda-se que o projetista avalie criteriosamente a sua utilização em determinados projetos. Por existir uma norma específica sobre o tema de iluminação, sempre que possível seria recomendável realizar o projeto luminotécnico do ambiente conforme a NBR 5413 de forma a obter o melhor desempenho luminotécnico e a previsão de carga de iluminação mais adequada.


6 Proteção contra choques elétricos 6.1 I ntrodução A proteção contra choques elétricos é tratada na NBR 5410 nos itens indicados na Tabela x. Tabela 10: Itens da NBR 5410 sobre proteção contra choques elétricos. Prescrições fundamentais

Medidas de proteção

Seleção e instalação

4.1.1

5.1

6.3.3

As pessoas e os animais devem ser protegidos contra choques elétricos, seja o risco associado a contato acidental com parte viva perigosa, seja a falhas que possam colocar uma massa acidentalmente sob tensão. Vejamos algumas descobertas sobre os efeitos das correntes elétricas no corpo humano em frequências de 50 e 60 Hz, que são as mais usuais nas instalações elétricas em todo o mundo. O “liminar de percepção” da passagem da corrente elétrica pelo corpo depende de diversos parâmetros, tais como a área do corpo que está em contato com o condutor de eletricidade, se a pele está molhada ou seca, sua temperatura, as condições psicológicas do indivíduo (calmo, estressado), etc. Em geral, um valor de 0,5 mA é considerado como o limiar de percepção. Uma vez que os impulsos nervosos do cérebro para os músculos que comandam os movimentos são também de natureza elétrica, há um ponto além do qual a corrente elétrica que flui através do corpo provoca um estímulo do nervo e uma pessoa que está em contato com um condutor vivo não é mais capaz de soltá-lo (tetanização). Este limiar, chamado de “limite de largar” também depende de diversos fatores, situando-se, nas frequências de 50 e 60 Hz, entre 6 e 14 mA (média 10 mA) em mulheres, entre 9 e 23 mA (média 16 mA) em homens. Para corrente contínua, o valor médio é de 51 mA em mulheres e 76 mA em homens. O limiar da fibrilação ventricular depende igualmente de vários fatores próprios de cada indivíduo, assim como de parâmetros elétricos (duração e caminho da corrente, tipo de corrente CA ou CC, etc). No caso de correntes alternadas de 50 e 60 Hz, há uma considerável redução neste limiar de fibrilação quando a corrente circula por mais de um ciclo cardíaco. Nestes casos, os músculos cardíacos começam a vibrar muito rapidamente e o resultado é que o coração não é mais capaz de bombear sangue para o organismo, reduzindo a pressão arterial para zero, provocando desmaio e parada respiratória, quase sempre fatal. Experiências práticas têm mostrado que correntes de 5 mA provocam choques desconfortáveis e, nos casos de crianças e pessoas em mesas de operação, esta corrente pode causar sérios desconfortos e complicações até mesmo fatais. De acordo com publicação da Lawrence Livermore National Laboratory, University of California:

• Para determinar a corrente (mA) que, circulando por 5 segundos, tem 99,5% de probabilidade de causar uma fibrilação ventricular, multiplicar o peso da pessoa (em libras; 1 lb = 0,453 kg) por 1,47 . Por exemplo, uma pessoa de 70 kg, tem 99,5% de probabilidade de sofrer fibrilação ventricular, se percorrida durante 5 segundos por uma corrente elétrica de 50 ou 60 Hz de intensidade igual a (70 / 0,453) x 1,47 = 227 mA. Já no caso de uma criança de 7 kg, a corrente será de apenas 22,7 mA. Em corrente contínua, o limiar de corrente para soltar o condutor vivo é menor e, para durações de choques maiores do que o período do ciclo cardíaco, o limiar de fibrilação permanece consideravelmente maior do que para a corrente alternada. A principal diferença entre os efeitos das correntes CA e CC no corpo humano está relacionada às variações da intensidade da corrente, especialmente quando se fecha e abre o circuito. Para se produzir os mesmos efeitos de excitação celular, a intensidade da corrente contínua deve ser 2 a 4 vezes maior do que a corrente alternada. A publicação IEC/TS 60479-1 define quatro zonas de efeitos para correntes alternadas de 50 ou 60 Hz e leva em consideração pessoas que pesam 50 kg e um trajeto de corrente entre as extremidades do corpo (mão/pé), mostradas na Figura 25. Na Zona 1 não ocorre nenhuma reação; na Zona 2, não ocorre nenhum efeito fisiológico perigoso; na Zona 3, não acontece, em geral, nenhum dano orgânico, mas, para tempos longos ocorrem contrações musculares, dificuldade de respiração e perturbações reversíveis no coração. Na Zona 4, além dos efeitos da Zona 3, a probabilidade de fibrilação ventricular aumenta muito, podendo levar ao óbito.

31

t (ms) 10.000 5.000 2.000 1000 500

I

II

III

IV

200 100 50 20 10 0,2

0,5

1

2

5

10

20

30

50

100

200 500 1000 2000

Ic(mA)

Figura 25 - Zonas de efeito de corrente alternada (de 15 a 100 Hz) entre mão e pé sobre as pessoas

6.2 Princípio fundamental da proteção contra choques elétricos O princípio fundamental da NBR 5410 para que uma instalação seja segura em relação à proteção contra choques elétricos. Tal princípio determina que partes vivas perigosas não devem ser acessíveis e que massas não devem oferecer perigo em condições

NBR 5410

• Para determinar a corrente (mA) que, circulando por 5 segundos, tem 0,5% de probabilidade de causar uma fibrilação ventricular, multiplicar o peso da pessoa (em libras; 1 lb = 0,453 kg) por 0,49.

Por exemplo, uma pessoa de 70 kg, tem 0,5% de probabilidade de sofrer fibrilação ventricular, se percorrida durante 5 segundos por uma corrente elétrica de 50 ou 60 Hz de intensidade igual a (70 / 0,453) x 0,49 = 76 mA. Já no caso de uma criança de 7 kg, a corrente será de apenas 7,6 mA.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS normais e no caso de falhas. Partes vivas são condutores destinados a serem energizados em condições de uso normais (condutores de fase), incluindo também o condutor neutro. Massa é uma parte condutora que pode ser tocada e que normalmente não é viva, mas pode tornar-se viva em caso de falha da isolação. São exemplos de massa as carcaças metálicas dos equipamentos eletroeletrônicos, dos quadros, dos motores, dos transformadores, etc. Para atender a este princípio, as medidas mais usuais a serem implementadas, em conjunto, nas instalações elétricas são as seguintes: • Prover as partes vivas com uma isolação básica; • Usar barreiras ou invólucros apropriados para manter as partes vivas inacessíveis; • Aterrar e equipotencializar a instalação; • Prover seccionamento automático da instalação como um todo ou de circuitos específicos.

Em outros casos, pode-se prover a isolação básica em campo como, por exemplo, recobrindo-se uma emenda de condutores com fita isolante ou recobrindo-se um barramento com uma manta, tubo ou luva isolante. Ou então isolando as extremidades dos condutores com conectores de torção, conforme Figura 27. 6.4 Barreira Barreira é um elemento que assegura proteção contra contatos diretos de uma pessoa com partes vivas em todas as direções usuais de acesso. É o caso, por exemplo, de uma tampa colocada sob a porta dos quadros elétricos que impede o contato das pessoas com os barramentos vivos no interior do quadro (Figura 28).

Porta Tampa

Além destas medidas, podem ser utilizadas: • Isolação dupla; • Separação elétrica; • Limitação de tensão (SELV e PELV).

32

6.3 I solação

Figura 28: Quadro com porta e tampa

básica

6.5 I nvólucro

Em muitos casos, a isolação básica já vem no produto de fábrica como, por exemplo, a isolação dos fios e cabos elétricos (Figura 26).

Condutor

Invólucro é um elemento que assegura proteção contra contatos diretos em qualquer direção. É um conceito semelhante ao da barreira, porém mais amplo, uma vez que o invólucro deve “envolver” completamente o componente, impedindo o acesso direto as suas partes vivas partindo de qualquer e todas as direções. É o caso, por exemplo, de uma caixa de ligação de tomadas, interruptores ou motores provida de tampa (Figura 29).

Isolação básica

Figura 26: Exemplo de isolação básica provida de fábrica: condutor isolado

Figura 29: Alguns invólucros Conector de torção

NBR 5410

6.6 A terramento

e equipotencialização das instalações

elétricas de baixa tensão

Figura 27: Exemplo isolação básica provida no campo: conectores de torção (cortesia 3M)

Numa instalação elétrica de baixa tensão, o aterramento e a equipotencialização são partes fundamentais para a garantia

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS do funcionamento adequado dos sistemas de proteção contra choques elétricos, sobretensões, descargas atmosféricas, descargas eletrostáticas, além de ajudar a garantir o funcionamento adequado dos equipamentos de tecnologia de informação (computadores, centrais telefônicas, modems, controladores lógicos, etc.). O capítulo 15 deste guia trata o assunto em detalhes. 6.7 Tipo

de tomada para instalações residenciais e análogas

A NBR 5410 estabelece em 5.1.2.2.3.6 que todo circuito deve dispor de condutor de proteção, em toda sua extensão. E acrescenta em 6.5.3.1 que todas as tomadas de corrente fixas das instalações devem ser do tipo com contato de aterramento (PE), sendo que as tomadas de uso residencial e análogo devem ser conforme NBR NM 60884-1 e NBR 14136. A NBR NM 60884-1 é a norma que testa as tomadas em geral, qualquer que seja o seu desenho (configuração) e a NBR 14136 é a norma que padroniza o formato das tomadas para uso residencial e análogo até 20 A – 250 V (Figura 30).

choque elétrico consiste em desligar automaticamente toda instalação ou parte dela para que o perigo seja eliminado e a pessoa protegida. Para compreender melhor este tema, vamos observar a figura 31. Ocorrendo em qualquer ponto uma falta de impedância desprezível entre um condutor de fase e o condutor de proteção ou uma massa, conforme indicado na Figura 31, um dispositivo de seccionamento automático deve desligar o circuito em um tempo bastante reduzido e seguro. No esquema TN, a equipotencialização via condutores de proteção, conforme 5.1.2.2.3, deve ser única e geral, envolvendo todas as massas da instalação, e deve ser interligada com o ponto da alimentação aterrado, geralmente o ponto neutro. Recomenda-se o aterramento dos condutores de proteção em tantos pontos quanto possível. Além disso, em construções de porte, tais como edifícios de grande altura, a realização de equipotencializações locais, entre condutores de proteção e elementos condutivos da edificação, cumpre o papel de aterramento múltiplo do condutor de proteção; No esquema TN, as características do dispositivo de proteção e a impedância do circuito devem ser tais que, ocorrendo em qualquer ponto uma falta de impedância desprezível entre um condutor de fase e o condutor de proteção ou uma massa, o seccionamento automático se efetue em um tempo no máximo igual ao especificado na tabela 25 da norma. Considera-se a prescrição atendida se a seguinte condição for satisfeita:

Figura 30: Tomada padrão NBR 14136

Desta forma, de acordo com a norma, é obrigatório distribuir o condutor de proteção (PE) em todos os circuitos e utilizar todas as tomadas de corrente com o contato de terra disponivel. Consequentemente, em todas as caixas de derivação e passagem deverá estar disponibilizado o condutor de proteção (verde ou verde-amarelo) em seu interior.

onde:

Zs . Ia ≤ Uo

Figura 31 – Seccionamento automático da alimentação

No esquema TN, desde que a condição anterior seja atendida, podem ser usados para o seccionamento automático visando proteção contra choques elétricos tanto os dispositivos de proteção a sobrecorrente (disjuntores ou fusíveis), quanto os dispositivos de proteção a corrente diferencial-residual (dispositivos DR). Como medida de proteção adicional, a NBR 5410 prescreve o uso de dispositivos de proteção a corrente diferencial-residual com corrente diferencial-residual nominal IΔn igual ou inferior a 30 mA como proteção adicional contra choques elétricos nos em alguns locais. A proteção adicional provida pelo uso de

automático da alimentação elétrica

NBR 5410

O seccionamento automático da instalação no caso da ocorrência de uma situação que possa resultar em perigo de

Zs é a impedância, em ohms, do percurso da corrente de falta, composto da fonte, do condutor vivo, até o ponto de ocorrência da falta, e do condutor de proteção, do ponto de ocorrência da falta até a fonte; Ia é a corrente, em ampères, que assegura a atuação do dispositivo de proteção num tempo no máximo igual ao especificado na tabela 25 da norma, ou a 5 s, nos casos previstos na alínea c) de 5.1.2.2.4.1; Uo é a tensão nominal, em volts, entre fase e neutro, valor eficaz em corrente alternada.

6.8 S eccionamento

33


Figura 32: Formas de ligação dos DRs

34

dispositivo diferencial-residual de alta sensibilidade visa casos com os de falha de outros meios de proteção e de descuido ou imprudência do usuário. No entanto, é importante destacar que a utilização desses DRs de alta sensibilidade nestes locais não é reconhecida como constituindo em si uma medida de proteção completa e não dispensa, em absoluto, o emprego de uma das outras medidas de proteção descritas (principalmente o uso do condutor de proteção em todos os circuitos) Os locais que são objeto da medida de proteção adicional por uso de DR de alta sensibilidade são os seguintes: • Nos circuitos que, em locais de habitação, sirvam a pontos de utilização (iluminação e força) situados em cozinhas, copascozinhas, lavanderias, áreas de serviço, garagens e demais dependências internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens. Há uma exceção a esta regra unicamente para os de pontos de iluminação situados a mais de 2,50 m do piso; • Nos circuitos que, em edificações não-residenciais, sirvam a pontos de tomada situados em cozinhas, copas-cozinhas, lavanderias, áreas de serviço, garagens e demais dependências internas molhadas em uso normal ou sujeitas a lavagens; • Nos circuitos que, em qualquer tipo de edificação, sirvam a pontos de utilização (iluminação e força) situados em locais contendo banheira ou chuveiro; • Nos circuitos que, em qualquer tipo de edificação, sirvam a tomadas de corrente situadas em áreas externas à edificação ou tomadas de corrente situadas em áreas internas mas que possam vir a alimentar equipamentos no exterior da edificação.

NBR 5410

Em relação a estas prescrições, valem as seguintes observações gerais: • No que se refere a tomadas de corrente, a exigência de proteção adicional por DR de alta sensibilidade se aplica às tomadas com corrente nominal de até 32 A. • A exigência não se aplica a circuitos ou setores da instalação

concebidos em esquema IT, visando garantir continuidade de serviço, quando essa continuidade for indispensável à segurança das pessoas e à preservação de vidas, como, por exemplo, na alimentação de salas cirúrgicas ou de serviços de segurança. • Quando o risco de desligamento de congeladores por atuação intempestiva da proteção, associado à hipótese de ausência prolongada de pessoas, significar perdas e/ou conseqüências sanitárias relevantes, recomenda-se que as tomadas de corrente previstas para a alimentação de tais equipamentos sejam protegidas por dispositivo DR com característica de alta imunidade a perturbações transitórias, que o próprio circuito de alimentação do congelador seja, sempre que possível, independente e que, caso exista outro dispositivo DR a montante do de alta imunidade, seja garantida seletividade entre os dispositivos (sobre seletividade entre dispositivos DR. Alternativamente, porém menos comum de se utilizar na prática, ao invés de dispositivo DR, a tomada destinada ao congelador pode ser protegida por separação elétrica individual, recomendando-se que também aí o circuito seja independente e que caso haja dispositivo DR a montante, este seja de um tipo imune a perturbações transitórias. Os dispositivos DRs podem ser individuais por circuitos, ou por grupos de circuitos ou pode ainda ser usado um único DR protegendo todos os circuitos de uma instalação (Figura 32). Em 6.3.3.2.6, a norma lembra que os DRs devem ser escolhidos e os circuitos devem ser divididos de tal modo que a soma das correntes de fuga à terra que podem circular pelo DR durante o funcionamento normal das cargas não seja suficiente para provocar a atuação do dispositivo. Como as normas de DRs indicam que eles já podem atuar a partir de 50% de sua corrente de disparo nominal, é preciso conhecer com bastante detalhe as cargas que serão alimentadas por um único DR. Por exemplo, um DR de corrente nominal de disparo de 30 mA pode disparar a partir de correntes de

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS fuga à terra maiores ou iguais a 15 mA. E dependendo da natureza das várias cargas ligadas a um único DR de 30 mA, este valor (15 mA) pode ser facilmente atingido, resultando em constantes desligamentos da instalação e causando enorme desconforto aos usuários. Uma solução que pode conciliar custo com continuidade de operação é o uso de um DR para um determinado grupo de circuitos. Os tipos mais usuais de DRs encontrados no Brasil são aqueles para instalação em quadros e geralmente são comercializados nas versões bipolares e tetrapolares (Figura 33 e Tabela 11). Devem atender as normas NBR NM 61008-1e NBR NM 61008-2-1. Podem ainda ser na versão Interruptor DR (IDR) ou Disjuntor DR (DDR): no primeiro caso, o dispositivo atua apenas para seccionar o circuito no caso de correntes de fuga à terra, enquanto que no segundo caso, atua adicionalmente na proteção do circuito contra sobrecargas e curtos-circuitos.

Figura 33 - DR bipolar e tetrapolar

Geralmente são comercializados nas seguintes combinações de correntes nominais (A) e correntes nominais de atuação (mA):

IΔn (atuação)

In (A) 25 40

30 mA, 100 mA, 300 mA e 500 mA

63 80 100 125

Em 6.3.3.2.5, a norma determina que o circuito magnético do DR deve envolver todos os condutores vivos do circuito ou grupo de circuitos protegidos, inclusive o neutro, mas não pode envolver o condutor de proteção, o qual deve passar “por fora” do DR. A Figura 34 mostra exemplos de ligação de dispositivos DR em um circuitos terminais típicos.

7 Proteção contra efeitos térmicos (incêndios e queimaduras) Conforme 4.1.2 da NBR 5410, instalação elétrica deve ser concebida e construída de maneira a excluir qualquer risco de incêndio de materiais inflamáveis, devido a temperaturas elevadas ou arcos elétricos. Além disso, em serviço normal, não deve haver riscos de queimaduras para as pessoas e os animais O conceito das prescrições da norma em relação a este assunto baseia-se na limitação da temperatura máxima que os componentes da instalação podem atingir em regime normal de funcionamento. A partir do conhecimento destas temperaturas, a norma lembra que devem ser observadas distâncias mínimas entre estes componentes e os demais materiais adjacentes a eles para evitar incêndios. As temperaturas máximas também são fixadas para partes dos componentes que são manuseadas pelos operadores de forma a evitar queimaduras.

35

NBR 5410

Figura 34: Exemplos de circuitos terminais protegidos por dispositivos DR

Tabela 11: correntes nominais de DRs


7.1 Proteção

contra incêndio

7.1.1 G eral Os componentes elétricos da instalação não devem apresentar perigo de incêndio para os materiais vizinhos. Para tanto, os componentes fixos, cujas superfícies externas possam atingir temperaturas que venham a causar perigo de incêndio a materiais adjacentes devem ser montados sobre materiais ou contidos no interior de materiais que suportem tais temperaturas e sejam de baixa condutância térmica, tais como invólucros metálicos (Figura 35).

Dique de contenção de óleo

Figura 36 – Tanque de contenção de óleo em sala de grupo gerador

36

NBR 5410

Figura 35: Invólucro de material de baixa condutância térmica

Outra alternativa é separar os componentes dos elementos da construção do prédio por materiais que suportem tais temperaturas e sejam de baixa condutância térmica. Ou, finalmente, os componentes da instalação devem ser montados de modo a permitir a dissipação segura do calor, a uma distância segura de qualquer material em que tais temperaturas possam ter efeitos térmicos prejudiciais, sendo que qualquer meio de suporte deve ser de baixa condutância térmica. Além disso, os componentes fixos que apresentem efeitos de focalização ou concentração de calor devem estar a uma distância suficiente de qualquer objeto fixo ou elemento do prédio, de modo a não submetê-los, em condições normais, a uma elevação perigosa de temperatura. Os materiais dos invólucros que sejam dispostos em torno de componentes elétricos durante a instalação devem suportar a maior temperatura susceptível de ser produzida pelo componente. Materiais combustíveis não são adequados para a construção destes invólucros, a menos que sejam tomadas medidas preventivas contra a ignição, tais como o revestimento com material incombustível ou de combustão difícil e de baixa condutância térmica. Para atender às prescrições anteriores, fica evidente que é fundamental conhecer previamente as temperaturas máximas

atingidas pelos componentes, assim como as temperaturas suportadas pelos materiais e elementos adjacentes à instalação de média tensão. Além disso, é importante conhecer as características principais dos materiais combustíveis que possam estar adjacentes aos componentes elétricos, notadamente suas condutâncias térmicas. Os componentes da instalação que contenham líquidos inflamáveis em volume significativo (≥ 25 litros) devem ser objeto de precauções para evitar que, em caso de incêndio, o líquido inflamado, a fumaça e gases tóxicos se propaguem para outras partes da edificação. Nestes casos, que seriam aplicáveis principalmente aos transformadores e aos grupos geradores, deve ser construído um fosso de drenagem, para coletar vazamentos do líquido e assegurar a extinção das chamas, em caso de incêndio (Figura 36). O local deve ter soleiras, ou outros meios, para evitar que o líquido inflamado se propague para outras partes da edificação. Além disso, os equipamentos devem ser instalados num compartimento resistente ao fogo, ventilado apenas por atmosfera externa. Para volumes inferiores a 25 litros, é suficiente apenas que se evite o vazamento do líquido para áreas externas (soleira, por exemplo). Para detalhes sobre o assunto, ver parte 19 deste guia. 7.1.2 Proteção contra incêndio em locais BD2, BD3 e BD4 Para proteção contra incêndio das linhas elétricas nestes locais, ver capítulo 14 deste guia. Nos locais BD3 e BD4, os dispositivos de manobra e de proteção devem ser acessíveis apenas às pessoas autorizadas. Isso implica em localizá-los em áreas de acesso restrito a estas pessoas ou, quando isso não for possível, instalar, por exemplo, cadeados nas portas dos quadros de distribuição. Quando situados em áreas de circulação, os dispositivos devem ser alojados em gabinetes ou caixas de material incombustível ou de difícil combustão. Nas instalações elétricas de locais BD3 ou BD4 e em saídas de emergência é terminantemente proibido o uso de componentes contendo líquidos inflamáveis.


7.1.3 Proteção contra incêndio em locais BE2 Os locais BE2 são aqueles que apresentam maior risco de incêndio devido à presença de substâncias combustíveis em quantidade apreciável. Os equipamentos elétricos devem ser limitados aos que o local exige, para as atividades aí desenvolvidas. Os dispositivos de proteção, comando e seccionamento devem ser dispostos fora dos locais BE2, a menos que eles sejam alojados em invólucros com grau de proteção adequado a tais locais, no mínimo IP4X. Quando as linhas elétricas não forem totalmente embutidas (imersas) em material incombustível, devem ser tomadas precauções para garantir que elas não venham a propagar chama. Em particular, os condutores e cabos devem ser nãopropagantes de chama. Os condutores PEN não são admitidos nos locais BE2, exceto para circuitos que apenas atravessem o local. Os motores comandados automaticamente ou a distância, ou que não sejam continuamente supervisionados, devem ser protegidos contra sobreaquecimento por sensores térmicos. As luminárias devem ser adequadas aos locais e providas de invólucros que apresentem grau de proteção no mínimo IP4X. Se o local oferecer risco de danos mecânicos às luminárias, elas devem ter suas lâmpadas e outros componentes protegidos por coberturas plásticas, grelhas ou coberturas de vidro resistentes a impactos, com exceção dos porta-lâmpadas (a menos que comportem tais acessórios). Para limitar os riscos de incêndio suscitados pela circulação de correntes de falta, é bastante recomedável que o circuito correspondente deva ser: a) protegido por dispositivo a corrente diferencial-residual (dispositivo DR) com corrente diferencial-residual nominal de atuação de no máximo 500 mA; ou b) supervisionado por um DSI (dispositivo supervisor de isolamento) ou por um dispositivo supervisor a corrente diferencial-residual, ajustados para sinalizar a ocorrência de falta em bases no máximo equivalentes àquelas da alínea anterior. 7.2 Proteção contra queimaduras

Tabela 12 - Temperaturas máximas das superfícies externas dos equipamentos elétricos dispostos no interior da zona de alcance normal

Partes acessíveis

Material das partes acessíveis

Temperaturas máximas °C

Alavancas, volantes ou punhos de dispositivos de manobra Previstas para serem tocadas, mas não empunhadas Não destinadas a serem tocadas em serviço normal

Metálico

55

Não-metálico

65

Metálico

70

Não-metálico

80

Metálico

80

Não-metálico

90

8 Proteção contra sobrecorrentes As medidas de proteção contra sobrecorrentes da NBR 5410 foram incluidas no guia no capitulo 16

9 Proteção contra sobretensões A proteção contra sobretensões é tratada na NBR 5410 nos itens indicados na Tabela 13. Tabela 13: Itens da NBR 5410 sobre proteção contra sobretensões

Prescrições

Características

Medidas de

Seleção e

fundamentais

geraisv

proteção

instalação

3.3

4.1.5

5.4

6.3.5

37

Em função de sua origem, as sobretensões que podem ocorrer em uma instalação elétrica de baixa tensão e que são abordadas na NBR 5410 são classificadas em temporárias e transitórias. 9.1 Sobretensões temporárias Uma sobretensão temporária ocorre quando existe uma falha de isolamento para outra instalação de tensão mais elevada ou quando acontece a perda do condutor neutro em esquemas de aterramento TN e TT. As sobretensões causadas por falhas do isolamento em instalação de tensão mais elevada acontecem nas seguintes situações: • Quando ocorre uma falta para terra no lado da instalação de tensão mais elevada; • Quando um condutor do circuito de tensão mais elevada acidentalmente entra em contato com outro condutor do circuito de tensão mais baixa; • Quando ocorre defeito interno no transformador como, por exemplo, o contato entre os enrolamentos de alta e de baixa tensão ou, o que é mais comum, o contato por rompimento da isolação entre o enrolamento de alta tensão e a carcaça. Esses casos são chamados de sobretensão “à frequência industrial” ou “temporária”, porque colocam os circuitos de tensão mais elevada

NBR 5410

De acordo com 5.2.3 da NBR 5410, as partes acessíveis de equipamentos elétricos que estejam situadas na zona de alcance normal não devem atingir temperaturas que possam causar queimaduras em pessoas e, para tanto, devem atender aos limites de temperatura indicados na tabela 29 da norma (Tabela 12 deste guia). Além disso, todas as partes da instalação que possam, em serviço normal, atingir, ainda que por períodos curtos, temperaturas que excedam os limites dados na Tabela 12, devem ser protegidas contra qualquer contato acidental. Isso pode ser conseguido, por exemplo, pela colocação fora de alcance ou pela instalação de barreiras ou obstáculos que impeçam o contato acidental com as superfícies quentes.

Não devem ser considerados os valores indicados na Tabela 12 nos casos em que existirem normas específicas que limitem as temperaturas nas superfícies dos componentes elétricos no que concerne a proteção contra queimaduras.


NBR 5410

38

e mais baixa praticamente no mesmo potencial a partir do ponto de contato. Se a instalação de tensão mais baixa não tiver condutor neutro diretamente aterrado, seu potencial atingirá quase que instantaneamente o potencial da instalação de tensão mais elevada. Por outro lado, se a instalação de tensão mais baixa tiver condutor neutro diretamente aterrado, muito embora circule uma corrente elétrica de maior intensidade no circuito (corrente de falta), a tensão transferida será menor do que o caso anterior. Para reduzir a possibilidade da ocorrência de sobretensões temporárias nas instalações elétricas de baixa tensão que possuem circuitos operando em tensões diferentes, o item 6.2.9.5 da NBR 5410 prescreve que os condutores de faixas de tensão diferentes (Faixa I e II definidas no Anexo A da norma) não utilizem os mesmos condutos fechados ou que sejam instalados em compartimentos separados em condutos abertos. Apesar de esta prescrição indicar a separação de circuitos apenas entre os dois grandes grupos (faixas) de tensão (faixa I até 50 Vca e faixa II acima de 50 Vca até 1000 Vca), é muito recomendável que sejam separados eventuais circuitos que operam em tensões diferentes dentro da faixa II. Por exemplo, caso existam na mesma cseparados fisicamente de outros que operam em 220/380 V, e assim por diante. Embora a NBR 5410 seja omissa, é óbvio que essa recomendação é mais adequada ainda no caso da separação física entre circuitos de baixa tensão (até 1000 Vca) e circuitos de tensões acima de 1000 Vca. Seguindo-se o conceito de separação física (por meio de barreiras ou invólucros) dos circuitos, é mais provável que a ocorrência de sobretensões temporárias fique restrita ao caso de falhas internas do transformador que, embora possíveis, não são muito usuais quando se utilizam equipamentos de boa qualidade. Além da medida de proteção por separação física dos circuitos, a NBR 5140 trata, em 5.4.1.1, especificamente das situações que podem submeter os circuitos fase-neutro às sobretensões que podem atingir o valor da tensão entre fases. Com isto, a NBR 5410 é omissa em relação aos casos que podem submeter os circuitos a sobretensões temporárias acima de 1000 Vca mencionadas anteriormente. As situações que podem submeter os circuitos fase-neutro às sobretensões que podem atingir o valor da tensão entre fases são: • Falta à terra envolvendo qualquer dos condutores de fase em um esquema IT. Neste caso, os componentes da instalação elétrica devem ser selecionados de forma a que sua tensão nominal de isolamento seja pelo menos igual ao valor da tensão nominal entre fases da instalação (6.1.3.1.1 da norma). Se o condutor neutro for distribuído, os componentes ligados entre uma fase e o neutro devem ser isolados para a tensão entre fases. • Perda do condutor neutro em esquemas TN e TT, em sistemas trifásicos com neutro, bifásicos com neutro e monofásicos a três condutores. Neste caso, os componentes da instalação elétrica devem ser selecionados de forma a que sua tensão nominal de isolamento seja pelo menos igual ao valor da tensão nominal entre fases da instalação (6.1.3.1.1 da norma). Por exemplo, em uma instalação com tensão nominal 220/380 V,

os componentes devem possuir uma tensão nominal de isolamento de, pelo menos, 380 V (valor entre fases). Como exemplos da aplicação deste requisito, um condutor elétrico isolado para 450/750 V (suporta 450 V entre fase-neutro e 750 V entre fases) atende ao requisito da norma, assim como um disjuntor 460 Vca e quadro elétrico 750 V, etc. Em particular, nas instalações com esquema TT, deve-se verificar se as sobretensões temporárias provocadas pela ocorrência de falta à terra na média tensão são compatíveis com a tensão suportável à frequência industrial dos componentes da instalação BT. O item 5.4.1.2 da norma indica as condições para se fazer essa verificação. A tensão nominal de isolamento que é mencionada no texto da NBR 5410 é a tensão suportável à frequência industrial dos componentes da instalação de baixa tensão, definida (NBR 5460) como o valor eficaz da tensão à frequência nominal do sistema que um equipamento elétrico pode suportar. Apesar da clara definição do termo, esse valor é indicado nos catálogos dos fabricantes através de diferentes termos, tais como “tensão nominal”, “tensão nominal de serviço”, “tensão de isolamento” ou “classe de isolação”, dentre outros. Exemplos: condutor isolado 450/750 V; disjuntor 460 Vca; quadro elétrico 750 V, etc. 9.2 Sobretensões transitórias 9.2.1 Conceitos As principais origens das sobretensões transitórias são aquelas devidas às descargas atmosféricas, descargas oriundas do acúmulo de eletricidade estática entre pontos diferentes da instalação e manobras (chaveamentos) de circuitos (Figura x). As sobretensões provenientes das descargas atmosféricas que incidem diretamente nas edificações, em redes aéreas de alimentação da instalação, ou muito próximo a elas, produzem tensões conduzidas e induzidas com impulsos caracterizados por seu valor de crista. Na prática, as sobretensões transitórias são aquelas que podem causar danos mais severos às instalações elétricas de energia e de sinal, aos equipamentos por elas servidos e aos seus usuários. As sobretensões causadas por manobra decorrem do seccionamento rápido (brusco) da corrente elétrica em um circuito de indutância elevada (com baixo fator de potência). O valor da sobretensão depende da variação da intensidade da corrente seccionada e do tempo efetivo de seccionamento (U = L di/dt). Esse valor pode chegar a quatro ou cinco vezes a tensão nominal para tempos inferiores a 1ms, como os obtidos com a atuação de disjuntores de abertura rápida ou com dispositivos fusíveis. 9.2.2Tipos de surtos Para efeito de aplicação das medidas de proteção da NBR 5410, os surtos são divididos em induzidos (ou diretos) e conduzidos (ou indiretos). 9.2.2.1 Surtos induzidos (ou indiretos) Os surtos induzidos ocorrem quando as descargas atmosféricas atingem as linhas de transmissão e distribuição de


Figura 37 - Forma aproximada dos surtos de tensão quando comparados com a onda fundamental.

energia, incidem diretamente em árvores, estruturas ou no solo as ondas eletromagnéticas originadas pela corrente elétrica que circula no canal da descarga atmosférica se propagam pelo meio (geralmente o ar) induzindo corrente elétrica nos condutores metálicos que estiverem em seu raio de alcance (Figura 39). Estima-se essa distância em campo aberto da ordem de um a três quilômetros. As manobras realizadas na rede elétrica de energia (chaveamentos para abertura ou fechamento de circuitos de transmissão e distribuição) também geram impulsos de tensão na rede elétrica. Esses impulsos são chamados de “surtos de manobra” e, do ponto de vista da proteção, seus efeitos devem ser tratados da mesma forma que os surtos induzidos causados pelos raios.

9.2.2.2 Surtos conduzidos (ou diretos) Os surtos conduzidos acontecem quando uma descarga atmosférica incide diretamente sobre um componente da instalação, a edificação, ou sobre pontos muito próximos a eles. Nessa situação, todos os elementos metálicos ali existentes e o eletrodo de aterramento ficam, por frações de segundo, submetidos a níveis diferentes de potencial (Figura 39). Essas diferenças de potencial vão gerar correntes de surto que circularão por diversos pontos da estrutura, inclusive, e neste caso, principalmente, pela instalação elétrica. Podem ocorrer ainda diferenças de potencial entre eletrodos de aterramento de estruturas diferentes, como, por exemplo, o eletrodo do prédio e o(s)

39

ETI

NBR 5410

Figura 38 – Surtos produzidos pelos efeitos indiretos dos raios


ETI

Figura 39 – Surtos de tensão e corrente produzidos pelos efeitos diretos dos raios

40

eletrodo(s) de aterramento do(s) serviços públicos (concessionárias de energia, TV a cabo, telefonia, etc.). Quando chega à terra, por incidência direta ou através de condutores aterrados, a corrente elétrica das descargas atmosféricas flui pelo solo. Ao encontrar resistência (oposição) à sua passagem, ela dá origem às linhas de potencial assimétricas e com intensidades diferentes. Essas linhas têm ponto de origem no local de incidência da corrente na terra e podem manter valor significativo, embora decrescente, a distâncias que variam conforme a intensidade do raio, as influências do solo e outros elementos enterrados. As diferenças de potencial no solo podem gerar

correntes circulantes indesejáveis em muitos componentes que tenham suas partes condutoras de eletricidade integradas a duas ou mais dessas linhas com potenciais diferentes. Se uma instalação elétrica de energia e de sinal (dados, voz, vídeo, etc.) possuem vários eletrodos de aterramento diferentes e independentes haverá circulação dessas correntes indesejáveis entre os equipamentos servidos pela instalação podendo causar danos significativos e até definitivos aos mesmos. Assim, não é concebível a existência de eletrodos de aterramento distintos para servir componentes diferentes de uma instalação na mesma edificação (Figura 40).

Energia

NBR 5410

Sinal PABX

ΔV

SPDA Reforço do Aterramento

ΔV ΔV

Figura 40 – Forma INCORRETA de instalação de eletrodo de aterramento em uma edificação (eletrodos de aterramento separados)

ΔV

CPD


QDP

L1

Vdif PEN

PE

Vcom Vdif

Vcom

BEP

L1

Vdif

N

Vcom

DGS

PE N SINAL

TAT

Vdif = Tensão causada por surto de modo diferencial Vcom = Tensão causada por surto de modo comum Figura 41 – Os surtos modo comum e modo diferencial

9.2.2.3 Surtos de modo comum e diferencial Independentemente de sua origem, se pelos efeitos diretos ou indiretos dos raios, os surtos de tensão se apresentam de duas formas na instalação: • Surto de modo comum: se quando da ocorrência do evento as diferenças de potencial acontecerem entre condutores vivos e o aterramento em suas mais variadas formas (condutor PE, condutor de equipotencialização, massas metálicas ou eletrodo de aterramento), denomina-se essa sobretensão de surto de modo comum. O surto de modo comum, portanto, está relacionado com a tensão impulsiva de isolamento; • Surto de modo diferencial: caso as diferenças de potencial ocorram entre condutores vivos (fase-fase, fase-neutro, fase-sinal, sina-/sinal), denomina-se essa sobretensão de de surto de modo diferencial. O surto de modo diferencial, portanto, está relacionado com a tensão de imunidade dos equipamentos.

Assim, surtos de modo comum podem provocar danos diretos à instalação, componentes e, dependendo da qualidade da proteção instalada, às pessoas. Por sua vez, os surtos de modo diferencial ficam quase restritos aos danos materiais, podem ser responsáveis por perda de produção e queima de componentes (Figura 41). 9.2.3 Seleção dos componentes da instalação sob o critério de sua suportabilidade às sobretensões transitórias

41

Em 5.4.2.3, a NBR 5410 prescreve que os componentes da instalação devem ser selecionados de modo que o valor nominal de sua tensão de impulso suportável não seja inferior àqueles indicados na tabela 31 da NBR 5410, reproduzida na Tabela 14 deste guia. A tensão de impulso suportável caracteriza o nível de sobretensões transitórias que a isolação de um produto é capaz de suportar, sem sofrer danos. Esse valor deve ser informado pelo fabricante e deve ser igual ou superior ao prescrito pela norma do produto em questão. Os valores mínimos indicados na tabela 14 são os valores referenciais dados pela IEC 60664-1.

Tabela 14 - Suportabilidade a impulso exigível dos componentes da instalação Tensão nominal de Instalação (V)

Sistemas trifásicos

Sistemas monofásicos com neutro

120/208

115/230

127/220

230/400

Produto a ser utilizado na entrada da instalação

Produto a ser utilizado em circuitos de distribuição e circuitos terminais

Produtos especialmente protegidos

Equipamentos de utilização

Categoria de suportabilidade a impulso IV

III

II

I

4

2,5

1,5

0,8

6

4

2,5

1,5

8

6

4

2,5

127/254

277/480 400/690

NBR 5410

220/380

120/240

Tensão de Impulso suportável requerida (kV) Categoria do produto

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS As quatro categorias indicadas na tabela 14 representam suportabilidade ao impulso decrescente na seguinte ordem:

em algum ponto da instalação fixa ou entre a instalação fixa e o produto, limitando as sobretensões transitórias a um nível especificado.

• Categoria IV: são componentes utilizados na entrada da instalação ou próximo da entrada, a montante do quadro de distribuição principal. Exemplos: medidores de energia, dispositivos gerais de seccionamento e proteção e outros itens usados tipicamente na interface da instalação elétrica com a rede pública de distribuição;

Como visto, a suportabilidade à sobretensão impulsiva de um componente está relacionada com a coordenação de isolamento entre regiões distintas na baixa tensão. Essa coordenação tem como referência a norma IEC 60664-1 e as regiões, chamadas de “lightning protection zones” (zona de proteção contra raios – ZPR), estão definidas na IEC 62305-4. O conceito da ZPR é basicamente o mesmo dos níveis de proteção (categorias dos produtos) adotados pela NBR 5410 quando trata da proteção contra surtos, porém é mais completo, pois , além da parte interna da instalação, abrange também a parte externa da edificação (Figura 42). ETI é um equipamento de tecnologia da informação concebido com o objetivo de receber dados de uma fonte externa (por exemplo, via linha de entrada de dados ou via teclado); processar os dados recebidos (por exemplo, executando cálculos, transformando ou registrando os dados, arquivando-os, triando-os, memorizandoos, transferindo-os); e fornecer dados de saída (seja a outro equipamento, seja reproduzindo dados ou imagens). Esta definição abrange uma ampla gama de equipamentos, como, por exemplo: computadores; equipamentos transceptores, concentradores e conversores de dados; equipamentos de telecomunicação e de transmissão de dados; sistemas de alarme contra incêndio e intrusão; sistemas de controle e automação predial, etc.

• Categoria III: são componentes da instalação fixa propriamente dita e outros produtos dos quais se exige um maior nível de confiabilidade. Aqui podem ser citados, como exemplo, quadros de distribuição, disjuntores, linhas elétricas (o que inclui condutores, barramentos, caixas de derivação, interruptores e tomadas de corrente) e outros elementos da instalação fixa, bem como produtos de uso industrial e equipamentos, como motores elétricos, que estejam unidos à instalação fixa através de uma conexão permanente. • Categoria II: são produtos destinados a serem conectados à instalação elétrica fixa da edificação. São, essencialmente, equipamentos de utilização como aparelhos eletrodomésticos, aparelhos eletroprofissionais, ferramentas portáteis e cargas análogas. • Categoria I: também são produtos destinados a serem conectados a uma instalação fixa de edificação, mas providos de alguma proteção específica, que se assume externa ao equipamento e situada, portanto,

42

ZPR-0A ZPR-0B ZPR-1 EGM

DPS Classe 3

ZPR-0B DPS Classe 1

Alimentação

NBR 5410

EGM

ZPR-2

DPS Classe 2

BEP

ZPR0A - Zona susceptível a incidência direta de raios (zona 0A); ZPR0B - Zona protegida pelo SPDA (zona 0B);

ZPR1 - Zona onde se encontra o QDP da edificação, onde está instalado o BEP (zona 1);

ZPR2 - Zona onde se encontram QDs ou ETIs (zona 2).

Figura 42 – As zonas de proteção contra raios

ETI

BEL

ZPR-0B

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS 9.2.4 Proteção contra surtos Conforme 5.4.2.1 da NBR 5410, a proteção contra sobretensões transitórias em linhas de energia deve ser provida nos seguintes casos: a) quando a instalação for alimentada por linha total ou parcialmente aérea, ou incluir ela própria linha aérea, e se situar em região sob condições de influências externas AQ2 (mais de 25 dias de trovoadas por ano). Essa condição refere-se à proteção contra surtos induzidos (indiretos) e, por conta disso, a NBR 5410 refere-se a ela frequentemente por “efeito indireto”. b) quando a instalação se situar em região sob condições de influências externas AQ3. Essa condição refere-se à proteção contra surtos conduzidos (diretos) e, por conta disso, a NBR 5410 referese a ela frequentemente por “efeito direto”. O conjunto de medidas de proteção da instalação elétrica contra sobretensões transitórias consiste na existência de um eletrodo de aterramento eficiente, na presença das ligações equipotenciais locais que garantam a menor diferença de potencial possível entre os componentes envolvidos (aqui incluída a instalação de pararraios de linha e de DPS do tipo comutador de tensão), assim como a diminuição das tensões induzidas que adentram a instalação, realizadas através de DPS do tipo atenuador de tensão. Os parâmetros considerados para determinação da necessidade de proteção contra surtos devem fornecer as condições necessárias para que o projetista defina se a proteção a ser instalada no primeiro nível de proteção da instalação será apenas contra surtos causados por efeitos indiretos, apenas contra surtos causados por efeitos diretos ou por ambos. • Necessidade de proteção contra efeitos indiretos É preciso apenas determinar se a instalação é alimentada por linha total ou parcialmente aérea, ou incluir ela própria linha aérea, e se situar em região sob condições de influências externas AQ2. Basta apenas uma destas condições ser atendida para que esteja configurada a obrigatoriedade da existência da proteção contra surtos causados por efeitos indiretos. • Necessidade de proteção contra efeitos indiretos Para a análise da necessidade da existência da proteção contra efeitos diretos, deve ser verificada a necessidade da instalação de proteção contra descargas atmosféricas diretas (sistema de proteção contra descargas atmosféricas – SPDA externo). O roteiro para essa verificação é encontrado na NBR 5419 e também na parte 4 do Guia da NBR 5419 desta publicação. Em resumo, essa verificação está relacionada com a frequência provável de danos causados por impacto direto na estrutura ou edificação (Ndc), conforme segue:

Embora a correlação entre a necessidade da existência de SPDA e a condição para proteção da instalação contra surtos provenientes dos efeitos diretos dos raios seja considerada tecnicamente viável, é importante desenvolver o cálculo da análise de risco toda vez que se for estudar a necessidade da aplicação de DPS na instalação elétrica, independentemente da existência do SPDA, principalmente se o estudo para determinar essa necessidade da proteção for desenvolvido em um momento diferente da instalação do SPDA. Um exemplo dessa situação pode ser o caso de uma edificação que já possui um SPDA, mas, com o passar do tempo, outras edificações mais altas são construídas no seu entorno. Isso resulta que a edificação acaba se situando dentro do volume de proteção contra raios imposto pelo novo conjunto de estruturas ao seu redor. Uma análise precipitada e simplista da situação, analisando apenas a existência do SPDA externo (que agora é desnecessário), levaria ao superdimensionamento da proteção contra surtos. Numa outra situação, a edificação não possui originalmente um SPDA por conta da análise realizada, mas uma torre para sustentação de antenas de telefonia celular foi instalada no seu teto. Neste caso, se fosse analisada apenas a inexistência inicial do SPDA, o estudo levaria ao subdimensionamento da proteção contra surtos.

43

9.2.5 Dispositivo de Proteção contra Surtos (DPS) 9.2.5.1 Especificações Segundo a NBR IEC 61643-1, o DPS é um dispositivo destinado a limitar as sobretensões transitórias (chamado atenuador de tensão ou supressor de surto) ou a desviar correntes de surto (chamado comutador de tensão ou curto-circuitante). Para uma correta análise e comparação de produtos por parte do projetista, os fabricantes devem fornecer as seguintes informações relativas ao DPS: • Nome do fabricante ou marca comercial e modelo; • Método de montagem ou modo de proteção, preferencialmente acompanhado de croqui orientativo de posicionamento na instalação que poderá ser comparado à figura13 da NBR 5410, reproduzida na Figura 43 deste guia; • Tensão máxima de operação contínua UC, que é o equivalente a tensão nominal do DPS, um valor para cada modo de proteção e frequência nominal;

NBR 5410

- Ndc ≥ 10-3 (um dano a cada 1000 anos): é uma frequência de danos causados por impacto direto de raio na edificação considerada inaceitável pela NBR 5419, sendo obrigatória a instalação do SPDA

externo. Nessas condições, é obrigatória a instalação da proteção contra surtos causados por efeitos diretos. - Ndc ≤ 10-5 (um dano a cada 100.000 anos): é uma frequência de danos causados por impacto direto de raio na edificação considerada aceitável pela NBR 5419. Nessas condições, não é obrigatória a instalação da proteção contra surtos causados por efeitos diretos. - O intervalo 10-5 ≤ Ndc < 10-3 é mencionado na NBR 5419 como sendo motivo de estudo caso a caso em função da ocupação, utilização, construção e localização da edificação, da instalação e seus componentes. Sendo assim, a necessidade e o tipo de proteção contra surtos dependerão de decisão específica tomada quanto à instalação ou não do SPDA no local.


A linha elétrica de energia que chega à edificação inclui neutro?

Sim

O neutro será aterrado no barramento de equipotencialização principal da edificação? (BEP, ver 64.2.1)

Não Dois esquemas de conexão são possiveis

Não Sim

ESQUEMA DE CONEXÃO 1 Os DPSs devem ser ligados: - a cada condutor de fase, de um lado, e - ao BEP ou à barra PE do quadro, de outro (ver nota a)

L1 L2 L3

BEP

PE

L1 L2 L3

PEN

BEP

L1 L2 L3

44

ESQUEMA DE CONEXÃO 2 Os DPSs devem ser ligados: - a cada condutor de fase, de um lado, e - ao BEP ou à barra PE do quadro, de outro (ver nota b)

ESQUEMA DE CONEXÃO 3 Os DPSs devem ser ligados: - a cada condutor de fase, de um lado, e - ao condutor neutro, de outro

e ainda: - ao condutor neutro, de um lado, e - ao BEP ou à barra PE do quadro, de outro (ver nota a)

e ainda: - ao condutor neutro, de um lado, e - ao BEP ou à barra PE do quadro, de outro (ver nota a)

PEN

L1 L2 L3

L1 L2 L3

L1 L2 L3

N N

PE

BEP

PE

BEP

PE N

BEP

PE BEP

PE

Figura 43 – Formas de instalação ou modos de proteção do DPS

• Classificação de ensaio (classe I, II ou III) e parâmetros de descarga; • Corrente máxima IMAX (kA), parâmetro da onda em que o DPS foi ensaiado; • Corrente de impulso IIMP (kA) e carga Q (A.s), para o DPS classe I (valor para cada modo de proteção); • Corrente de descarga nominal IN (kA), para o DPS classe II (valor para cada modo de proteção – modo comum ou modo diferencial); • Nível de proteção de tensão UP (valor para cada modo de proteção); • Suportabilidade a sobretensões temporárias; • Suportabilidade a correntes de curto-circuito no ponto de instalação.

NBR 5410

Os parâmetros mínimos do DPS que devem constar das especificações de projeto são os seguintes: • DPS Classe I: UC, UP, IMAX, IIMP, Q e curva “T1/T2” de ensaio; • DPS Classe II: UC, UP, IMÁX, IN e curva “T1/T2” de ensaio; • DPS Classe III: UC, UP, UOC, IMÁX, IN.

9.2.5.2 Tipos de DPS • DPS comutador de tensão ou curto-circuitante Dispositivo que tem a propriedade de mudar bruscamente o valor de sua impedância, de muito alto para praticamente desprezível em função do aparecimento de um impulso de tensão em seus terminais. Em 3.4 da NBR IEC 61643-1 o DPS comutador de tensão é definido como: “um DPS que apresenta uma alta impedância quando nenhum surto está presente, mas que pode ter uma mudança brusca de impedância, para um valor baixo, em resposta a um surto de tensão. Exemplos comuns de componentes usados como dispositivos comutadores de tensão são centelhadores, tubos a gás, tiristores (retificadores controlados de silício) e triacs. Estes DPS, às vezes, são chamados tipo curtocircuitantes (“tipo crowbar”).” • DPS atenuador ou limitador de tensão (supressor de surto) Dispositivo que tem a propriedade de mudar paulatinamente o valor

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS de sua impedância, de muito alto para praticamente desprezível, quando do aparecimento de um impulso de tensão em seus terminais. Em 3.5 da NBR IEC 61643-1, o DPS limitador ou atenuador de tensão é definido como: “um DPS que apresenta uma alta impedância quando nenhum surto está presente, mas a reduz continuamente com o aumento do surto de corrente e tensão. Exemplos comuns de componentes usados como dispositivos não lineares são varistores e diodos supressores. Estes DPS às vezes são chamados tipo não curto-circuitantes (“tipo clamping”)”. • DPS combinado Incorpora no mesmo dispositivo as propriedades dos DPSs comutadores e dos atenuadores de tensão. Em 3.6 da NBR IEC 61643-1 o DPS combinado é definido como: “um DPS que incorpora ambos os tipos de componentes comutadores e limitadores de tensão podendo exibir limitação, comutação ou ambos os comportamentos de tensão, dependendo das características da tensão aplicada.” Para melhor entender o funcionamento dos dispositivos são utilizados dois exemplos a seguir: Tomam-se dois recipientes desnivelados. O número 1, cheio de água, sobre uma superfície plana e o número 2, vazio, equilibrado sobre um rolete. Posiciona-se o recipiente 2 de forma que este permaneça em equilíbrio enquanto a água não atingir um determinado nível (no desenho representado pela linha). Libera-se a água do recipiente 1 para o 2 (Figura 44).

1

Analogamente o DPS comutador de tensão tende a “esvaziar” a maior parte do surto para o aterramento de uma só vez (Figura 46).

Figura 46 – Gráfico que estabelece a analogia para DPS comutador de tensão

Com a mesma configuração anterior, faz-se agora vários furos no recipiente 2 de forma que a água proveniente do recipiente 1 escoe esvaziando-o lentamente sem que o nível de desequilíbrio seja atingido no recipiente 2 (Figura 47).

1 Nível de desequilíbrio

45

2

Nível de desequilíbrio

2

Figura 47 - Analogia para DPS atenuador ou limitador de tensão.

Figura 44 - Analogia para DPS comutador de tensão. Momento inicial.

Quando a água ultrapassar o “nível de equilíbrio”, o rolete se movi menta entornando toda a água do recipiente 2 de uma só vez (Figura 45).

Analogamente, o DPS atenuador ou limitador de tensão é sensibilizado antes pela tensão impulsiva e tende a “esvaziar” a maior parte do surto de forma mais suave para o aterramento (Figura 48).

Figura 45 - Analogia para DPS comutador de tensão. Momento final.

Figura 48 – Gráfico que estabelece a analogia para DPS atenuador ou limitador de tensão.

NBR 5410

2

1


Up URES

DPS Aterramento Figura 49 – Tensões impulsivas em um DPS

9.2.5.3 Características do DPS Um DPS de energia é caracterizado por diversos parâmetros conforme indicado a seguir.

NBR 5410

46

• Nível de proteção de tensão do DPS (UP): Valor que é caracterizado pela limitação de tensão do DPS entre seus terminais. É a porção do surto que o DPS “deixa passar” para a instalação à jusante (Figura 49); • Tensão residual do DPS (URES): Valor do pico da tensão entre os terminais do DPS devido à passagem da corrente de descarga gerada pela atuação do DPS (Figura 49); • Tensão de operação contínua do DPS (UC): Máxima tensão que pode ser aplicada continuadamente ao modo de proteção do DPS sem comprometer seu funcionamento. É o equivalente a tensão nominal do DPS; • Modo de proteção do DPS: Cada possibilidade de ligação de um DPS na instalação (entre: fase / fase, fase / neutro, fase / terra, neutro / terra e outras combinações); • Corrente máxima do DPS (IMÁX): Valor de crista de um impulso utilizado na forma de onda tempo x corrente para ensaio do DPS; • Corrente nominal do DPS (IN): Fração do valor de crista de um impulso cuja forma de onda tempo x corrente representa o mais fielmente possível o impulso gerado pelos surtos induzidos. É utilizada para ensaio e classificação de DPS classe II. A NBR IEC 61643-1 utiliza o parâmetro IN também para determinar a vida útil do DPS. O mesmo deve suportar, pelo menos, 15 a 20 surtos com o valor de IN; • Corrente de impulso do DPS (IIMP): Fração do valor de crista (IMAX) de um impulso cuja forma de onda tempo x corrente representa o mais fielmente possível o primeiro impacto de uma descarga atmosférica. Esta é utilizada para ensaio e classificação de DPS classe I. Outro parâmetro importante a ser considerado na

classificação deste DPS é a carga (Q), em Ampére por segundo, dessa forma pode-se conhecer a energia que o DPS suportará ao dissipar a corrente impulsiva. 9.2.5.4 Classificação dos DPSs Segundo a NBR IEC 61643-1, um DPS é classificado conforme as especificações de construção do fabricante e, principalmente, função dos parâmetros de ensaio a que é submetido: • Classe I: DPS ensaiado em condições de corrente que melhor simule o primeiro impacto da descarga atmosférica, IIMP (kA) sob carga Q (A.s) (efeitos diretos do raio). A IEC 62305-1 e 4 adota como forma de onda que melhor simula o impulso para este tipo de ensaio aquela que tem tempo de frente (T1) de 10 µs ao atingir 90% da corrente máxima do ensaio e tempo de cauda (T2) de 350 µs para atingir 50% da mesma corrente. Daí curva 10/350 (Figura 50). • Classe II: DPS ensaiado em condições de correntes que melhor simulem os impactos subsequentes das descargas atmosféricas e as condições de influências indiretas nas instalações, IN (efeitos indiretos dos raios e manobras). Forma de onda para ensaio com tempo de frente de 8 µs e de cauda de 20 µs. Daí curva 8/20 (Figura 50); • Classe III: por ser um dispositivo atenuador de ajuste de tensão, utilizado em níveis internos de proteção este DPS é ensaiado com forma de onda combinada, isto é, com um “gerador combo” que

Figura 50 –Formas de onda adotadas para os ensaios dos DPSs classe I e II

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS com circuito aberto, aplica no DPS um impulso de tensão (UOC) de 1,2/50 µs, e um impulso de corrente (IN) de 8/20 µs, em curto circuito. Desta relação de valores aplicados (V, I) obtêm-se um resultado conhecido como impedância fictícia (Zf) que segundo a NBR IEC 61643-1 não pode ultrapassar a 2 Ω. Definidas as classificações dos DPSs, conhecendo sua forma de operação e aplicação, há como desenvolver as seguintes associações de conceitos: • Riscos de danos provenientes dos efeitos indiretos causados pelas descargas atmosféricas nas linhas de alimentação que adentrem a edificação  surtos induzidos  DPS Classe II instalado no 1º nível de proteção. A proteção contra riscos causados pelos efeitos indiretos deve ser feita, basicamente, com DPS de característica atenuador de tensão (supressores de surto) ou combinado. Vale lembrar que este tipo de proteção também é eficaz para os efeitos dos surtos de tensão causados por manobras na rede. • Riscos de danos provenientes do efeito direto causados pelas descargas atmosféricas no SPDA, em outros componentes da instalação ou muito próximo a ela  surtos conduzidos  DPS Classe I instalado no 1º nível de proteção. A proteção contra riscos causados pelos efeitos diretos deve ser feita, basicamente, com DPS de característica comutador de tensão (descarregador de corrente) ou combinado, minimizando o surto através do escoamento de uma parcela da corrente impulsiva diretamente para a terra ou para os condutores de alimentação da instalação (concessionárias e redes de serviços públicos), dependendo do esquema de aterramento no local. 9.2.5.5 Seleção dos DPSs: A correta seleção de um DPS depende da definição dos seguintes parâmetros:

Tabela 15 - Determinação de Uc

Neutro

PE

Esquema de aterramento

PEN

TT

TN-C

TN-S

IT com

IT sem

neutro

neutro

distribuido distribuido X

X

X

1,1 Uo

X

X

X X

X

1,1 Uo

UC = U0 = 127 (V) A especificação do DPS deve ser no valor comercialmente disponível de UC imediatamente superior ao calculado. Para este caso, 150 ou 155 V, são opções tecnicamente viáveis. • Determinação da corrente de impulso (IIMP) para DPS classe I e nominal (IN) para DPSs classes II: A NBR 5410 fornece parâmetros mínimos para a especificação do conjunto de DPS no primeiro nível de proteção da instalação e determina que seja realizado o estudo de necessidade de proteção nos demais níveis baseado nos valores de suportabilidade a tensões impulsivas. Esse estudo deve ser feito comparando-se UP do DPS escolhido com os demais níveis de proteção da tabela 16 deste guia. Após a comparação deverão ser instalados tantos conjuntos de DPS quantos forem necessários para atingir os valores descritos naquela tabela. Há também dados que constam da IEC 62305-4 e que fornecem os valores das correntes de primeiro raio para as condições de correntes de impulso provocadas pelos efeitos diretos dos raios, função do nível de proteção (classe) atribuído ao SPDA a ser instalado no local. Esses valores permitem dimensionar com maior precisão a corrente IIMP para o DPS classe I.

1,1 Uo

Uo

Uo

√3 Uo

U

Notas 1 Ausência de indicação significa que a conexão considerada não se aplica ao esquema de aterramento. 2 Uo é a tensão fase-neutro. 3 U é a tensão entre fases. 4 Os valores adequados de Uc podem significativamente superiores aos valores mínimos da tabela

47

Tabela 16 – Parâmetros da corrente do primeiro raio, segundo a IEC 62305-1 e 4 Nível de proteção para o SPDA

Parâmetros de corrente

I

I

II

III E IV

200

200

150

100

10

10

10

10

Tempo de 50% da cauda (T2)

350

350

350

350

100

100

75

50

Energia específica (W/R)

10

10

5,6

2,5

Carga para as condições de 1o raio (Qs)

A NBR 5419 define os níveis de proteção considerando: estrutura, utilização, localização, topologia e outros. Para os casos de dano provocados por impacto direto na instalação devem ser considerados os seguintes parâmetros: - Nível I: 200 kA (10/350) µs; - Nível II: 150 kA (10/350) µs; - Níveis III e IV: 100 kA (10/350) µs. A IEC 62305-4 convenciona que a corrente elétrica da descarga atmosférica se divide ao longo do SPDA, sendo que ao chegar ao nível do solo metade dessa corrente se dispersa pelo eletrodo de aterramento e a outra metade retorna para a instalação, função da diferença de tensão que aparece entre os aterramentos da edificação e da fonte de alimentação (Figura 51).

NBR 5410

Uo

Uo

1,1 Uo 1,1 Uo

- Tensão da instalação: 127 / 220 V; - Esquema de aterramento empregado: TN-S; - Modo de proteção do DPS: Entre os condutores de Neutro e PE.

Tempo de frente (T1)

Para determinação do valor de UC basta conhecer do modo de proteção e o esquema de aterramento da instalação e então aplicar essas informações na Tabela 15:

Fase

Exemplo:

Corrente de pico

• Tensão de operação contínua do DPS (UC)

DPS conectado entre

Valor mínimo de Uc exigível do DPS, em função do esquema de aterramento. (Tabela 49 da NBR 5410)


1/2

1/2

1/2

1/2 1/2 1/6 1/6 1/6

1/2

1/2

1/2 1/4

1/4

1/4

Figura 51 – Exemplo da divisão da corrente elétrica do raio

Conforme apresentado nota-se que somente com o SPDA externo instalado, os níveis de corrente e tensão dos surtos que circulam na instalação elétrica desprovida de SPDA interno e DPS, aumentam descontroladamente no momento da ocorrência da descarga atmosférica, fator que eleva a probabilidade da ocorrência de danos à mesma, portanto pode-se concluir que apenas a existência do SPDA externo não protege a instalação elétrica tão pouco seus componentes dos danos causados por surtos de tensão, muitas vezes atuando inversamente à essa falsa expectativa. Retomando o dimensionamento de IIMP, o SPDA - embora passando a maior parte de sua “vida” sem conduzir corrente elétrica deve, por definição, estar eletricamente vinculado à instalação elétrica através do barramento de equipotencialização principal (BEP), tornando-se parte integrante dessa instalação, assim, ao se calcular a proteção local contra impacto direto de descargas atmosféricas, pode-se estimar o valor da corrente atribuído ao nível de proteção adotado para aquela edificação e dividir a metade deste numero pela quantidade de condutores metálicos que adentrem a mesma. Exemplo:

NBR 5410

1/2 1/4

1/4 48

1/4

Para uma edificação de uma indústria que esteja em situação de risco confinado (nível I de proteção) que seja alimentada por uma rede trifásica com esquema de aterramento TN-C: - Corrente da descarga atmosférica: I = 200 kA, (10/350) µs

- Corrente do surto conduzido ao interior da instalação: ISURTO = I/2 = 100 kA, (10/350) µs (na instalação) - Numero de condutores metálicos, externos, que adentram na edificação: N = 4 (3 fases + PEN) - Corrente de surto imposta a cada condutor: ISURTO COND = ISURTO / N = 100/4 = 25 kA A corrente IIMP especificada para o DPS deve ter valor comercialmente encontrado igual ou imediatamente superior a ISURTO COND. Vale comentar que este cálculo se mostra bastante conservador quando desconsidera outros elementos condutores (dutos metálicos e linhas elétricas de sinal) que adentrem a edificação. A NBR 5410 estabelece limites mínimos de IIMP para cada situação: • IIMP= 12,5 kA, por modo de proteção; e • IIMP = 25 kA para DPS de neutro* em ligações monofásicas; • IIMP = 50 kA para DPS de neutro* em ligações trifásicas. * Tanto para IIMP quanto para IN, o DPS de neutro é assim denominado por ter

características de suportabilidade diferentes dos DPS utilizados em outros modos de instalação.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Para o cálculo de IN visando a proteção da instalação contra os efeitos indiretos dos raios (surtos induzidos), onde o foco é minimizar surtos já atenuados pela impedância das linhas ou por DPS classe I instalado a montante pode-se utilizar o método do nível de exposição à sobretensões indiretas, provenientes das descargas atmosféricas. F=Td (1,6 + 2LBT + δ) Onde: F - Nível de exposição a surtos provenientes das descargas atmosféricas, Td - Índice ceráunico, LBT - Comprimento, em km, da linha aérea de alimentação da instalação, e δ - Posicionamento, situação e topologia da linha aérea e da edificação: Sendo: δ = 0 - para linha aérea e edificação completamente envolvidas por outras estruturas, δ = 0,5 - para linha aérea e edificação com algumas estruturas próximas ou em situação desconhecida, δ = 0,75 - para linha aérea e edificação em terreno plano ou descampado, δ = 1 - para linha aérea e edificação sobre morro, em presença de água superficial e área montanhosa. Comparando o resultado obtido com os padrões estabelecidos, temse uma referência para o valor IN: - F ≤ 40  IN = 5 kA - 40 < F ≤ 80  IN = 10 kA - F > 80  IN = 20 kA

As correntes nominais mínimas normalizadas pela NBR 5410 são:

Tensão nominal da Instalação V Sistemas trifásicos

220/380

É importante ressaltar que no caso de instalar DPS classe II no primeiro nível de proteção da instalação é prudente que IN tenha valores maiores daqueles que constam da NBR 5410. Esta afirmação tem o objetivo de garantir a efetiva coordenação com outros possíveis DPSs instalados a jusante e com a durabilidade do conjunto (DPS x Instalação), pois a vida útil do DPS classe II, construído com componente(s) semicondutor(es), tipicamente varistor(es), está diretamente ligada a IN. Então, quanto maior IN, em relação ao valor inicialmente dimensionado, maior será a vida útil provável do DPS. Outro fator de grande importância é a relação custo x benefício: a diferença de valor entre um DPS com corrente nominal IN= 10 kA e outro com IN = 20 kA é muito pequena se considerarmos as mesmas condições de exposição e atuação. Então os parâmetros determinantes nessa comparação serão o valor da mão de obra para instalação do DPS, o provável tempo de parada para troca dos dispositivos e o numero de trocas. 9.2.5.6 Instalação e coordenação Determinação do nível de proteção de tensão (UP) Particularizando um trecho da tabela 31 da NBR 5410 (Figura 52) pode-se exemplificar como definir o valor UP para um DPS e ainda entender o conceito do estabelecimento dos níveis de proteção. Ao considerar-se que cada segmento de em uma instalação elétrica deve ter sua característica de suportabilidade a impulso previamente definido pode-se estabelecer que o nível de proteção esteja localizado no ponto de transição entre categorias. No caso da rede externa, quando para proteção dos efeitos diretos causados pelo raio, o primeiro nível de proteção está localizado exatamente no ponto onde os condutores adentram

49

Tensão nominal suportável requerida kV Categoria do produto Produto a ser utilizado em Produto a ser Produtos utilizado na entrada circuitos de Equipamentos especialmente distribuição e de utilização protegidos da instalação circuitos terminais Categoria de suportabilidade a impulso IV III II I 6

4

2,5

1,5

NBR 5410

Tabela 52– Caso particular da tabela 1

• IN = 5 kA, por modo de proteção e • IN = 10 kA para DPS de neutro* em ligações monofásicas; • IN = 20 kA para DPS de neutro* em ligações trifásicas.


Tensão nominal da Instalação V Sistemas trifásicos

220/380

UP

Tensão nominal suportável requerida kV Categoria do produto Produto a ser utilizado em Produto a ser Produtos utilizado na entrada circuitos de Equipamentos especialmente distribuição e de utilização protegidos da instalação circuitos terminais Categoria de suportabilidade a impulso IV III II I U RES

6

1º Nível

UP

U RES

2º Nível

4

UP

U RES

3º Nível

2,5

UP

U RES

1,5

4º Nível

Figura 53 – Determinação de UP e coordenação a suportabilidade de tensão impulsiva

NBR 5410

50

a edificação, o segundo nível de proteção estará localizado onde iniciar-se a distribuição dos circuitos, geralmente o quadro de distribuição principal (QDP), o terceiro nível junto a outros quadros de distribuição secundários (QDS) e assim sucessivamente. Se a proteção visa mitigar efeitos indiretos causados pelos raios, o primeiro nível de proteção estará situado diretamente no QDP, o segundo nível no QDS, etc. Em geral, não há linearidade espacial na determinação dos níveis de proteção. Uma edificação terá tantos primeiros níveis de proteção quantos locais em que conjuntos de condutores metálicos adentrarem a mesma, bem como poderá ter mais de um determinado nível de proteção (2o, 3o, etc.) repetido, dependendo da localização dos circuitos, componentes e equipamentos a serem protegidos. Como o nível de proteção deve obedecer às tensões impulsivas normalizadas e a característica de UP em um DPS é determinada pela tensão que aparecerá a jusante do ponto onde este estiver instalado deduz-se que o DPS deve ter UP igual à categoria de suportabilidade a impulso subsequente ao seu ponto de instalação (Figura 53). A nota 1 contida em 6.3.5.2.4 da NBR 5410 estabelece que quando for instalado um único conjunto de DPSs, no primeiro nível de proteção da instalação, este possua UP compatível com a categoria II para qualquer tensão ou sistema de distribuição. Os conceitos de nível de proteção da instalação e classe do DPS não devem estar diretamente atrelados, por exemplo: • O DPS classe I sempre deve ser instalado no 1º nível de proteção da instalação quando o objetivo for o da proteção contra os efeitos diretos causados pelos raios;

• O DPS classe II também pode ser instalado no 1º nível de proteção da instalação quando o objetivo for o da proteção contra os efeitos indiretos causados pelos raios ou no 2º e demais níveis de proteção da instalação, quando o objetivo for o da proteção contra os efeitos diretos causados pelos raios, e existir um DPS classe I já instalado no 1º nível de proteção. • O DPS classe III funciona como “atenuador local” que regula e praticamente restabelece as condições normais de tensão. Comparado como um “ajuste fino” na proteção está sempre instalado nos últimos níveis de proteção, ou seja, exatamente antes do equipamento, algumas vezes embutido no mesmo. Para a coordenação por tempo considera-se que cada DPS tem um tempo de resposta (atuação) função dos componentes que foram utilizados em sua construção (Figura 54). Geralmente adota-se a seguinte correlação: DPSs com maior capacidade de dissipação de energia levam mais tempo para “sentir” o surto. Essa característica exige que o projetista coordene adequadamente os dispositivos na instalação para que o DPS mais robusto sempre atue primeiro. Para que haja coordenação efetiva os fabricantes adotam distâncias mínimas de condutores entre os níveis de proteção. Quando não existir esta distância mínima recomendada há necessidade da inserção no circuito de um elemento que “atrase” o surto, geralmente indutores ou termistores, a fim de fazer com que o DPS instalado no 1º nível de proteção “sinta” o surto e atue antes do DPS instalado no 2º nível de proteção e assim sucessivamente.


Surto KV 10

5

0

0

20

40

Varistor

Centelhador

Diodo Supressor

V 800

V 800

V 800

600

600

600

400

400

400

200

200

200

0

60μs

0

1

0

2μs

0

100

Indutor

20ns

0

0

100

20ps

Indutor

UN =24V 500ns 10 KA

25ns 2 KA

10ns 0,2 KA

Figura 54 – Coordenação entre DPSs por tempo de atuação

Posicionamento dos DPSs no 1º nível de proteção da instalação Seguindo a classificação das influências externas e análise de riscos, a NBR 5410 divide em duas as possibilidades de instalação do conjunto de DPS no primeiro nível de proteção: • Proteção contra os efeitos indiretos dos raios (surtos induzidos

na linha externa de alimentação ou contra surtos causados por manobra): os DPSs devem ser instalados junto ao ponto de entrada da linha na edificação ou no QDP, localizado o mais próximo possível do ponto de entrada. Simplificando: para a proteção contra os efeitos indiretos é correto instalar os DPSs sempre no QDP (Figura 55);

51

Para surtos induzidos, atenuados por classe I a montante ou em quadros após QDP da instalação e outras linhas de sinais que não de telecomunicações CLASSE II

QDP

DGS BEP

BEP

TAT - NBR 14306

PEN

Figura 55 – Posicionamento do DPS classe II, primeiro nível para surtos induzidos ou no segundo nível com DPS classe I instalado a montante, na rede elétrica de energia

NBR 5410

Infraestrutura de aterramento


Entrada de energia, desde para edificação unifamiliar e que este ponto não esteja situado a mais de 10m do BEP. Aterramentos conectados pelo PEN. - item 6.3.5.2.1, nota 2 CLASSE II

QDP N PE

DGS PE

BEP

TAT

PEN

Aterramento pela fundação

Figura 56 – DPS classe II próximo à medição

52

É admitida apenas uma exceção a essa regra, quando há edificações de uso unifamiliar, atendidas pela rede pública de distribuição em baixa tensão, a barra PE utilizada na caixa da medição deve ser interligada ao BEP, além de essa caixa de medição não distar mais de 10 m do ponto de entrada da instalação na edificação. Nessas condições os DPSs podem ser instalados junto ao barramento na caixa de medição (Figura 56).

• Proteção contra sobretensões provocadas por descargas atmosféricas diretas sobre a edificação ou próximo a ela, surtos conduzidos: os DPSs devem ser instalados especificamente no ponto de entrada da linha na edificação (Figuras 57 e 58). O ponto de entrada da instalação na edificação é definido pela NBR 5410 como o ponto em que o condutor penetra (adentra) a edificação.

SPDA

No QDP, se este estiver nas proximidades do ponto de entrada: descarga direta/ equipotencialização CLASSE I

QDP

DGS

BEP TAT - NBR14306

NBR 5410

PEN

Infraestrutura de aterramento Figura 57 – Posicionamento do DPS classe I, primeiro nível, na rede elétrica de energia. QDP no ponto de entrada.


SPDA

No ponto de entrada: Descarga direta / equipotencialização CLASSE I

QDP

BEP

DGS

BEP TAT - NBR14306

PEN

Infraestrutura de aterramento Figura 58 – Posicionamento do DPS classe I, primeiro nível, na rede elétrica de energia. QDP fora do ponto entrada.

quadro de modo a existir excesso de condutores, as famosas “folgas”, poderão ocorrer seguintes situações de mau funcionamento:

O comprimento dos condutores para a conexão do DPS deve ser o mais curto possível, sem curvas ou laços (Figuras 59 e 60). No primeiro nível de proteção o comprimento total do condutor de ligação (entre condutor vivo, DPS e BEP) não deve exceder 0,5 m. A justificativa dada para a coordenação por tempo pode ser utilizada para explicar esta prescrição. Se nas condições de instalação o DPS for posicionado no

• Excesso de cabo a montante do DPS: atraso no tempo de atuação do dispositivo fazendo com que uma parcela maior de surto passe para o próximo nível de proteção ou para a instalação; • Excesso de cabo a jusante do DPS: dificuldade na dissipação da corrente do surto elevando a energia dissipada (calor) no DPS chegando, em situação extrema, a explodir o dispositivo.

Figura 59 – Comprimento do condutor de interligação do DPS

Figura 60 – Alternativa de aproveitamento do comprimento do condutor de interligação do DPS

53

NBR 5410

9.2.5.7 Conexões entre DPS e a instalação:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS A seção nominal mínima do condutor para interligação do DPS à instalação deve seguir as seguintes prescrições: • Proteção contra os efeitos indiretos causados pelos raios: No mínimo 4 mm2 em cobre ou equivalente; • Proteção os efeitos diretos causados pelos raios: No mínimo 16 mm2 em cobre ou equivalente.

alimentação do circuito. Cuidados especiais com a coordenação devem ser considerados, pois dependendo do caso o condutor de interligação do DPS terá seção inferior ao do alimentador do circuito;

ICC

9.2.5.8 Proteção adicional contra sobrecorrentes: Ao atingir o final de sua vida útil ou por falha interna, há a possibilidade do DPS entrar em curto-circuito permanentemente criando uma falta à terra no ponto de sua instalação no circuito . Prevendo este tipo de situação a NBR 5410 prescreve que o circuito do DPS deverá ser provido de proteção contra curto-circuito instalada a montante. As alternativas de arranjos para instalação desses dispositivos podem permitir, na hipótese de falha do DPS, priorizar a continuidade do serviço ou a continuidade da proteção. Então, os dispositivos de proteção contra sobrecorrentes podem estar posicionados:

54

• Em série com a linha de conexão do DPS, esse dispositivo de proteção também pode ser um desligador interno que, eventualmente, integre o dispositivo, mas que não deve ser confundido com o desligador automático existente nos DPSs à base de varistores que visa prevenir outros danos causados pela “corrente de avalanche” (Figura 61). Deve-se verificar se a capacidade de interrupção (suportabilidade à corrente de curto circuito) desse desligador é compatível com a corrente de curto circuito presumida no ponto de instalação do DPS. Essa ligação assegura continuidade de serviço, mas significa ausência de proteção contra qualquer novo surto que venha a ocorrer antes da troca do DPS;

Figura 62 – DP em série com o carga. Risco de desligamento intempestivo.

• Uma repetição da primeira situação com redundância da proteção. Embora de maior custo esta alternativa minimiza a possibilidade de perda de proteção contra surto em caso de dano em um dos DPSs (Figura 63). Para esta situação os dispositivos devem ter as mesmas características técnicas.

E/I DP 1

DP 2

DPS 1

DPS 2

Figura 63 – Redundância na proteção

NBR 5410

Figura 61 – DP em série com o DPS. Inexistência de proteção caso não haja manutenção preventiva efetiva

• No circuito ao qual está conectado o DPS, corresponde geralmente ao próprio dispositivo de proteção contra sobrecorrentes do circuito (Figura 62). Afeta a continuidade do serviço, uma vez que a atuação do dispositivo de proteção, devido à falha do DPS, interrompe a

O dispositivo de proteção contra sobrecorrentes a ser instalado deve possuir corrente nominal compatível à indicada pelo fabricante do DPS. A capacidade de interrupção (suportabilidade à corrente de curto circuito) deve ser igual ou superior à corrente de curto-circuito presumida no ponto de instalação. A seção nominal dos condutores destinados a conexão entre o dispositivo de proteção contra sobrecorrentes especificamente previsto para eliminar um curto-circuito aos condutores de fase do circuito deve ser dimensionada levando em conta a máxima corrente de curto-circuito possível no local. 9.2.5.9 Condições para coordenação entre DPS e dispositivos DR • Para prevenir desligamentos intempestivos do DR causados por correntes de fuga inerentes ao DPS, especificamente aqueles que


L1 L2 L3

DR

N

DPS

DR não é sensibilizado

ETI PE

Figura 64 – Coordenação entre DR e DPS – Em caso de falha do DPS o DR não sentirá a corrente de fuga.

utilizem componentes semicondutores, quando situados no mesmo nível de proteção, o DPS deve ser instalado a montante do dispositivo DR (Figura 64). • Quando, por qualquer razão, o DPS for posicionado a jusante do dispositivo DR, seja ele instantâneo ou temporizado, deve também possuir imunidade a correntes de surto de, no mínimo, 3 kA (8/20). DR tipo “S” (Figura 65). 9.3 Proteção em linhas de sinal 9.3.1 Localização

Em 6.3.5.3 da NBR 5410, para a proteção de linhas de

sinal (vídeo, dados, telefonia) há algumas prescrições a serem acrescidas àquelas feitas para linhas de energia, porém o vínculo com os barramentos de equipotencialização é fundamental e deve ser mantido: • Linha originária da rede pública de telefonia: deve ser instalado um DPS por linha. Os DPSs devem ter características curto-circuitante e estar localizados no distribuidor geral de sinal (DGS) da edificação onde está o terminal de aterramento de telecomunicações (TAT), como determina a norma NBR 14306. O TAT será ligado ao aterramento através do BEP. O DGS deve estar situado o mais próximo possível do BEP; • Linha externa originária de outra rede pública que não a de telefonia: o DPS, instalado para cada linha de sinal, deve ser localizado junto ao BEP;

55

L1 L2 L3

DR

N

S DPS

Figura 65 – Coordenação entre DR e DPS – DR com imunidade a surtos (Tipo S)

NBR 5410

PE


Instalar 01 DPS por linha de sinal (TV, dados, etc.) QDP

ETI

FONE

DGS

PEN BEP

TAT

Instalar 01 DPS por linha de sinal (Telefonia)

Figura 66 – Indicação do posicionamento dos DPSs de sinal no 1o nível de proteção.

ETI

56

ETI

Figura 67 - Proteção de sinal para comunicação entre edificações.

A Figura 66 ilustra as duas prescrições anteriores.

• Linha que se dirija a outra edificação, a estruturas anexas ou no caso de linha associada à antena externa ou outras estruturas no topo da edificação: o DPS deve ser localizado junto ao BEP, ao BEL, ou ao terminal “terra”, o que estiver mais próximo em cada edificação ou estrutura (Figura 67)

NBR 5410

Os DPSs sempre devem ser conectados na linha de sinal com a referência de equipotencialização mais próxima. Dependendo do posicionamento do DPS, a referência de equipotencialização mais próxima pode ser o BEP, o TAT, o BEL, o condutor PE ou, caso o DPS seja instalado junto a algum equipamento, o terminal conectado à massa desse equipamento. O eletroduto por onde passará o condutor do sinal deve ser metálico, ter continuidade elétrica garantida e suas extremidades interligadas aos eletrodos de aterramento de cada edificação. 9.3.2 Seleção dos DPSs de telefonia Assumindo que o DPS venha a ser instalado no DGS da edificação são especificadas a seguir as características exigíveis dos

DPSs destinados à proteção de linhas de telefonia em par trançado: • O DPS deve ser do tipo comutador de tensão, simples ou combinado (com limitador de sobretensão em paralelo); • Tensão de disparo c.c.: O valor da tensão de disparo c.c. deve ser de no máximo 500 V e, no mínimo, 200 V, quando a linha telefônica for balanceada ou 300 V, quando a linha telefônica não for aterrada (flutuante); • Tensão de disparo impulsiva: O valor da tensão de disparo impulsiva do DPS deve ser de, no máximo, 1 kV; • Corrente de descarga impulsiva: •No mínimo, 5 kA, quando a blindagem da linha telefônica for aterrada, e • No mínimo 10 kA quando a blindagem não for aterrada. • Para condições onde a proteção seja contra os efeitos diretos dos raios, recomenda-se a comparação dos valores de correntes de primeira descarga atmosférica possíveis (já demonstrada para DPS de energia) e a adoção do maior valor. • Corrente de descarga c.a: O valor da corrente de descarga c.a. do DPS deve ser de, no mínimo, 10 A. • Protetor de sobrecorrente: • In do protetor entre 150 mA e 250 mA para a linha telefônica

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS aterrada (balanceada); • In do protetor (opcional) entre 150 mA e 250 mA para quando a linha telefônica for flutuante (não aterrada). • Interligação direta da blindagem ou capa metálica de um cabo de sinal a equipotencialização ou à massa de um equipamento: • Quando a blindagem ou capa metálica de uma linha de sinal for conectada ao BEP, TAT ou à massa de um equipamento através de DPS, este deve ter as seguintes características: • Tipo comutador de tensão; • Tensão disruptiva c.c. entre 200 V e 300 V; • Corrente de descarga impulsiva de no mínimo 10 kA (8/20 µs); • Corrente de descarga c.a. de no mínimo 10 A (60 Hz / 1 s). 9.3.3 Seleção dos DPSs para outros tipos de sinais Os critérios para a seleção de DPS destinados à proteção de outros tipos de linha de sinal devem ser compatibilizados com os fabricantes dos DPSs e dos equipamentos a serem protegidos. Em alguns casos há necessidade de casamento de impedâncias e/ou freqüências. 9.3.4 Falha do DPS de sinal O DPS deve ser do tipo “falha segura”, isto é, deve incorporar proteção cuja atuação provoque curto-circuito da linha de sinal para a terra.

10 Proteção contra quedas e faltas de tensão

11 Proteção das pessoas que trabalham nas instalações elétricas de baixa tensão

Em relação à proteção e segurança das pessoas que trabalham nas instalações elétricas de baixa tensão, devem ser observadas as exigências da norma regulamentadora NR-10, do Ministério do Trabalho e Emprego (ver parte deste guia sobre a NR-10). É importante saber que, sob o ponto de vista legal, a aplicação da NR-10 se sobrepõe à NBR 5410. Como regra geral, os trabalhadores devem utilizar equipamentos de proteção individual que são, no mínimo, os capacetes, óculos de segurança, luvas, detector de tensão e botas. Além disso, os equipamentos de baixa tensão devem ser providos de meios que permitam, quando necessário, o seu isolamento da instalação e devem permitir que a instalação completa ou partes da instalação possam ser isoladas, dependendo das condições operacionais. Isto pode ser realizado, por exemplo, desligando-se seccionadores ou removendo-se elos ou interligações. É importante observar que a instalação completa ou partes das instalações que possam ser energizadas por várias fontes devem ser dispostas de forma que todas as fontes possam ser isoladas. Nos casos em que os terminais de neutro de vários equipamentos estiverem ligados em paralelo, deve ser possível isolá-los individualmente. Para evitar graves choques elétricos, devem ser providos meios para descarregar os equipamentos que ainda possam transferir potencial elétrico mesmo após a sua desconexão da instalação, como, por exemplo, capacitores. É preciso atenção no procedimento de descarregar os capacitores, pois eles podem ser danificados se descarregados pela colocação em curto-circuito dos terminais, antes de decorrido um intervalo (geralmente da ordem de 1 minuto) após a retirada do potencial. Deve-se sempre utilizar resistores de valores apropriados para realizar a descarga com segurança para o pessoal e o equipamento. Para eliminar o risco de reenergização indevida que possa colocar as pessoas em situações perigosas, sempre que partes removíveis, como, por exemplo, os fusíveis, são utilizadas para a desconexão da instalação completa ou parte dela e são substituídas por coberturas ou barreiras, estas devem ser montadas de tal

57

NBR 5410

A proteção contra quedas e faltas de tensão é tratada em 5.5 da NBR 5410. O termo “queda de tensão” nesta parte da norma refere-se à caída (diminuição) de tensão em tempos relativamente curtos, chamados de subtensão, e não deve ser confundido com a queda de tensão nos circuitos causada pela impedância dos componentes da instalação. Tanto a subtensão quanto a falta total de tensão são problemas importantes relativos à qualidade de energia nas instalações elétricas (ver parte 22 deste guia). Devem ser tomadas precauções para evitar que uma subtensão ou uma falta total de tensão, associada ou não ao posterior restabelecimento desta tensão, venha a causar perigo para as pessoas ou danos a uma parte da instalação, a equipamentos de utilização ou aos bens em geral. Em particular, os motores elétricos trifásicos de baixa tensão podem ter seu funcionamento bastante prejudicado no caso de redução significativa ou falta total de tensão em uma de suas fases. O uso de dispositivos de proteção contra subtensões e faltas totais de tensão pode não ser necessário se os danos a que a instalação e os equipamentos estão sujeitos, nesse particular, representarem um risco aceitável e desde que não haja perigo para as pessoas. Essa avaliação de risco deve ser feita pelo projetista em conjunto com o responsável pela obra para que sejam (ou não) aplicadas as medidas de proteção necessárias.

Para proteção contra subtensões ou faltas totais de tensão podem ser usados, por exemplo, relés ou disparadores de subtensão (função ANSI 27) atuando sobre contatores ou disjuntores; ou contatores providos de contato auxiliar de autoalimentação. A atuação dos dispositivos de proteção contra subtensões e faltas de tensão pode ser temporizada, se o equipamento protegido puder admitir, sem inconvenientes, uma falta ou queda de tensão de curta duração. Se forem utilizados contatores, a temporização na abertura ou no fechamento não deve, em nenhuma circunstância, impedir o seccionamento instantâneo imposto pela atuação de outros dispositivos de comando e proteção. Quando o religamento de um dispositivo de proteção for suscetível de causar uma situação de perigo, esse religamento não deve ser automático.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS forma que a sua remoção somente possa ser executada com o uso de ferramenta apropriada. Os equipamentos que são operados manualmente devem permitir o uso de dispositivos de travamento mecânico, tais como cadeados, para evitar o seu religamento indevido. As pessoas que trabalham nas instalações elétricas devem possuir e saber utilizar dispositivos (fixos ou portáteis) para a verificação do estado de desenergização em todos os pontos onde o trabalho for realizado. Cada parte de uma instalação que possa ser isolada de outras partes deve possuir dispositivos que permitam o seu aterramento e curto-circuito, evitando assim os riscos de choques elétricos para os operadores. Além disso, equipamentos como, por exemplo, transformadores e capacitores devem ser providos de meios para seu aterramento e curto-circuito no ponto de sua instalação.

12 Serviços de segurança

12.2 Fontes de segurança

Os serviços de segurança são tratados na NBR 5410 nos itens indicados na Tabela 17. Tabela 17: Itens da NBR 5410 sobre serviços de segurança Prescrições fundamentais



3.5

4.1.6 / 4.2.4

6.6

12.1 Definições

NBR 5410

58

Pode-se definir sistema de alimentação elétrica para serviços de segurança como um sistema de alimentação previsto para manter o funcionamento de equipamentos e instalações essenciais à segurança das pessoas, à salubridade e/ou quando exigido pela legislação, para evitar danos significativos ao meio ambiente ou a outros materiais . São exemplos de serviços de segurança: a iluminação de segurança (iluminação de emergência), bombas de incêndio, elevadores para brigada de incêndio e bombeiros, sistemas de alarme, como os de incêndio, fumaça, CO e intrusão, sistemas de exaustão de fumaça, equipamentos médicos essenciais. As instalações de segurança devem observar também, no que for pertinente, a legislação referente a edificações, os códigos de segurança contra incêndio e pânico e outros códigos de segurança aos quais a edificação e/ou as atividades nela desenvolvidas possam estar sujeitas. Um sistema de alimentação de segurança é constituído por

Figura 68 - Componentes de um sistema de segurança

uma fonte, por circuitos, chamados de circuitos de segurança, que vão até os terminais dos equipamentos de utilização e, em certos casos, incluem os próprios equipamentos alimentados (Figura 68). Os sistemas de alimentação elétrica de reserva, opcionais, são previstos para manter o funcionamento da instalação ou de partes da instalação no caso de interrupção da alimentação normal, por razões outras que a segurança das pessoas. São casos nos quais a interrupção da alimentação elétrica pode causar situações de desconforto ou prejudicar atividades comerciais e industriais, como por exemplo, equipamentos de processamento de dados, comunicação, ar-condicionado, equipamentos industriais, etc. A NBR 5410 não inclui prescrições sobre sistemas de alimentação de reserva.

Nas instalações de segurança e de reserva, podem ser usados como fontes: (a) baterias: são utilizadas na alimentação de equipamentos de potência relativamente pequena, por tempos relativamente curtos. É o caso, por exemplo, da utilização em sistemas de iluminação de segurança (emergência). (b) geradores independentes da alimentação normal: são usados na alimentação de equipamentos de segurança de maior potência, por tempos relativamente longos. São os casos, por exemplo, de bombas de incêndio, elevadores para brigada de incêndio e bombeiros, sistemas de alarme, sistemas de exaustão de fumaça, equipamentos médicos essenciais, dentre outros. (c) ramais separados da rede de distribuição, efetivamente independentes da alimentação normal: trata-se de um ramal da rede de distribuição da concessionária, totalmente separado física e eletricamente do ramal normal de alimentação da instalação. A separação visa a minimizar as possibilidades de interrupções simultâneas. As entradas dos dois ramais devem ser separadas e sua alimentação deve provir de transformadores separados ou mesmo de subestações diferentes. (d) sistemas especiais: são os chamados sistemas de energia ininterrupta, também designados pela sigla UPS (Uninterruptible

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Power Supply), ou ainda conhecido no Brasil por “no-breaks”. Devem ser utilizados em alimentações críticas como, por exemplo, centros cirúrgicos, UTIs, torres de controle de vôo, centros de processamento de dados, nos sistemas de controle de processos industriais contínuos, etc. As fontes de segurança e as de reserva devem ser adequadamente selecionadas em função do serviço a que se destinam e das características dos equipamentos de utilização a serem alimentados, uma vez que deverão manter a alimentação pelo tempo necessário à eliminação do problema surgido com a fonte normal. Devem ser instaladas como equipamentos fixos, em locais acessíveis apenas a pessoas advertidas (BA4) ou qualificadas (BA5) e de tal modo que não sejam afetadas por falha de fonte normal. Observe que o local de instalação das fontes deve ser suficientemente ventilado, de maneira a evitar que gases ou fumos delas provenientes possam penetrar em áreas ocupadas por pessoas. Uma fonte de segurança só pode ser utilizada para outros serviços que não os de segurança se isso não comprometer sua disponibilidade para os serviços de segurança. As alimentações das instalações de segurança, segundo a NBR 5410, podem ser: • não automáticas, quando sua ligação é realizada por um operador, e • automáticas, quando sua ligação não depende da intervenção de um operador. Preferencialmente, as instalações de segurança devem ser alimentadas automaticamente. As alimentações automáticas podem ser classificadas em função da duração da comutação, como segue: • sem interrupção: quando a alimentação pode ser garantida de modo contínuo, nas condições especificadas durante o período de transição, por exemplo, no que diz respeito às variações de tensão e freqüência; • com interrupção muito breve: quando a alimentação fica indisponível em até 0,15 segundo; • com interrupção breve: quando a alimentação fica indisponível em até 0,5 segundo; • com interrupção médio: quando a alimentação fica indisponível em, no máximo, 15 segundos; • com interrupção longo: quando o tempo de comutação é superior a 15 segundos.

Nas instalações de segurança, os circuitos devem ser independentes física e eletricamente dos circuitos ‘normais’ da instalação. Isso significa que nenhuma falta, intervenção ou modificação em circuito não pertencente aos serviços de segurança deve afetar o funcionamento do(s) circuito(s) dos serviços de segurança. Para tanto, pode ser necessário separar os circuitos dos serviços de segurança dos demais circuitos, mediante materiais resistentes ao fogo, condutos e/ou percursos distintos. As linhas elétricas contendo circuitos de serviços de segurança não devem atravessar locais com riscos de incêndio (BE2), a menos que elas sejam resistentes ao fogo. As linhas não devem atravessar, em nenhuma hipótese, locais com riscos de explosão (BE3). Os cabos elétricos devem ser considerados componentes críticos de uma instalação de segurança, uma vez que são os responsáveis pela alimentação dos equipamentos de segurança que ficam espalhados pela obra. Desta forma, é fundamental que os cabos mantenham seu funcionamento mesmo sob condições de incêndio. Não há sentido em ter uma fonte de segurança que alimenta a instalação por, digamos duas horas, se os cabos não resistirem a um incêndio por mais de três ou quatro minutos. Numa situação como esta, todos os equipamentos que deveriam permanecer em operação para garantir a segurança das pessoas deixaria de funcionar, apesar da fonte ter capacidade de alimentá-los. Desta forma, embora não obrigatório pela norma, deveria ser considerada a possibilidade do emprego nos circuitos de segurança dos chamados cabos para circuitos de segurança, que suportam os efeitos da exposição ao fogo, por um tempo adequado, sem perder suas propriedades elétricas, mantendo a continuidade da alimentação dos equipamentos de segurança. Os cabos para circuito de segurança devem atender a norma NBR 10301.

59

12.4 Proteções Os circuitos de segurança devem ser protegidos contra corrente de curto-circuito, podendo ser omitida a proteção contra correntes de sobrecarga, se a perda da alimentação representar um perigo maior do que a perda do circuito. Por exemplo, numa situação de incêndio, é mais importante manter o circuito de alimentação da bomba de incêndio funcionando, mesmo que em sobrecarga, do que interromper o funcionamento da bomba pelo desligamento da proteção. No que se refere à proteção contra choques elétricos, a parte da instalação representada pelos serviços de segurança (fontes, linhas e equipamentos alimentados) deve ser, preferencialmente, objeto de medida que não implique seccionamento automático da alimentação na ocorrência de uma falta. Se os serviços de segurança forem concebidos, eletricamente, como um esquema IT, o conjunto deve ser provido de dispositivo supervisor de isolamento (DSI).

NBR 5410

Para os serviços de segurança destinados a funcionar em condições de incêndio (bomba de incêndio, iluminação de emergência, etc.), deve ser selecionada uma fonte de segurança que possa manter a alimentação pelo tempo adequado e todos os componentes do sistema devem apresentar adequada resistência ao fogo, seja construtivamente, seja por meio de disposições equivalentes quando de sua instalação.

12.3 Circuitos de segurança


13 Seleção e instalação dos componentes Na seção 6 da NBR 5410 são apresentadas inúmeras prescrições relativas à seleção e instalação dos mais diversos componentes de uma instalação elétrica de baixa tensão, que são estruturadas conforme indicado na Figura 69.

Figura 69 - Estrutura da NBR 5410 para prescrições de seleção e instalação de componentes

13.1 Prescrições comuns a todos os componentes da instalação

60

13.1.1 Normas técnicas A escolha do componente e sua instalação devem permitir que sejam obedecidas as medidas de proteção para garantir a segurança, as prescrições para garantir um funcionamento adequado ao uso da instalação e as prescrições apropriadas às condições de influência externas previsíveis, conforme 4.7 deste Guia. Todos os componentes da instalação de média tensão devem satisfazer as normas brasileiras da ABNT que lhes sejam aplicáveis e, quando elas não existirem, devem atender as normas IEC e ISO. Conforme 6.1.2.2 da NBR 5410, quando não houver normas NBR, IEC e ISO, os componentes devem então ser selecionados através de acordo entre o projetista e o instalador. Nestes casos é comum a utilização de normas regionais (MERCOSUL, COPAN, CANENA, CENELEC, etc.) ou estrangeiras, tais como normas americanas (NEMA, UL, ANSI, IEEE, etc.), alemãs (DIN, VDE, etc.), francesas (NF C), italianas (CEI), dentre outras.

NBR 5410

13.1.2 Condições de serviço Em relação às condições de serviço (operação) da instalação elétrica de baixa tensão, a norma estabelece requisitos sobre a escolha adequada dos componentes em relação à tensão, corrente, frequência, potência e compatibilidade entre eles. No caso da tensão, em 6.1.3.1.1 é prescrito que os componentes devem ser adequados à tensão nominal (valor eficaz em corrente alternada) da instalação, acrescentado que, se numa instalação que utiliza o esquema IT o condutor neutro for distribuído, os

componentes ligados entre uma fase e o neutro devem ser isolados para a tensão entre fases. Em relação à corrente, os componentes devem ser escolhidos considerando-se a corrente de projeto (valor eficaz em corrente alternada) que possa percorrê-los em serviço normal. Deve-se igualmente considerar a corrente suscetível de percorrê-los em condições anormais (sobrecarga e curto-circuito), levando-se em conta a duração da passagem de uma tal corrente, em função das características de funcionamento dos dispositivos de proteção. Caso a frequência tenha alguma influência sobre as características dos componentes, então a frequência nominal do componente deve corresponder à frequência da corrente no circuito pertinente. Atenção especial deve ser dada à presença acentuada na instalação de frequências harmônicas que possam causar perturbações. Sobre a potência, obviamente os componentes devem ser adequados às condições normais de serviço, considerando os regimes de carga que possam ocorrer durante a operação. Em 6.1.3.1.5, a norma indica que os componentes devem ser escolhidos de modo a não causar, em serviço normal, quaisquer efeitos prejudiciais, quer aos demais componentes, quer à rede de alimentação, incluindo condições de manobra. Cuidados específicos em relação à oxidação devem ser observados no caso do emprego de condutores de alumínio. 13.1.3 Influências externas De acordo com 6.1.3.2.1, os componentes devem ser selecionados e instalados de acordo com as prescrições da tabela 32 da norma, aqui reproduzida como Tabela 18. Esta tabela indica as características dos componentes em função das influências externas a que podem ser submetidos, as quais são determinadas, seja por um grau de proteção, seja por conformidade com ensaios. Quando um componente não possuir, por construção, as características correspondentes às influências externas do local, ele pode ser utilizado sob a condição de que seja provido, por ocasião da execução da instalação, de uma proteção complementar apropriada. Esta proteção não pode afetar as condições de funcionamento do componente protegido. Dentre muitos exemplos desta proteção complementar, citam-se a instalação de barreiras ao redor dos componentes ou abrigá-los em invólucros adequados, usar ventilação, refrigeração ou aquecimento forçados de ar no local onde o componente está instalado, etc. Na prática, em todas as instalações, existem diferentes influências externas se produzem simultaneamente, sendo que seus efeitos podem ser independentes ou influenciar-se mutuamente. Nestes casos, os graus de proteção devem ser escolhidos de modo a satisfazer todas as condições. Na leitura da Tabela 18 (tabela 24 da norma), a palavra “normal” que figura na terceira coluna significa que o componente deve satisfazer, de modo geral, as Normas Brasileiras aplicáveis ou, na sua falta, as normas IEC e ISO ou outras que foram acordadas entre o projetista e o instalador. As características dos componentes necessárias para atender aos requisitos da Tabela 18 devem constar das informações técnicas fornecidas pelos fabricantes.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 18 - Características dos componentes da instalação em função das influências externas

Código

Características exigidas para seleção e instalação dos componentes

Influências externas

Referências

A - Condições ambientais (4.2.6.1)

AA - Temperatura ambiente (4.2.6.1.1) Faixas de temperatura

Limite inferior °C

Limite superior °C +5

Componentes projetados especialmente para a aplicação ou medidas

AA2

-40

+5

adequadas1)

AA3

-25

+5

AA4

-5

+40

Normal (em certos casos podem ser necessárias precauções especiais)

AA5

+5

+40

Normal

AA6

+5

+60

Componentes projetados especialmente para a aplicação

-60

AA1

ou medidas adequadas1) AA7

-25

+55

Componentes projetados especialmente para a aplicação ou medidas

AA8

-50

+40

adequadas1)

AB - Condições climáticas do ambiente (4.2.6.1.2)

AB4 AB5 AB6 AB7 AB8

Limite superior

+5

3

100

0,003

7

-40

+5

10

100

0,1

7

-25

+5

10

100

0,5

7

-5

+40

5

95

1

29

+5

+40

5

85

1

25

+5

+60

10

100

1

35

-25

+55

10

100

0,5

29

-50

+40

15

100

0,04

36

Limite inferior

Limite superior

AB3

Umidade absoluta g/m2 Limite inferior

AB2

Umidade relativa %

-60

Limite inferior AB1

Limite superior

Temperatura do ar °C

Requer medidas adequadas ²) Requer medidas adequadas ²) Requer medidas adequadas ²) Normal Normal Requer medidas adequadas ²) Requer medidas adequadas ²) Requer medidas adequadas ²)

61

AC - Altitude (4.2.6.1.3) AC1

≤ 2 000 m

AC2

> 2 000 m

Normal Podem ser necessárias precauções especiais, como a aplicação de fatores de correção NOTA Para certos componentes podem ser necessárias medidas especiais

AD - Presença de água (4.2.6.1.4)

a partir de 1000 m)

AD1

Desprezível

IPX0

AD2

Gotejamento

IPX1 ou IPX2

AD3

Precipitação

IPX3

AD4

Aspersão

IPX4

AD5

Jatos

IPX5

AD6

Ondas

IPX6

AD7

Imersão

IPX7

AD8

Submersão

IPX8

AE1

Desprezível

IP0X

AE2

Pequenos objetos (2,5 mm)

IP3X

AE3

Objetos muito pequenos (1 mm)

IP4X

AE4

Poeira leve

AE5

Poeira moderada

AE6

Poeira intensa

IP5X caso a penetração de poeira não prejudique o funcionamento do componente

IP6X caso a poeira não deva penetrar no componente IP6X

AF - Presença de substâncias corrosivas ou poluentes (4.2.6.1.6) Desprezível

AF2

Agentes atmosféricos

AF3

Intermitente

Normal

Conforme a natureza dos agentes Proteção contra corrosão definida pelas especificações dos componentes Componentes especialmente concebidos, conforme a natureza dos agentes

NBR 5410

AF1

AE - Presença de corpos sólidos (4.2.6.1.5)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Código AF4


Influências externas Permanente

Referências

Normal. Por exemplo, componentes para uso doméstico e análogo

AG1

AG - Choques mecânicos (4.2.6.1.7) Fracos

Normal. Por exemplo, componentes para uso doméstico e análogo

IEC 60721-3-3:2002, classes 3M1/3M2/3M3 e IEC 60721-3-4:1987, classes 4M1/4M2/4M3

AG2

Médios

Componentes para uso industrial, quando aplicável, ou proteção reforçada

IEC 60721-3-3:2002, classes 3M4/3M5/3M6 e IEC 60721-3-4:1987, classes 4M4/4M5/4M6

AG2

Severos

Proteção reforçada

IEC 60721-3-3:2002, classes 3M7/3M8 e IEC 60721-3-4:1987, classes 4M7/4M8

AH - Vibrações (4.2.6.1.7) Fracas

Normal

AH2

Médias

Componentes projetados especialmente para a aplicação, ou

AH3

Severas

medidas adequadas1)

AH1

AK1 AK2

AK - Presença de flora ou mofo (4.2.6.1.8) Desprezîvel

Normal

Prejudicial

Proteções especiais, tais como: - grau de proteção aumentado (ver AE) - componentes especiais ou revestimentos protegendo os invólucros

62

- medidas para evitar a presença de flora AL1

AL - Presença de fauna (4.2.6.1.9) Desprezîvel

Normal A proteção pode compreender: - grau de proteção adequado contra a penetração de corpos sólidos (ver AE)

AL2

Prejudicial

- resistência mecânica suficiente (ver AG) - precauções para evitar a presença da fauna (como limpeza, uso de pesticidas) - componentes especiais ou revestimentos protegendo os invólucros

AM - Influências eletromagnéticas, eletrostáticas ou ionizantes (4.2.6.1.10) AM1 - Harmônicas e inter-harmônicas (4.2.6.1.10) AM1-1

Nível controlado

Devem ser tomadas precauções para que a situação controlada não

Inferior à tabela 1 da

seja prejudicada

IEC 61000-2-2:2002 De acordo com a

AM1-2

Nível normal

tabela 1 da

Medidas especiais no projeto da instalação, tais como filtros

IEC 61000-2-2:2002 Localmente superior

AM1-3

Nível alto

à tabela 1 da IEC 61000-2-2:2002

AM2 - Tensões de sinalização (4.2.6.1.10) AM2-1

Nível controlado

Circuitos de bloqueio, por exemplo

Inferior aos especi ficados abaixo

Nível médio

Sem requisitos adicionais

IEC 61000-2-2

AM2-2

NBR 5410

AM2-3 AM3-1 AM3-2 AM4

IEC 61000-2-1 e

Nível alto

Requer medidas adequadas

AM3 - Variações de amplitude da tensão (4.2.6.1.10) Nível controlado Nível normal

AM4 - Desequilíbrio de tensão (4.2.6.1.10) Nível normal

Ver 5.4 e 5.5 De acordo com a IEC 61000-2-2

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Código


Influências externas AM5 - Variações de freqüência (4.2.6.1.10)

AM5

Nível normal

Referências ± 1 Hz de acordo com a IEC 61000-2-2

AM6

AM6 - Tensões induzidas de baixa freqüência (4.2.6.1.10) Sem classificação

Ver 5.4.3 - Alta suportabilidade dos sistemas de sinalização e comando de

ITU-T

dispositivos de manobra AM7

AM7 - Componentes contínuas em redes c.a. (4.2.6.1.10) Sem classificação

AM8 - Campos magnéticos radiados (4.2.6.1.10) AM8-1

Nível médio

Medidas para limitar seu nível e duração nos equipamentos de utilização ou em suas proximidades Normal

Nível 2 da IEC 61000-4-8:2001

AM8-2

Nível alto

Proteção por medidas adequadas, tais como blindagem e/ou separação

AM9 - Campos elétricos (4.2.6.1.10) AM9-1

Nível desprezível

AM9-2

Nível médio

Ver IEC 61000-2-5

AM9-3

Nível alto

Ver IEC 61000-2-5

Nível muito alto

Ver IEC 61000-2-5

AM9-4 AM21

Normal

AM21 - Tensões ou correntes induzidas oscilantes (4.2.6.1.10) Sem classificação

Nível 4 da IEC 61000-4-8:2001

Normal

IEC 61000-2-5

IEC 61000-4-6

AM22 - Transitórios unidirecionais conduzidos, na faixa do nanossegundo (4.2.6.1.10) AM22-1

Nível desprezível

Requer medidas de proteção (ver 4.2.6.1.10)

Nível 1 da IEC 61000-4-4:2004

AM22-2

Nível médio

Requer medidas de proteção (ver 4.2.6.1.10)

Nível 2 da IEC 61000-4-4:2004

AM22-3

Nível alto

Equipamento normal

Nível 3 da IEC 61000-4-4:2004

AM22-4

Nível muito alto

Equipamento de alta imunidade

Nível 4 da

63

IEC 61000-4-4:2004 AM23-1

AM23 - Transitórios unidirecionais conduzidos, na faixa do micro ao milissegundo (4.2.6.1.10) Nível controlado

AM23-2

Nível médio

AM23-3

Nível alto

Suportabilidade a impulsos dos componentes e proteção contra sobretensões, levando-se em conta a tensão nominal da instalação e a

4.2.6.1.12, 5,4.2 e 6.3.5

categoria de suportabilidade, de acordo com 5.4.2

AM24 - Transitórios oscilantes conduzidos (4.2.6.1.10)

AM24-1

Nível médio

Ver IEC 61000-4-12

IEC 61000-4-12

AM24-2

Nível alto

Ver IEC 60255-22-1

IEC 60255-22-1

AM25 - Fenômenos radiados de alta freqüência (4.2.6.1.10) AM25-1

Nível desprezível

Nível 1 da IEC 61000-4-3:2002

AM25-2

Nível médio

Normal

Nível 2 da IEC 61000-4-3:2002

AM25-3

Nível alto

Nível reforçado

Nível 3 da IEC 61000-4-3:2002

AM31-1

AM31 - Descargas eletrostáticas (4.2.6.1.10) Nível baixo

Normal

Nível 1 da IEC 61000-4-2:2001

AM31-2

Nível médio

Normal

Nível 2 da IEC 61000-4-2:2001

AM31-3

Nível alto

Normal

Nível 3 da IEC 61000-4-2:2001

AM31-4

Nível muito alto

Reforçada

Nível 4 da IEC 61000-4-2:2001

Proteções especiais, tais como distanciamento da fonte, interposição de AM41-1

Sem classificação

blindagens, invólucro de materiais especiais

NBR 5410

AM41 - Radiações ionizantes (4.2.6.1.10)




Referências

AN - Radiação solar (4.2.6.1.11) AN1

Desprezível

AN2

Média

Normal

IEC 60721-3-3

Requer medidas adequadas ²)

IEC 60721-3-3

Requer medidas adequadas ²), tais como: AN3

Alta

– componentes resistentes à radiação ultravioleta

IEC 60721-3-4

– revestimento de cores especiais – interposição de anteparos AQ1

AQ - Descargas atmosféricas (4.2.6.1.12) Desprezíveis

AQ2

Indiretas

AQ3

Diretas

Normal Ver 5.4.2 e 6.3.5 Ver 5.4.2 e 6.3.5 Quando aplicável, a proteção contra descargas atmosféricas deve ser conforme ABNT NBR 5419

AR - Movimentação do ar (4.2.6.1.13) Normal

AR1

Desprezível

AR2

Média


AR3

Forte


AS1

AR - Movimentação do ar (4.2.6.1.13) Desprezível

Normal

AS2

Médio


AS3

Forte


B - Utilização (4.2.6.2) BA1 BA2

BA - Competência de pessoas (4.2.6.2.1) Comuns

Normal

Crianças

Componente com grau de proteção superior a IP2X Componentes com temperaturas de superfície externa superiores a 80oC (60oC para creches e locais análogos) devem ser inacessíveis

64

BA3

Incapacitadas

BA4

Advertidas

BA5

Qualificadas

Conforme a natureza da deficiência Componentes não protegidos contra contatos diretos admitidosapenas em locais de acesso restrito a pessoas devidamente autorizadas

BB - Resistência elétrica do corpo humano (4.2.6.2.2) Alta

Normal

BB2

Normal

Normal

BB3

Baixa

Medidas de proteção adequadas (ver 5.1 e seção 9 e anexo C)

BB4

Muito baixa

Medidas de proteção adequadas (ver 5.1 e seção 9 e anexo C)

BB1

BC1

BC - Contatos das pessoas com o potencial da terra (4.2.6.2.3) Nulo

Condição excepcional, não considerada, na prática, para seleção dos componentes.

BC2

Raros

Componentes classes I, II e III

BC3

Freqüente

Componentes classes I, II e III

Contínuo

Medidas especiais

BC4 BD1 BD2

BD - Fuga das pessoas em emergências (4.2.6.2.4) Normal

IEC 61140:2001

Normal

Longa

BD3

Tumultuada

BD4

Longa e tumultuada

Ver 5.2.2.2

BE - Natureza dos materiais processados ou armazenados (4.2.6.2.5)

BE1

Riscos desprezíveis

BE2

Riscos de incêndio

Normal Componentes constituídos de materiais não-propagantes de chama. Precauções para que uma elevação significativa da temperatura ou uma centelha no componente não possa provocar incêndio

NBR 5410

externamente BE3

Riscos de explosão

BE4

Riscos de contaminação

Componentes adequados para atmosferas explosivas Medidas adequadas, tais como: – proteção contra fragmentos de lâmpadas e de outros objetos frágeis – anteparos contra radiações prejudiciais, como infravermelhas e ultravioletas

5.2.2.3




Referências

C - Construção das edificações (4.2.6.3) CA - Materiais de construção (4.2.6.3.1) CA1

Não-combustíveis

CA2

Combustíveis

CB1 CB2

Normal Ver 5.2.2.4

CB - Estrutura das edificações (4.2.6.3.2) Riscos desprezíveis

Normal

Sujeitas a propagação de incêndio

NOTA Componentes constituídos de materiais não-propagantes de

5.2.2.5

chama, inclusive de origem não elétrica. Barreiras corta-fogo CB3

Sujeitas a movimentação

CB4

Flexíveis ou instáveis

NOTA Podem ser previstos detectores de incêndio. Juntas de contração ou de expansão nas linhas elétricas (em estudo)

1) Podem ser necessárias precauções suplementares (por exemplo, lubrificação especial). 2) Medidas especiais devem ser acordadas entre o projetista da instalação e o fabricante do componente, por exemplo, componentes especialmente concebidos para a aplicação.

13.1.4 Identificação dos componentes A identificação dos componentes de uma instalação elétrica é uma das exigências da Norma Regulamentadora NR-10 (vide item 3.4.6 do Guia NR-10). Esse assunto também é tratado em 6.1.5 da NBR 5410, ao prescrever que, genericamente, as placas indicativas ou outros meios adequados de identificação devem permitir identificar a finalidade dos dispositivos de comando e proteção, a menos que não exista qualquer possibilidade de confusão. Se o funcionamento de um dispositivo não puder ser observado pelo operador e disso puder resultar perigo, uma placa indicativa, ou um dispositivo de sinalização, deve ser colocado em local visível ao operador.

Os dispositivos de proteção devem estar dispostos e identificados de forma que seja fácil reconhecer os respectivos circuitos protegidos. As posições de “fechado” e “aberto” dos equipamentos de manobra de contatos não visíveis devem ser indicadas por meio de letras e cores, devendo ser adotada a seguinte convenção: I (ou L) – vermelho: contatos fechados; O (ou D) – verde: contatos abertos. Embora o assunto não seja tratado na NBR 5410, para evitar enganos que podem colocar as pessoas e as instalações sob risco, é conveniente convencionar-se que, nas as chaves seccionadoras, a posição da alavanca ou punho de manobra para baixo deve

65

I (ou L)

O (ou D)

Figura A - Convenção da posição da alavanca

(B) - Convenção da posição dos cabos e barramentos

NBR 5410

Figura 70 – Convenção da posição de entrada dos cabos ou barramentos


Figura 71 – Identificação dos dispositivos de proteção

corresponder ao equipamento desligado (Figura 70 a). Nos demais componentes, é conveniente convencionar que os cabos ou barramentos provenientes do lado da fonte devem estar conectados sempre nos bornes superiores de entrada (Figura 70 b). 13.1.5 Identificação dos dispositivos de proteção

66

Os dispositivos de proteção devem ser dispostos e identificados de forma que seja fácil reconhecer os respectivos circuitos protegidos (Figura 71). 13.1.6 Documentação da instalação

NBR 5410

A documentação de uma instalação elétrica é uma das exigências da Norma Regulamentadora NR-10 (vide item 2 do Guia NR-10). Esse assunto também é tratado em 6.1.8 da NBR 5410, que determina que a instalação de baixa tensão deve ser executada a partir de projeto específico e deve conter no mínimo a seguinte documentação: plantas; esquemas (unifilares e outros que se façam necessários); detalhes de montagem, quando necessários; memorial descritivo; especificação dos componentes: e uma descrição sucinta do componente, características nominais e normas a que devem atender; parâmetros de projeto (correntes de curto-circuito, queda de tensão, fatores de demanda considerados, temperatura ambiente etc.). Para facilitar a operação e manutenção, é imprescindível que, depois de concluída a instalação, toda a documentação indicada anteriormente seja revisada de acordo com o que foi executado (projeto “como construído” ou “as built”). Manual do usuário De acordo com 6.1.8.3, as instalações para as quais não se prevê equipe permanente de operação, supervisão e/ou manutenção, composta por pessoal advertido ou qualificado

(BA4 ou BA5), devem ser entregues acompanhadas de um manual do usuário, redigido em linguagem acessível a leigos, que contenha, no mínimo, os seguintes elementos: a) esquema(s) do(s) quadro(s) de distribuição com indicação dos circuitos e respectivas finalidades, incluindo relação dos pontos alimentados, no caso de circuitos terminais; b) potências máximas que podem ser ligadas em cada circuito terminal efetivamente disponível; c) potências máximas previstas nos circuitos terminais deixados como reserva, quando for o caso; d) recomendação explícita para que não sejam trocados, por tipos com características diferentes, os dispositivos de proteção existentes no(s) quadro(s). São exemplos de tais instalações as de unidades residenciais, de pequenos estabelecimentos comerciais, etc. A seguir é apresentado, apenas como exemplo, um modelo de manual do usuário de um suposto apartamento tipo. É importante lembrar que a linguagem do manual deve ser básica, possível de ser entendida por leigos em eletricidade. Por exemplo, mesmo com o prejuízo da perda de rigor técnico, devem ser evitadas palavras tais como potência aparente, potência reativa, fator de potência, corrente de curto-circuito presumida, corrente diferencial-residual, etc.

Manual

do

Usuário de Instalações Elétricas Apartamento Tipo

do

1. Identificação da obra e responsáveis: Obra: Edifício X Endereço: Rua ........... Construtora: YYYY Instaladora: ZZZ

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Projetista Elétrico: WWWW Manual do Usuário elaborado por: RRRR 2. Apresentação: Este Manual de Instalações Elétricas, doravante designado por Manual, é parte integrante da documentação da instalação exigida pela norma NBR 5410 publicada pela Associação Brasileira de Normas Técnicas. Este Manual tem por objetivo prover ao usuário da instalação elétrica identificada no item anterior as informações e recomendações essenciais relativas à operação e manutenção da instalação de forma a garantir o adequado, eficiente e seguro funcionamento da mesma, preservando assim a segurança das pessoas e animais domésticos, bem como a conservação dos bens e integridade do patrimônio. 3. Advertências: Antes de utilizar a instalação elétrica deste apartamento pela primeira vez, realizar qualquer intervenção na mesma ou ligar novos aparelhos e equipamentos eletroeletrônicos, consulte este Manual. Em caso de dúvida, consulte sempre um profissional de instalações elétricas devidamente habilitado e qualificado. Tenha sempre em mente que cada componente elétrico e, por conseqüência, a instalação elétrica como um todo, tem limites máximos de potência de utilização. Quando ultrapassados estes limites, os componentes em geral podem apresentar alterações de funcionamento e aquecimentos excessivos, os quais reduzem significativamente a vida útil dos componentes e, em certas condições, podem acarretar sua destruição, colocando todo o meio ao seu redor em situação de risco de incêndios, explosões, choques elétricos, queimaduras, etc. Para evitar estes problemas, ou minimizá-los substancialmente, a instalação elétrica conta com dispositivos de proteção tais como disjuntores, dispositivos DRs, condutores de proteção (fio terra) e outros que, em hipótese alguma, devem ser substituídos por outros de características diferentes ou removidos sem a aprovação de um profissional de instalações elétricas devidamente habilitado e qualificado. 4. Grandezas elétricas fundamentais Para a correta compreensão de algumas informações contidas adiante neste Manual, é importante identificar algumas grandezas elétricas fundamentais que estão presentes nas instalações elétricas, a saber:

• Corrente elétrica: também conhecida por “amperagem”, é a grandeza que representa o movimento de eletricidade dentro de um componente ou equipamento elétrico. Ela é medida em “ampères”. Por exemplo, existem disjuntores elétricos de 10 ampères, 20 ampères, 50 ampères, etc. Assim como tomadas de 10 ampères e 20 ampères. • Potência elétrica: é o número resultante da multiplicação de uma tensão elétrica por uma corrente elétrica. Ela é medida em “watts”. Por exemplo, um equipamento ligado em uma tensão de 127 volts pela qual circula uma corrente elétrica de 10 ampères, tem uma potência elétrica de 127 x 10 = 1270 watts. Consequentemente, se uma lâmpada de 100 watts for ligada em 127 volts, a corrente elétrica que circulará por ela será de 100 / 127 = 0,79 ampère. • Capacidade máxima de um circuito elétrico: a potência máxima possível de ser ligada a um circuito elétrico de uma instalação é o produto da tensão daquele circuito pela corrente nominal do disjuntor daquele circuito. Assim, por exemplo, a potência máxima de um circuito com tensão 127 volts que possui um disjuntor de 10 ampères é de 127 x 10 = 1270 watts. Procure identificar e respeitar a capacidade máxima dos circuitos da instalação elétrica do seu apartamento utilizando as informações que serão apresentadas a seguir neste Manual.

67

5. Aspectos gerais da instalação elétrica do apartamento Os principais componentes da instalação elétrica do apartamento são os seguintes: • quadro de distribuição, dentro do qual estão os disjuntores e os dispositivos de proteção contra choques elétricos (DRs); • condutores elétricos que formam os circuitos que interligam o quadro de distribuição até as cargas (lâmpadas, tomadas, aquecedores, aparelhos de ar condicionado, etc.); • interruptores, tomadas e luminárias. O quadro de distribuição é o centro de distribuição de toda a instalação elétrica. Ele recebe os fios que vêm do medidor de energia elétrica da concessionária, é nele que se encontram os dispositivos de proteção contra sobrecargas, curtos-circuitos e choques elétricos e é dele que partem os circuitos (condutores) que vão alimentar diretamente as lâmpadas, tomadas e aparelhos elétricos e eletrônicos. Numa instalação elétrica existem diversos circuitos que levam energia para grupos de lâmpadas, grupos de tomadas de uso geral e para equipamentos específicos. É possível o usuário ligar e desligar individualmente os circuitos, sem necessidade de, por exemplo, desligar toda a instalação

NBR 5410

• Tensão elétrica: também conhecida por “voltagem” é uma espécie de força que provoca a circulação de corrente elétrica pelos componentes da instalação. Ela é medida em “volts”. Cada equipamento eletroeletrônico deve ser ligado em um tensão especificada pelo fabricante, sendo que em alguns casos o equipamento funciona em mais de uma tensão (às vezes chamados de equipamentos “bi-volt”). A ligação

do equipamento a uma tensão inadequado pode provocar seu mau funcionamento, não funcionamento ou eventualmente sua destruição. Por isso, sempre se assegure que a tensão de funcionamento do equipamento é compatível com a tensão disponível na instalação.


68

apenas para a troca de uma lâmpada da cozinha. O esquema do quadro elétrico indicado na Figura 1 representa como estão divididos os circuitos do seu apartamento. Desta forma, por exemplo, para a realização de uma intervenção na tomada do quarto do casal, basta desligar o disjuntor identificado como “3” e para a troca da resistência elétrica do chuveiro deve ser desligado o disjuntor “6”. No interior do quadro de distribuição existem alguns disjuntores que têm a função de proteger os condutores elétricos contra aquecimentos indevidos (chamados de sobrecargas e curtos-circuitos). Os disjuntores automaticamente desligam os circuitos quando da ocorrência de uma sobrecarga ou curtocircuito. A escolha do disjuntor adequado para a proteção dos condutores é feita através de critérios técnicos específicos e UM DISJUNTOR NUNCA DEVE SER TROCADO por outro de capacidade diferente daquela originalmente projetada. Um outro componente presente no interior do quadro de distribuição é o dispositivo DR que tem a função de proteger as pessoas contra os perigos resultantes de um choque elétrico. O desligamento automático do dispositivo DR indica que existe alguma anormalidade na instalação elétrica que pode colocar os usuários em risco de choque elétrico. Portanto, NUNCA RETIRE OU TROQUE um dispositivo DR por outro de características diferentes daquele originalmente projetado. Os condutores da instalação elétrica devem ter a seção (bitola) compatível com a energia elétrica que irão transportar do quadro de distribuição até as cargas. NUNCA SUBSTITUA um condutor elétrico por outro de bitola inferior àquela que foi originalmente projetada. 6. Recomendações gerais para uso e manutenção adequados da instalação elétrica do apartamento. • Nunca molhe o quadro de distribuição. - Mantenha o quadro de luz sempre limpo, ventilado e desimpedido. • Nunca remova a tampa do quadro de distribuição expondo as suas partes energizadas. • Nunca substitua os disjuntores e dispositivos contra choques elétricos (DR) por outros de características diferentes da originalmente projetada sem antes consultar um profissional habilitado e qualificado.

• Nunca inutilize os dispositivos DR. • Nunca troque a fiação elétrica por outra diferente da originalmente projetada sem antes consultar um profissional habilitado e qualificado. • Evite o uso de extensões soltas pelo piso ou presas a paredes. É preferível consultar um profissional habilitado e qualificado para avaliar a possibilidade de instalar uma fiação permanente dentro da tubulação embutida existente ou usar canaletas aparentes apropriadas para esta finalidade. • O uso de “benjamins” ou “tês” deve ser evitado, preferindo-se a instalação de tomadas múltiplas dentro da caixa de ligação. Caso o emprego destas peças seja indispensável, respeite a capacidade das mesmas (corrente elétrica máxima). • Nunca inutilize o fio terra dos equipamentos elétricos e eletrônicos. • Sempre desligue o disjuntor do circuito no qual se pretende fazer uma intervenção qualquer, tais como troca de lâmpadas, troca de tomadas, etc. • Substitua imediatamente qualquer componente da instalação elétrica ao menor sinal de deterioração, tais como ressecamento, trincamento, rachaduras, alteração significativa de coloração, enegrecimento, ruídos estranhos, etc. Recorra a um profissional habilitado e qualificado para realizar esta substituição.

Figura 72: Esquema do quadro de distribuição do apartamento e indicação de circuitos e suas respectivas potências máximas

NBR 5410

Tabela CIRCUITO

FINALIDADE

TENSÃO (VOLTS)

POTÊNCIA MÁXIMA (WATTS)

1

Iluminação da sala, dormitório 1, dormitório 2, banheiro e hall dos dormitórios

127

620

2

Iluminação da copa, cozinha, área de serviço e quintal

127

460

3

Tomadas de uso geral da sala, dormitório 1 e hall dos dormitórios

127

900

4

Tomadas de uso geral do banheiro e dormitório 2

127

1000

5

Tomadas de uso geral da copa

127

1200

6

Tomadas de uso geral da copa

127

700

7

Tomadas de uso geral da cozinha

127

1200

8

Tomadas de uso geral da cozinha

127

1200

9

Tomadas de uso geral da área de serviço

127

1200

10

Tomadas de uso geral da área de serviço

127

1200

11

Chuveiro elétrico

220

5600

R

Reserva

127

1200


14 Linhas elétricas A NBR 5410 traz uma série de prescrições relativas às instalações de baixa tensão, que incluem os tipos de linhas elétricas admitidas, as características dos cabos de baixa tensão e seus acessórios, além dos barramentos blindados, a escolha das linhas elétricas de acordo com as influências externas, aspectos de conexões elétricas e diversas considerações sobre as instalações propriamente ditas dos cabos. As linhas elétricas são tratadas na NBR 5410 nos itens indicados na Tabela 19. Tabela 19 - Itens da NBR 5410 sobre linhas elétricas Prescrições fundamentais



3.4

5.1.2.3 / 5.2.2.2

6.1.5.2 / 6.2

14.1Terminologia A terminologia adotada para as linhas elétricas está baseada na NBR IEC 60050 (826):1997 - Vocabulário eletrotécnico brasileiro - capítulo 826: Instalações elétricas em edificações, e alguns termos definidos na própria NBR 5410.

69

NBR 5410

• armação de um cabo: é o elemento metálico que protege o cabo contra esforços mecânicos. • bandeja: suporte de cabos constituído por uma base contínua, com rebordos e sem cobertura, podendo ser perfurada ou não (lisa). • bloco alveolado: bloco de construção com um ou mais furos que, por justaposição, formam um ou mais condutos. • cabo multiplexado: é um cabo formado por dois ou mais condutores isolados ou por cabos unipolares, dispostos helicoidalmente, sem cobertura. • cabo multipolar: é constituído por dois ou mais cabos isolados e dotado, no mínimo, de cobertura. • cabo unipolar: é um cabo isolado dotado de cobertura. • cabo: é o conjunto de fios encordoados, isolados ou não entre si, podendo o conjunto ser isolado ou não. • caixa de derivação: é uma caixa utilizada para passagem e/ou ligações de condutores entre si e/ou dispositivos nela instalados. Espelho é a peça que serve de tampa para uma caixa de derivação ou de suporte e remate para dispositivos de acesso externo. • canaleta: elemento de linha elétrica instalado ou construído no solo ou no piso, ou acima do solo ou do piso, aberto, ventilado ou fechado, com dimensões insuficientes para a entrada de pessoas, mas que permitem o acesso aos condutores ou eletrodutos nele instalados, em toda a sua extensão, durante e após a instalação. Uma canaleta pode ser parte, ou não, da construção da edificação. • cobertura de um fio ou cabo: é um invólucro externo não metálico e contínuo, sem função de isolação, destinado a proteger o fio ou cabo contra influências externas. • condulete: é uma caixa de derivação para linhas aparentes, dotada de tampa própria. • conduto elétrico: elemento de linha elétrica destinado a conter condutores elétricos. • condutor elétrico: é o produto metálico, geralmente de forma

cilíndrica e de comprimento muito maior que a sua maior dimensão transversal, utilizado para transportar energia elétrica ou transmitir sinais elétricos. • condutor isolado é o fio ou cabo dotado apenas de isolação, sendo que essa pode ser constituída por uma ou mais camadas. • eletrocalha: elemento de linha elétrica fechada e aparente, constituído por uma base com cobertura desmontável, destinado a envolver por completo condutores elétricos providos de isolação, permitindo também a acomodação de certos equipamentos elétricos. As calhas podem ser metálicas (aço, alumínio) ou isolantes (plástico); as paredes podem ser lisas ou perfuradas e a tampa simplesmente encaixada ou fixada com auxílio de ferramenta. • eletroduto: elemento de linha elétrica fechada, de seção circular ou não, destinado a conter condutores elétricos providos de isolação, permitindo tanto a enfiação como a retirada destes. Na prática, o termo se refere tanto ao elemento (tubo), como ao conduto formado por diversos tubos. Os eletrodutos podem ser metálicos (aço, alumínio) ou de material isolante (PVC, polietileno, fibro-cimento etc.). São usados em linhas elétricas embutidas, subterrâneas ou aparentes. • escada ou leito para cabos: suporte de cabos constituído por uma base descontínua, formada por travessas ligadas rigidamente a duas longarinas longitudinais, sem cobertura. • espaço de construção: espaço existente na estrutura ou nos componentes de uma edificação, acessível apenas em determinados pontos. • fio: é um produto metálico, maciço e flexível, de seção transversal invariável e de comprimento muito maior que a sua seção transversal. Os fios, geralmente de forma cilíndrica, podem ser usados diretamente como condutores elétricos (com ou sem isolação) ou para a fabricação de ‘condutores encordoados’. • galeria: corredor cujas dimensões permitem que pessoas transitem livremente por ele em toda a sua extensão, contendo estruturas de suporte para os condutores e suas junções e/ou outros elementos de linhas elétricas. • linha (elétrica): conjunto constituído por um ou mais condutores, com os elementos de sua fixação e suporte e, se for o caso, de proteção mecânica, destinado a transportar energia elétrica ou a transmitir sinais elétricos. • linha aberta: linha em que os condutores são circundados por ar ambiente não confinado. • linha aérea: linha (aberta) em que os condutores ficam elevados em relação ao solo e afastados de outras superfícies que não os respectivos suportes. • linha aparente: linha em que os condutos ou os condutores não estão embutidos. • linha em parede ou no teto: linha aparente em que os condutores ficam na superfície de uma parede ou de um teto, ou em sua proximidade imediata, dentro ou fora de um conduto; considera-se que a distância entre o conduto ou o cabo e a parede ou teto seja inferior a 0,3 vezes o diâmetro externo ou a maior dimensão externa do conduto ou cabo, conforme o caso. • linha embutida: linha em que os condutos ou os condutores estão são encerrados localizados nas paredes ou na estrutura do prédio da edificação, e acessível apenas em pontos determinados. • linha pré-fabricada: é uma linha elétrica constituída por peças em tamanhos padronizados, contendo condutores de seção maciça com


Figura 73 – Tipos de cabos elétricos

NBR 5410

70

proteção mecânica, que se ajustam entre si no local da instalação. Os barramentos blindados (busways) são exemplos de linhas préfabricadas. • linha pré-fabricada: linha constituída construída por peças em de tamanhos padronizados, contendo condutores de seção maciça com proteção mecânica, que se encaixam ajustam entre si no local da instalação. • linha subterrânea: linha construída com cabos isolados, enterrados diretamente no solo ou instalados em condutos subterrâneos enterrados no solo; • moldura: conduto aparente, fixado ao longo de superfícies, compreendendo uma base fixa, com ranhuras para a colocação de condutores e uma tampa desmontável. Quando fixada junto ao ângulo parede/piso, a moldura é também denominada “rodapé”. • perfilado: eletrocalha ou bandeja de dimensões transversais reduzidas. Um dos tipos mais comuns de perfilados tem a dimensão 38 x 38 mm. • poço: espaço de construção vertical, estendendo-se geralmente por

Figura 74 – Tipos de condutos

todos os pavimentos da edificação. • prateleira para cabos: suporte contínuo para condutores, engastado ou fixado em uma parede ou teto por um de seus lados, e com uma borda livre. • suportes horizontais para cabos: suportes individuais espaçados entre si, nos quais é fixado mecanicamente um cabo ou um eletroduto. 14.2 Tipos de linhas elétricas Os tipos de linhas elétricas admitidos pela NBR 5410 estão indicados na tabela 33 da norma. Na tabela 33 da norma, os cabos elétricos são divididos em três famílias, conforme Figura 74: condutores isolados, cabos unipolares e cabos multipolares (ver definição em 14.1 deste guia). Os condutos são divididos em duas famílias, conforme Figura 74: condutos abertos e condutos fechados (ver definição em 14.1 deste guia).

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS O resumo da tabela 33 da NBR 5410 é que os condutores isolados (providos unicamente de isolação) devem ser instalados unicamente dentro de condutos fechados, ao passo que cabos unipolares e multipolares (que possuem cobertura) podem ser utilizados em condutos abertos, condutos fechados, diretamente fixados, etc. A lógica desta regra é que a cobertura dos cabos unipolares e multipolares oferece uma proteção adequada da isolação contra as influências externas normais (sobretudo sob o ponto de vista mecânico), enquanto que, nos condutores isolados, não há nenhum tipo de proteção para a isolação. Neste caso, após a instalação, a isolação deverá ser protegida pelos condutos fechado (é como se o conduto fechado no caso do condutor isolado fizesse o papel da cobertura nos cabos unipolares e multipolares). A única exceção a essa regra acontece, sob certas condições muito específicas, com canaletas e perfilados sem tampa (condutos abertos), que são tratados mais adiante neste guia. 14.3 Identificação das linhas elétricas Em 6.1.5.2, a NBR 5410 prescreve que as linhas elétricas devem ser dispostas ou marcadas de modo a permitir sua identificação quando da realização de verificações, ensaios, reparos ou modificações da instalação. Isso pode ser conseguido, por exemplo, pela padronização das cores da tubulação para cada tipo de linha (média tensão, baixa tensão, comando, etc.) ou pela instalação em condutos (leitos, eletrocalhas, etc.) colocados em diferentes níveis (alturas), conforme Figura 75.

Os condutores isolados, cabos unipolares ou veias de cabos multipolares de baixa tensão devem ser identificados conforme essa função por anilhas, etiquetas ou outro meio indelével qualquer. Em caso de identificação por cor, devem ser usadas as cores indicadas na Tabela 20. 14.4 Cabos elétricos de baixa tensão 14.4.1 Construção A construção típica de condutores elétricos de baixa tensão é aquela mostrada na Figura 76. Condutor

Condutor isolado

Isolação

Condutor

Cabo unipolar

Isolação Cabo multipolar

Cobertura

Figura 76 – Construção típica de cabos de baixa tensão

Condutor O cobre e o alumínio são os dois metais mais utilizados na fabricação de condutores elétricos, tendo em vista suas propriedades elétricas e mecânicas, bem como seu custo. Ao longo dos anos, o cobre tem sido o mais usado em condutores providos de isolação, enquanto que o alumínio é mais empregado em condutores nus para redes aéreas. Segundo as normas técnicas de condutores elétricos, o cobre utilizado deve ter pureza de cerca de 99,99%, enquanto que a pureza do alumínio é em torno de 99,5%.

71

Isolação

Figura 75 – Disposição das linhas elétricas conforme 6.1.5.2 da NBR 5410

As isolações de todos os cabos de baixa tensão são constituídas por materiais sólidos termoplásticos (cloreto de

Tabela 20 - Cores de identificação de cabos elétricos

Função

Cor

Neutro

Azul-claro

Condutor de proteção (PE)

Verde-amarelo ou verde

Condutor de proteção

Fases

Azul-claro Qualquer cor, exceto azul-claro, verde-amarelo ou verde

funções, que não a de condutor neutro, se o circuito não possuir condutor neutro ou se o cabo possuir um condutor periférico utilizado como neutro.

Na falta da dupla coloração verde-amarela, admite-se o uso apenas da cor verde.

Com identificação verde-amarela nos pontos visíveis ou acessíveis, na veia do cabo multipolar ou na cobertura do cabo unipolar.

Por razões de segurança, não deve ser usada a cor de isolação

exclusivamente amarela onde existir o risco de confusão com a dupla coloração verde-

NBR 5410

combinado com neutro (PEN)

Observação

A veia com isolação azul-clara de um cabo multipolar pode ser usada para outras

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS polivinila e polietileno) ou termofixos (borracha etileno-propileno e polietileno reticulado). Entre as características comuns a todos os materiais isolantes sólidos estão: • Homogeneidade da isolação e boa resistência ao envelhecimento em serviço; • Ausência de escoamento; • Insensibilidade às vibrações; • Bom comportamento ao fogo. A seguir são apresentadas as características específicas de cada um dos materiais isolantes sólidos mencionados.

72

• Cloreto de polivinila (PVC): sua rigidez dielétrica é elevada, porém menor do que a de outros isolantes; suas perdas dielétricas são elevadas, principalmente acima de 20 kV; sua resistência aos agentes químicos em geral é muito boa; tem boa resistência à água; não propaga a chama, mas sua combustão emite grande quantidade de fumaça, gases corrosivos e tóxicos. • Borracha etileno-propileno (EPR): excelente rigidez dielétrica; sua flexibilidade é muito grande, mesmo a temperaturas baixas; apresenta uma resistência excepcional às descargas e radiações ionizantes, mesmo a quente; suas perdas (no dielétrico) são baixas nas misturas destinadas aos cabos de média tensão; possui uma resistência à deformação térmica que permite temperaturas de 250 °C, durante os curtos-circuitos; possui boa característica no que diz respeito ao envelhecimento térmico, o que permite conservar densidades de corrente aceitáveis quando os cabos funcionam em temperatura ambiente elevada; apresenta baixa dispersão da rigidez dielétrica e é praticamente isento do treeing (fenômeno de formação de arborescências no material, provocando descargas parciais localizadas e sua consequente deterioração); • Polietileno reticulado (XLPE): excelente rigidez dielétrica; apresenta uma resistência à deformação térmica bastante satisfatória em temperaturas de até 250 °C; a reticulação do polietileno permite a incorporação de cargas minerais e orgânicas utilizadas para melhorar o comportamento mecânico, a resistência às intempéries e, sobretudo, o comportamento ao fogo; apresenta dispersão relativamente alta da rigidez dielétrica, bem como o fenômeno do treeing com alguma frequência (mas isso pode ser contornado com misturas especiais de XLPE).

NBR 5410

Cobertura Os cabos unipolares e multipolares de baixa tensão são protegidos com uma cobertura de PVC, polietileno, neoprene, polietileno clorossulfonado, material não halogenado (com baixa emissão de fumaça, gases tóxicos e corrosivos), dentre outros materiais. A escolha do tipo de material da cobertura é função das influências externas (ver 13.1.3 deste guia) a que o cabo estará submetido, principalmente no que se refere à presença de água (AD), substâncias corrosivas (AF), solicitações mecânicas (AG),

presença de fauna (roedores, cupins – AL), radiação solar (NA), e condição de fuga das pessoas em emergência (BD) O PVC é o material de cobertura mais econômico e com resistência suficiente para o uso corrente na maioria das aplicações, porém emite uma quantidade apreciável de fumaça, gases tóxicos e corrosivos quando queima. O polietileno (pigmentado com negro de fumo para torná-lo resistente à luz solar) é frequentemente utilizado nas instalações em ambientes com alto teor de ácidos, bases ou solventes orgânicos, assim como em instalações sujeitas às intempéries. Nas aplicações onde são necessárias as características de baixa emissão de fumaça, gases tóxicos e corrosivos são utilizados os materiais não halogenados na cobertura dos cabos de média tensão. Em algumas situações, dependendo das influências externas (particularmente para proteção mecânica), pode ser necessário incluir no cabo de baixa tensão uma proteção metálica adicional com função de armação. As armações mais usuais são compostas por fitas planas de aço, aplicadas helicoidalmente; ou fitas de aço ou alumínio, aplicadas transversalmente, corrugadas e intertravadas (interlocked). As armações com fios de aço são recomendadas quando se deseja atribuir ao cabo resistência aos esforços de tração. 14.4.2 Tensão nominal dos cabos de baixa tensão A tensão de isolamento nominal de um cabo é uma característica relacionada com o material isolante, com a espessura da isolação e com as características de funcionamento do sistema (instalação) em que o cabo vai atuar. É indicada por dois valores de tensão separados por uma barra, designados por Uo/U, onde Uo refere-se à tensão fase-terra e U à tensão fase-fase, em volts. Os valores normalizados de tensão de isolamento nominal na baixa tensão são: 300/300 V; 300/500 V; 450/750 V; 0,6/1 kV. 14.4.3 Normas técnicas dos cabos de baixa tensão Todos os condutores devem ser providos, no mínimo, de isolação, a não ser quando o uso de condutores nus ou providos apenas de cobertura for expressamente permitido. As normas técnicas dos cabos admitidos pela NBR 5410 estão indicados na Tabela 21. Tabela 21 - Tipos de cabos admitidos pela NBR 5410 Sem revestimento

Isolação em PVC

Isolação Isolação Cabo não em EPR em XLPE halogenado

Condutores de cobre sem isolação (fios e cabos nus ou NBR 6524

---x---

---x---

---x---

NBR

---x---

---x---

---x---

com cobertura protetora) Condutor

---x---

isolado Cabo unipolar ou multipolar

NM 247-3 ---x---

NBR 7288 (formato redondo) NBR 8661 (formato plano)

NBR 7286 NBR 7287 NBR 7285

NBR 13248 NBR 13248


14.4.4 Condutores de cobre ou alumínio? 14.4.4.1 Aspectos técnicos As três principais diferenças técnicas entre o cobre e o alumínio no que diz respeito à fabricação de condutores elétricos são: condutividade elétrica, peso e conexões. C ondutividade

elétrica

A grandeza que expressa a capacidade que um material tem de conduzir a corrente elétrica é chamada de condutividade elétrica. Ao contrário, o número que indica a propriedade que os materiais possuem de dificultar a passagem da corrente é chamado de resistividade elétrica. Segundo a norma “International Annealed Copper Standard” (IACS), adotada em praticamente todos os países, é fixada em 100% a condutividade de um fio de cobre de 1 metro de comprimento com 1 mm 2 de seção e cuja resistividade a 20 oC seja de 0,01724 W.mm 2/m (a resistividade e a condutividade variam com a temperatura ambiente) . Dessa forma, esse é o padrão de condutividade adotado, o que significa que todos os demais condutores, sejam em cobre, alumínio ou outro metal qualquer, têm suas condutividades sempre referidas a aquele condutor. A Tabela 22 ilustra essa relação entre condutividades. Tabela 22 – Condutividades elétricas relativas do cobre e alumínio Material cobre mole cobre meio-duro cobre duro alumínio

Condutividade relativa IACS (%) 100,0 97,7 97,2 60,6

Peso A densidade do alumínio é de 2,7 g/cm3 e a do cobre de 8,9 g/cm3. Calculando-se a relação entre o peso de um condutor de cobre e o peso de um condutor de alumínio, ambos transportando a mesma corrente elétrica, verifica-se que, apesar de o condutor de alumínio possuir uma seção cerca de 60% maior, seu peso é da ordem da metade do peso do condutor de cobre. A partir dessa realidade física, estabeleceu-se uma divisão clássica entre a utilização do cobre e do alumínio nas redes elétricas. Quando o maior problema em uma instalação envolver o peso próprio dos condutores, prefere-se o alumínio por sua leveza. Esse é o caso das linhas aéreas em geral, onde as dimensões de torres e postes e os vãos entre eles dependem diretamente do peso dos cabos por eles sustentados. Por outro lado, quando o principal aspecto não é peso, mas é o espaço ocupado pelos condutores, escolhe-se o cobre por possuir um menor diâmetro. Essa situação é encontrada nas instalações internas, onde os espaços ocupados pelos eletrodutos, eletrocalhas, bandejas e outros são importantes na definição da arquitetura do local. Deve-se ressaltar que, embora clássica, essa divisão entre a utilização de condutores de cobre e alumínio possui exceções, devendo ser cuidadosamente analisada em cada caso. Conexões Uma das diferenças mais marcantes entre cobre e alumínio está na forma como se realizam as conexões entre condutores ou entre condutor e conector. O cobre não apresenta requisitos especiais quanto ao assunto, sendo relativamente simples realizar as ligações dos condutores de cobre. No entanto, o mesmo não ocorre com o alumínio. Quando exposta ao ar, a superfície do alumínio é imediatamente recoberta por uma camada invisível de óxido, de difícil remoção e altamente isolante. Assim, em condições normais, se encostarmos um condutor de alumínio em outro não haveria um adequado contato elétrico entre eles. Nas conexões em alumínio, um bom contato somente será conseguido se rompermos essa camada de óxido, o que é conseguido apenas com a utilização de ferramentas e conectores específicos e mão de obra treinada. Além disso, quase sempre são empregados compostos que inibem a formação de uma nova camada de óxido, uma vez removida a camada anterior. Como visto a seguir, é por causa desta necessidade de materiais específicos e pessoal altamente qualificado para lidar com as conexões em alumínio que a NBR 5410 impõe várias restrições ao uso de fios e cabos elétricos com este condutor.

73

NBR 5410

A Tabela 22 pode ser entendida da seguinte forma: o alumínio, por exemplo, conduz 39,4% (100 - 60,6) menos corrente elétrica que o cobre mole. Na prática, isso significa que, para conduzir a mesma corrente, um condutor em alumínio precisa ter uma seção aproximadamente 60% maior que a de um fio de cobre mole. Por exemplo, um condutor de 10 mm2 de cobre tem seu equivalente em alumínio com seção aproximadamente 10 x 1,6 = 16 mm2. Essa equivalência é aproximada porque a relação entre as seções não é apenas geométrica e também depende de alguns fatores que consideram certas condições de fabricação do condutor, tais como eles serem nus ou recobertos, sólidos ou encordoados, etc. Para que o cobre apresente as condutividades indicadas na Tabela 22, é fundamental que sua pureza seja de, no mínimo, 99,99% e o alumínio de 99,5%. Qualquer tipo de contaminação do metal, como aquela presente nas sucatas, causa uma queda significativa na sua condutividade. Em certos casos, essa redução pode chegar quase à metade. Isso implica, por

exemplo, que um condutor fabricado com sucata de cobre, com metade da condutividade ideal, deveria ter o dobro da seção de um condutor puro, para que ambos conduzissem a mesma corrente elétrica. Essa colocação é apenas um alerta, uma vez que é proibido, por norma, fabricar condutores elétricos com purezas inferiores às indicadas.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Aspectos

normativos

Inicialmente, é importante notar que, em 6.2.2.3 da NBR 5140 indica-se que as linhas pré-fabricadas (barramentos blindados) devem atender à NBR IEC 60439-2, ser instalados de acordo com as instruções do fabricante e atender às prescrições de 6.2.4, 6.2.7, 6.2.8 e 6.2.9. Com isto, fica claro que todas as prescrições do item 6.2.3 Condutores não se aplicam aos barramentos blindados (busways), ficando restritas aos fios e cabos elétricos isolados, unipolares e multipolares. Desta forma, encontram-se referências ao uso dos dois metais em 6.2.3.7 da NBR 5410, que prescreve que os condutores utilizados nas linhas elétricas devem ser de cobre ou alumínio, porém o texto da norma prossegue sem restrições ao cobre, porém traz as seguintes restrições ao emprego do alumínio:

74

• Em 6.2.3.8.1 diz-se que somente podem ser utilizados condutores de alumínio em estabelecimentos industriais desde que a seção dos cabos seja maior ou igual a 16 mm2, exista uma subestação ou fonte própria e a instalação e manutenção sejam realizadas por pessoal qualificado (BA5). • Em 6.2.3.8.2 diz-se que somente podem ser utilizados condutores de alumínio em estabelecimentos comerciais desde que a seção dos cabos seja maior ou igual a 50 mm2, os locais sejam exclusivamente BD1 e a instalação e manutenção sejam realizadas por pessoal qualificado (BA5). • Em 6.2.3.8.3, concluem-se as restrições com a proibição total do uso de alumínio em locais BD4 (concentração de público).

NBR 5410

Embora não esteja explícito, o texto deixa evidente a proibição total do uso de condutores de alumínio em instalações residenciais (casas e edifícios), uma vez, como vimos anteriormente, apenas permite, com restrições, o uso deste metal em estabelecimentos industriais e comerciais. Adicione-se a estas informações o requisito de 1.2.1, que estabelece que a NBR 5410 aplica-se também às instalações

Figura 77 - Exmplo de proibição de uso de condutor de alumínio

elétricas em áreas descobertas das propriedades, externas às edificações. Isto deixa claro que as redes externas, tais como aquelas destinadas à iluminação, força, alimentadores de quadros, bombas, etc., também estão sujeitas às mesmas restrições ao uso de alumínio que as redes internas das edificações. É o caso, por exemplo, de um sítio de lazer, onde o padrão de entrada da concessionária está a 200 metros do quadro geral e uma linha elétrica, aérea ou subterrânea, precisa ser levada da caixa de medição situada na divisa do terreno com a rua até o quadro situado no interior da casa (Figura 77). Por se tratar de uma propriedade residencial, a NBR 5410 terminantemente proíbe o uso de fios ou cabos elétricos com condutor de alumínio. Note que, se uma rede aérea for utilizada neste caso, ela deverá ser com condutores de cobre, ao contrário da maioria das redes aéreas usuais que utilizam alumínio. Aspecto

econômico

Entendidas as diferenças técnicas entre os dois metais e atendidas as prescrições normativas anteriormente descritas, naqueles casos em que ambos os metais forem possíveis de ser utilizados, resta ao especificador fazer um estudo econômico comparativo entre fios e cabos em cobre e alumínio, concluindo então, sob este aspecto, qual a melhor escolha no caso específico. 14.5 Escolha

das linhas elétricas de acordo com as

influências externas

14.5.1 G eral Em 6.2.4, a NBR 5410 trata da escolha das linhas elétricas em função das influências externas significativas presentes na instalação. A tabela 34 da NBR 5410 (Tabela 23 deste guia) apresenta várias influências externas e suas respectivas exigências específicas em relação aos cabos e aos condutos.


Código

Classificação

A - Condições ambientais (4.2.6.1) AA = Temperatura ambiente (4.2.6.1.1)

Seleção e instalação das linhas

AA1

- 60°C + 5°C

Sob temperaturas inferiores a - 10°C, os condutores ou cabos com

AA3

- 25°C + 5°C

devem ser manipulados nem submetidos a esforços mecânicos, visto

AA2

AA4 AA5 AA6 AA7 AA8 AD1 AD2 AD3 AD4 AD5 AD6 AD7

AD8 AE1 AE2 AE3 AE4 AE5 AE6

AF1 AF2 AF3

AF4

AG1 AG2

AG3

- 5°C + 40°C + 5°C + 40°C + 5°C + 60°C - 25°C + 55°C - 50°C + 40°C AC - Altitude (4.2.6.1.3) (sem influência)

Desprezível Gotejamento Precipitação Aspersão Jatos Ondas Imersão

Submersão AE - Presença de corpos sólidos (4.2.6.1.5)

Desprezível Pequenos objetos Objetos muito pequenos Poeira leve Poeira moderada Poeira intensa

isolação e/ou cobertura de PVC, bem como os condutos de PVC não que o PVC pode tornar-se quebradiço

Quando a temperatura ambiente (ou do solo) for superior aos valores de referência (20°C para linhas subterrâneas e 30°C para as demais), as capacidades de condução de corrente dos condutores e cabos isolados devem ser reduzidas de acordo com 6.2.5.3.3 O uso de molduras em madeira só é permitido em AD1

Nas condições AD3 a AD6 só devem ser usadas linhas com proteção adicional à penetração de água, com os graus IP adequados, em princípio sem revestimento metálico externo Os cabos uni e multipolares dotados de cobertura extrudada podem ser usados em qualquer tipo de linha, mesmo com condutos metálicos Cabos uni e multipolares com isolação resistente à água (por exemplo, EPR e XLPE) Cabos especiais para uso submerso Nenhuma limitação Nenhuma limitação, desde que não haja exposição a danos mecânicos Nenhuma limitação Podem ser necessárias precauções para evitar que a deposição de poeira ou outras substâncias chegue ao ponto de prejudicar a dissipação térmica das linhas elétricas. Isso inclui a seleção de um método de instalação que facilite a remoção da poeira

75

AF - Presença de substâncias corrosivas ou poluentes (4.2.6.1.6)

Desprezível Atmosférica Intermitente

Permanente AG - Choques mecânicos (4.2.6.1.7)

Fracos Médios

Severos

AH - Vibrações (4.2.6.1.7)

Fracas Médias Severas

Nenhuma limitação As linhas devem ser protegidas contra corrosão ou contra agentes químicos; os cabos uni e multipolares com cobertura extrudada são considerados adequados; os condutores isolados só podem ser usados em eletrodutos que apresentem resistência adequada aos agentes presentes Só é admitido o uso de cabos uni ou multipolares adequados aos agentes químicos presentes Nenhuma limitação Linhas com proteção leve; os cabos uni e multipolares usuais são considerados adequados; os condutores isolados podem ser usados em eletrodutos que atendam às ABNT NBR 5624 e ABNT NBR 6150 Linhas com proteção reforçada; os cabos uni e multipolares providos de armação metálica são considerados adequados; os condutores isolados podem ser usados em eletrodutos que atendam às ABNT NBR 5597 e ABNT NBR 5598 Nenhuma limitação Podem ser necessárias linhas flexíveis Só podem ser utilizadas linhas flexíveis constituídas por cabos uni ou multipolares flexíveis ou condutores isolados flexíveis em eletroduto flexível

NBR 5410

AH1 AH2 AH3

- 40°C + 5°C


Código

Classificação AK - Presença de flora ou mofo (4.2.6.1.8)

AK1 AK2

Desprezível Prejudicial

AL1 AL2

Desprezíve Prejudicial

AN1 AN2 AN3

Desprezível Média Alta

AL - Presença de fauna (4.2.6.1.9)

AN - Radiação solar (4.2.6.1.11)


Nenhuma limitação Deve ser avaliada a necessidade de se utilizar: - cabos providos de armação, se diretamente enterrados - condutores isolados em condutos com grau de proteção adequado - materiais especiais ou revestimento adequado protegendo cabos ou eletrodutos Nenhuma limitação Linhas com proteção especial. Se existir risco devido à presença de roedores e cupins, deve ser usada uma das soluções: - cabos providos de armação - condutores isolados em condutos com grau de proteção adequado - materiais especialmente aditivados ou revestimento adequado em cabos ou eletrodutos Nenhuma limitação Os cabos ao ar livre ou em condutos abertos devem ser resistentes às intempéries. A elevação da temperatura da superfície dos condutores ou cabos deve ser levada em conta nos cálculos da capacidade de condução de corrente

B –– Utilizações BA - Competência das pessoas (4.2.6.2.1) (sem influência) BB - Resistência elétrica do corpo humano (4.2.6.2.2)

76

Nenhuma limitação

BB1 BB2 BB3 BB4

Alta Normal Baixa Muito Baixa

BC1 BC2 BC3 BC4

Nulo Raro Frequente Contínuo

BD1 BD2 BD3 BD4

Normal Longa Tumultuada Longa e tumultuada

Nenhuma limitação

BE1 BE2 BE3 BE4

Riscos desprezíveis Riscos de incêndio Riscos de explosão Riscos de contaminação

Nenhuma limitação Ver 5.2.2.3 Linhas protegidas por escolha adequada da maneira de instalar (para BE3, ver ABNT NBR 9518)

CA1 CA2

Não-combustíveis Combustíveis

CB1 CB2 CB3 CB4

Riscos desprezíveis Sujeitas à propagação de incêndio Sujeitas a movimentação Flexíveis

Ver 5.1 e seção 9

BC - Contato das pessoas com o potencial da terra (4.2.6.2.3)

BD - Fuga das pessoas em emergência (4.2.6.2.4)

Nenhuma limitação Ver 5.1 e seção 9

Ver 5.2.2.2

BE - Natureza dos materiais processados ou armazenados (4.2.6.2.5)

C - Construção das edificações

NBR 5410

CA - Materiais de construção (4.2.6.3.1)

CB - Estrutura das edificações (4.2.6.3.2)

Nenhuma limitação Ver 5.2.2.4 Nenhuma limitação Ver 5.2.2.5 Linhas flexíveis ou contendo juntas de dilatação e de expansão Linhas flexíveis

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 24 - Condições de fuga das pessoas em emergências

Código BD1

Classificação Normal

Características

Baixa densidade de

ocupação Percurso de fuga breve

Longa

Baixa densidade de ocupação Percurso de fuga longo

BD3

Tumultuada

Alta densidade de ocupação Percurso de fuga breve

BD4

Longa e tumultuada

Alta densidade de ocupação Percurso de fuga longo

BD2

Aplicações e exemplos1)

Edificações residenciais com altura inferior a 50 m e edificações

nãoresidenciais com baixa densidade de ocupação e altura inferior a 28 m

Edificações residenciais com altura superior a 50 m e edificações nãoresidenciais com baixa densidade de ocupação e altura superior a 28 m Locais de afluência de público (teatros, cinemas, lojas de departamentos, escolas, etc.); edificações nãoresidenciais com alta densidade de ocupação e altura inferior a 28 m Locais de afluência de público de maior porte (shopping centers, grandes hotéis e hospitais, estabelecimento de ensino ocupando diversos pavimentos de uma edificação, etc.); edificações nãoresidenciais com alta densidade de ocupação e altura superior a 28 m

NOTA As aplicações e exemplos destinam-se apenas a subsidiar a avaliação de situações reais, fornecendo elementos mais qualitativos do que quantitativos. Os códigos locais de segurança contra incêndio e pânico podem conter parâmetros mais estritos. Ver também ABNT NBR 13570.

14.5.2 A s

linhas elétricas e a proteção contra incêndios

Nos locais classificados como BD2, BD3 e BD4 (tabela 21 da NBR 5410 reproduzida na Tabela 24 deste guia), estabelecese em 5.2.2.2.2 que as linhas elétricas (embutidas e aparentes) não devem ser dispostas em rota de fuga, a menos que a linha elétrica não venha a propagar e nem contribuir para a propagação de um incêndio e que a linha elétrica não venha a atingir temperatura alta o suficiente para inflamar materiais adjacentes. Se aparente, a linha deve ser posicionada fora da zona de alcance normal ou possuir proteção contra os danos mecânicos que possam ocorrer durante uma fuga. Em 5.2.2.2.3, prescreve-se que, em áreas comuns, em áreas de circulação e em áreas de concentração de público, em locais BD2, BD3 e BD4, as linhas elétricas embutidas devem ser totalmente imersas em material incombustível. Para efeito desta prescrição, um poço (espaço de construção vertical) pode

a) no caso de linhas constituídas por cabos fixados em paredes ou em tetos, os cabos devem ser não-propagantes de chama, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos; b) no caso de linhas constituídas por condutos abertos, os cabos devem ser não-propagantes de chama, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos. Já os condutos, caso não sejam metálicos ou de outro material incombustível, devem ser não-propagantes de chama, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos (Figura 78);

77

NBR 5410

Figura 78 – Locais BD com condutos abertos

ser considerado linha elétrica embutida quando possuir grau de proteção IP5X, no mínimo, for acessível somente através do uso de chave ou ferramenta e observar os requisitos de 6.2.9.6.8 da norma (ver 14.6.5 deste guia). Nesses locais, no caso das linhas aparentes e as linhas no interior de paredes ocas ou de outros espaços de construção devem atender a uma das seguintes condições:


Figura 79 – Locais BD com condutos abertos

NBR 5410

78

c) no caso de linhas em condutos fechados, os condutos que não sejam metálicos ou de outro material incombustível devem ser nãopropagantes de chama, livres de halogênios e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos. Na primeira hipótese (condutos metálicos ou de outro material incombustível), podem ser usados condutores e cabos apenas não-propagantes de chama; na segunda, devem ser usados cabos não-propagantes de chama, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos (Figura 79). Note-se que o texto menciona algumas “áreas” em “locais BD2, BD3 e BD4”. Ou seja, hospitais, hotéis, teatros, cinemas,

Figura 80 - Exemplo de local BD4

escolas, etc., são locais “BDX”, os quais possuem áreas privadas, sem acesso ao grande público (escritório, cozinha, lavanderia, camarins, etc.) e áreas comuns, de circulação e de concentração de público (Figura 80). No primeiro caso valem as regras gerais da NBR 5410 e no segundo caso é onde de fato valem as prescrições específicas acima. Para efeito de escolha dos condutores, o item 6.2.3.5 da NBR 5410 esclarece que os cabos não-propagantes de chama, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos devem atender a NBR 13248.


14.6 Instalação de cabos elétricos de baixa tensão As diversas condições de instalação dos cabos elétricos de baixa tensão são tratadas em 6.2.9, 6.2.10 e 6.2.11 da NBR 5410. 14.6.1 Travessias de paredes Nas travessias de paredes, as linhas elétricas devem ser providas de proteção mecânica adicional, exceto se sua robustez for o suficiente para garantir a integridade nos trechos de travessia. Como se observa, a preocupação neste caso é garantir a integridade das linhas elétricas, permitindo qualquer tipo de linha elétrica desde que ela seja robusta o suficiente para resistir aos esforços mecânicos que possam resultar da travessia das paredes. Isso é conseguido, em geral, pela utilização de condutos metálicos ou, quando não metálicos, com elevada resistência mecânica a deformações.

voz, e sinais em geral (Faixa II), alguns comandos e controles em 12, 24 ou 48 V (faixa II). As exceções a essa regra são os casos de, em condutos abertos ou fechados, quando todos os condutores são isolados para a tensão mais elevada presente; ou, quando os condutores com isolação apenas suficiente para a aplicação a que se destinam forem instalados em compartimentos separados de um conduto ser compartilhado (usando-se septos de separação, por exemplo). 14.6.4 B arreiras

corta - fogo

Quando uma linha elétrica atravessar elementos da construção tais como pisos, paredes, coberturas, tetos etc., as aberturas remanescentes à passagem da linha devem ser obturadas de modo a preservar a característica de resistência ao fogo de que o elemento for dotado (Figuras 82 e 83). Essa prescrição aplica-se também às linhas elétricas pré-fabricadas, tais como os barramentos blindados.

14.6.2 Linhas elétricas x Linhas não-elétricas Em 6.2.9.4.1, a distância entre as superfícies externas das linhas elétricas e não-elétricas deve ser tal que as intervenções em uma linha não danifiquem a outra (Figura 81). A norma não indica nenhuma medida em particular, ficando a critério do projetista/instalador determinar a distância que, a seu critério, seja a mais adequada. Na falta de um melhor parâmetro, o valor de 3 cm indicado na versão de 1997 da NBR 5410 poderia ser uma boa sugestão. Em 6.2.9.4.3 está prescrito que não se admitem linhas elétricas no interior de dutos de exaustão de fumaça ou de dutos de ventilação, sendo que tais dutos são aqueles construídos em chapas. Os espaços de construção utilizados como “plenuns” não são cobertos por esta prescrição. A norma não proíbe a convivência de linhas elétricas e nãoelétricas em nenhum local, mas oferece os critérios para que esta convivência seja a mais segura possível.

79 Figura 82 – Obturação em travessia de pisos

Figura 83 – Obturação de travessia de paredes

Figura 81 – Linhas elétricas x Linhas não elétricas

14.6.3 Linhas

elétricas x

Linhas

elétricas

Toda obturação deve atender às seguintes prescrições:

a) deve ser compatível com os materiais da linha elétrica com os quais deve ter contato; b) deve permitir as dilatações e contrações da linha elétrica sem que isso reduza sua efetividade como barreira corta-fogo; c) deve apresentar estabilidade mecânica adequada, capaz de suportar os esforços que podem sobrevir de danos causados pelo fogo aos meios de fixação e de suporte da linha elétrica. Essa prescrição é considerada atendida se a fixação da linha elétrica

NBR 5410

Como regra geral, circuitos sob tensões que se enquadrem uma(s) na faixa I (tensão entre fases ≤ 50 Vca) e outra(s) na faixa II (50 Vca < tensão entre fases ≤ 1000 Vca) definidas no anexo A da norma não devem compartilhar a mesma linha elétrica. São os casos das linhas de energia (faixa II), linhas de telefonia, dados, internet,


80

for reforçada com grampos, abraçadeiras ou suportes, instalados a não mais de 750 mm da obturação e capazes de suportar as cargas mecânicas esperadas em consequência da ruptura dos suportes situados do lado da parede já atingido pelo fogo e de tal forma que nenhum esforço seja transmitido à obturação. Ou então, se a concepção da própria obturação garantir uma sustentação adequada, na situação considerada. As obturações devem poder suportar as mesmas influências externas a que a linha elétrica está submetida e, além disso, devem ter uma resistência aos produtos de combustão equivalente à dos elementos da construção nos quais forem aplicadas. Em geral, devem ter uma resistência à chama direta de 750 °C por três horas consecutivas. Devem ainda apresentar um grau de proteção contra penetração de água pelo menos igual ao requerido dos elementos da construção nos quais forem aplicadas e, finalmente, devem ser protegidas, tanto quanto as linhas, contra gotas de água que, escorrendo ao longo da linha, possam vir a se concentrar no ponto obturado, a menos que os materiais utilizados sejam todos resistentes à umidade, originalmente e/ou após a finalização da obturação. Existem no mercado materiais específicos para a finalidade de obturação (algumas “espumas”) ou, em certos casos, a aplicação de concreto magro ou de gesso como elemento de obturação podem ser consideradas. No entanto, é preciso reconhecer que obturação de passagens não é especialidade de pessoas com formação na área elétrica e, neste sentido, sempre deve ser consultado um especialista no tema para definir a maneira mais adequada e os materiais mais apropriados para realizar a obturação.

14.6.5 Espaços de construção e galerias Nos espaços de construção (poços/shafts, forros falsos, pisos elevados, etc.), e nas galerias, devem ser tomadas precauções adequadas para evitar a propagação de um incêndio. Conforme a Tabela 32 da norma – Características dos componentes da instalação em função das influências externas, na classificação CB2, os componentes elétricos (e não elétricos) instalados em espaços de construção e galerias devem ser constituídos de materiais não propagantes de chama ou devem ser previstas barreiras corta-fogo (Figura 84) ou ainda podem ser previstos detectores de incêndio. Além disso, na Tabela 34 – Seleção e instalação de linhas elétricas em função das influências externas, no caso de situações CB2 (sujeitas à propagação de incêndio), as linhas elétricas em particular devem atender ao item 5.2.2.5, o qual reforça que devem ser tomadas precauções para que as instalações elétricas não possam propagar incêndios (por exemplo, efeito chaminé), podendo ser previstos detectores de incêndio que acionem medidas destinadas a bloquear a propagação do incêndio como, por exemplo, o fechamento de registros corta-fogo (“dampers”) em dutos ou galerias. Em particular, o item 6.2.9.6.8 da NBR 5410 prescreve que, no caso de linhas elétricas dispostas em poços verticais (shafts) atravessando diversos níveis, cada travessia de piso deve ser obturada de modo a impedir a propagação de incêndio.

NBR 5410

Obturação de poço

Figura 84 - Obturação de poço vertical


14.6.6 Disposição dos condutores – aspectos gerais As prescrições a seguir, baseadas em 6.2.10 da NBR 5410, aplicam-se genericamente aos condutores e linhas elétricas. Mais adiante serão tratados de casos de algumas linhas elétricas específicas. • Os condutos fechados (eletrodutos, eletrocalhas, canaletas com tampas, etc.) podem conter condutores de mais de um circuito, quando as três condições seguintes forem simultaneamente atendidas: a) os circuitos pertencerem à mesma instalação, isto é, se originarem do mesmo dispositivo geral de manobra e proteção, sem a interposição de equipamentos que transformem a corrente elétrica. b) as seções nominais dos condutores fase estiverem contidas dentro de um intervalo de três valores normalizados sucessivos. Por exemplo, é permitido instalar no mesmo eletroduto (ou eletrocalha ou canaleta com tampa) cabos de média tensão de seções 50, 70 e 95 mm2, mas não é permitido instalar cabos 50, 70 e 120 mm2. c) os cabos tiverem a mesma temperatura máxima para serviço contínuo. Assim, por exemplo, podem compartilhar o mesmo conduto fechado diferentes cabos isolados em PVC (classe 70 ºC), assim como podem utilizar o mesmo conduto fechado cabos isolados em EPR e XLPE, pois ambos são classe 90 ºC. No entanto, não se admite misturar no mesmo conduto fechado cabos isolados em PVC e EPR ou XLPE, pois possuem temperaturas de serviço diferentes. • Não é permitida a instalação de um único cabo unipolar no interior de um conduto fechado de material condutor (metálico) (Figura 85). • Quando vários cabos forem reunidos em paralelo, eles devem ser reunidos em tantos grupos quantos forem os cabos em paralelo, com cada grupo contendo um cabo de cada fase ou polaridade. Os cabos de cada grupo devem estar instalados na proximidade imediata uns dos outros. Em particular, no caso de condutos fechados de material condutor, todos os condutores vivos de um mesmo circuito devem estar contidos em um mesmo conduto.

comprimento), a variação de impedância entre os cabos em paralelo fica por conta da reatância indutiva (indutância própria + indutância mútua). A indutância própria também é aproximadamente a mesma entre os cabos em paralelo, já que depende apenas da geometria do cabo propriamente dita. No entanto, a reatância mútua depende do arranjo, ou seja, da forma como os cabos são instalados e da distância entre eles. Quando são utilizados cabos tripolares em paralelo por fase, obtém-se uma geometria muito simétrica entre os condutores das diferentes fases que formam cada perna do conjunto em paralelo. Isso faz com que a distribuição de correntes entre os diversos cabos em paralelo na mesma fase seja muito boa. O problema de distribuição desigual de corrente ocorre quando se utilizam cabos unipolares, uma vez que o arranjo dos cabos influencia de modo significativo a reatância mútua. Neste caso, sem realizar cálculos complexos de indutância mútua, as maneiras práticas de conseguir a distribuição de corrente mais uniforme são aquelas indicada na Figura 86.

81

14.6.7 Requisitos específicos para instalação eletrodutos A instalação de condutores elétricos em eletrodutos deve atender a alguns requisitos particulares da NBR 5410 que dizem respeito, principalmente, ao número máximo de cabos em seu interior e à quantidade máxima permitida de curvas sem a instalação de caixas de passagem. 14.6.7.1Especificação A NBR IEC 50(826) de 1997 define eletroduto como “elemento de linha elétrica fechada, de seção circular ou não, destinado a conter condutores elétricos providos de isolação, permitindo tanto a enfiação como a retirada destes”. Em relação às normas técnicas brasileiras, encontram-se publicadas no momento da publicação deste guia os se-guintes documentos mais importantes para eletrodutos: • NBR 5597:1995 - Eletroduto rígido de aço-carbono e acessórios com revestimento protetor, com rosca ANSI/ASME B1.20.1 Especificação • NBR 5598:1993 - Eletroduto rígido de aço-carbono com revestimento protetor, com rosca NBR 6414 - Especificação • NBR 5624:1993 - Eletroduto rígido de aço-carbono, com costura, com revestimento protetor e rosca NBR 8133 – Especificação

NBR 5410

Essa prescrição da norma visa obter o melhor equilíbrio possível de corrente entre os diversos cabos, evitando assim que alguns sejam percorridos por mais correntes do que outros. Quando isso acontece, há o risco de alguns cabos entrarem em sobrecarga, enquanto que outros funcionarão com carga reduzida. Nas situações em que a proteção contra sobrecarga de todos os cabos em paralelo é realizada por um único dispositivo, ele não irá atuar por conta de sobrecargas em cabos individuais, uma vez que ele “enxerga” somente a corrente total do circuito. Desta forma, deve-se buscar uma divisão de corrente igual ou muito próxima entre os cabos ligados em paralelo. Isso é conseguido quando as impedâncias dos cabos em paralelo são aproximadamente iguais. Como a resistência elétrica será praticamente a mesma em todos os condutores (todos tem a mesma seção nominal e

Figura 85 – Não é permitido somente um cabo de média tensão unipolar em conduto metálico


Figura 86 - Arranjos práticos de cabos unipolares em paralelo por fase

NBR 5410

82

• NBR 13057:1993 - Eletroduto rígido de aço-carbono, com costura, zincado eletroliticamente e com rosca NBR 8133 • NBR 15465:2007 - Sistemas de eletrodutos plásticos para instalações elétricas de baixa tensão - Requisitos de desempenho • NBR15701:2009 - Conduletes metálicos roscados e não roscados para sistemas de eletrodutos No que tange a especificação dos eletrodutos, o item 6.2.11.1 da norma indica que é vedado o uso, como eletroduto, de produtos que não sejam expressamente apresentados e comercializados como tal. Esta proibição inclui, por exemplo, produtos caracterizados por seus fabricantes como “mangueiras”. Um modo de atender a este item da norma é utilizar nas obras apenas aqueles produtos que indiquem a norma técnica que rege sua fabricação e ensaios. Essa informação pode fazer parte do material informativo do produto (catálogo impresso, catálogo virtual, folhetos, etc.) assim como deve vir gravado sobre a superfície do eletroduto a identificação da norma que lhe é aplicável. Somente com estas informações claramente disponibilizadas, o profissional ou consumidor poderão ter elementos para fazer a escolha que julgar mais adequada. Como até o momento da publicação deste guia não há certificação compulsória de eletrodutos no âmbito do INMETRO, o fornecimento das informações mencionadas está sob a responsabilidade primária do fornecedor/fabricante do produto. No caso de eletrodutos vendidos em lojas, cabe também ao revendedor do produto disponibilizar as informações técnicas para os profissionais que especificam, compram e instalam os eletrodutos. E, acima de tudo, como força propulsora deste assunto, cabe a estes profissionais exigirem por escrito as informações que atestem que os produtos que serão utilizados como eletrodutos são de fato eletrodutos.

Conforme 6.2.11.1.2 da norma, somente são admitidos, em instalações aparentes e embutidas, eletrodutos que não propaguem chama. É importante notar que esta prescrição é geral, independentemente do tipo de local, influências externas, etc. Obviamente, eletrodutos metálicos atendem naturalmente a esta exigência, porém o mesmo não ocorre com todos os tipos de eletrodutos não metálicos. Desta forma, especificadores, compradores e instaladores devem prestar especial atenção a este requisito quando forem utilizar eletrodutos não metálicos. 14.6.7.2 Número máximo de condutores no interior de um eletroduto

A NBR 5410 admite, em 6.2.10.2, que os condutos fechados em geral, e os eletrodutos em particular, contenham condutores de mais de um circuito se as seções nominais dos condutores de fase estiverem contidas dentro de um intervalo de três valores normalizados sucessivos, tais como 1,5, 2,5 e 4 mm², ou 6, 10 e 16 mm² ou 35, 50 e 70 mm², e assim por diante. Desta forma, por exemplo, pode-se colocar dentro de um eletroduto cabos com seções de 1,5, 2,5 e 4 mm², mas não se podem colocar juntos num eletroduto cabos com seções 1,5, 6 e 10 mm². Em 6.2.11.1.6, determina-se que a quantidade máxima de condutores dentro de um eletroduto de modo a se deixar uma boa área livre no interior do eletroduto para facilitar a dissipação do calor gerado pelos condutores e para faci-litar a enfiação e retirada dos cabos. Para tanto, é necessário que os condutores ou cabos não ocupem uma porcen-tagem da área útil do eletroduto superior a 53% para um condutor, 31% para dois condutores e 40% para três ou mais condutores.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Com base nesta prescrição, a maneira de calcular a quantidade máxima de condutores é resumida em comparar a área interna de um eletroduto com a área total de condutores. Da geometria, a área útil de um eletroduto (AE) é dada por: AE =

π 4

(de – 2e)2

onde: de é o diâmetro externo do eletroduto e e a espessura da parede do eletroduto. Tais valores podem ser obtidos, por exemplo, no catálogo do fabricante.

A área total de um cabo isolado (Ac) deve ser calculada por:

Ac =

π

de2

4 sendo: d o diâmetro externo do cabo isolado, valor que é obtido no catálogo do fabricante. Desta forma, o número máximo (N) de cabos isolados, de mesma seção, que pode ser instalado em um eletroduto, é dado por: toc . AE N= Ac onde: toc = 0,53 para um condutor, 0,31 para dois condutores e 0,40 para três ou mais condutores a serem instalados no interior do eletroduto. Vejamos um exemplo: quantos condutores isolados 450/750 V de seção nominal 2,5 mm2 podem ser instalados dentro de um eletroduto rígido em PVC classe A – tamanho nominal 20 (3/4”) – tipo roscável? De um catálogo de cabos, obtemos que o diâmetro nominal de um cabo 2,5 mm2 é de = 3,7 mm e de um catálogo de eletroduto rígido em PVC classe A – tamanho nominal 20 – tipo roscável (NBR 15465), encontramos de = 21,1 ± 0,3 mm; e = 2,5 mm. Recomenda-se utilizar no cálculo a menor dimensão permitida do eletroduto, ou seja, de = 21,1 - 0,3 = 20,8 mm

curvas, o limite de 15 m e o de 30 m devem ser reduzidos em 3 m para cada curva de 90°. Em cada trecho de tubulação entre duas caixas, ou entre extremidades, ou ainda entre caixa e extremidade, só devem ser previstas, no máximo, 3 curvas de 90°, ou seu equivalente até, no máximo, 270°, não devendo ser previstas curvas com deflexão superior a 90°. Ver figura 87. Desta forma, por exemplo, um trecho de tubulação situada no interior de uma obra, contendo 2 curvas não poderá ter um comprimento superior a 15 – (2 x 3) = 9 m.

Então, aplicando-se as equações anteriores:

AE = 196 mm2; Ac = 11 mm2; N=

toc . AE Ac

=

0,4 . 196 11

Figura 87: regra sobre instalação de caixas em eletrodutos

14.6.7.4 Diâmetro interno e tamanho nominal As normas de eletrodutos indicam seu tamanho nominal, um número adimensional. No entanto, historicamente, na prática, os eletrodutos são especificados por seu diâmetro interno em polegadas. Desta forma, apresentam-se a seguir as equivalências entre as duas designações. Eletroduto rígido – aço carbono

Tamanho nominal

Diâmetro interno (Designação da rosca) (polegadas)

10

3/8

15

1/2

20

3/4

25

1

32

1 1/4

40

1 1/2

50

2

65

2 1/2

80

3

90

3 1/2

100

4

125

5

150

6

83

Eletroduto rígido - PVC

= 7 cabos isolados.

14.6.7.3 Quantidade máxima permitida de curvas em um eletroduto

Diâmetro interno (Designação da rosca) (polegadas)

16

1/2

20

3/4

25

1

32

1 1/4

40

1 1/2

50

2

60

2 1/2

75

3

85

3 1/2

NBR 5410

Em 6.2.11.1.6, a norma determina que os trechos contínuos de tubulação, sem interposição de caixas ou equipa-mentos, não devem exceder 15 metros de comprimento para linhas internas às edificações e 30 metros para as li-nhas em áreas externas às edificações, se os trechos forem retilíneos. Se os trechos incluírem

Tamanho nominal

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 26 – Volume equivalente de condutores isolados dentro de uma caixa

14.6.7.5 Caixas de derivação e de passagem Localização A localização das caixas deve ser de modo a garantir que elas sejam facilmente acessíveis. Elas devem ser providas de tampas ou, caso alojem interruptores, tomadas de corrente e congêneres, fechadas com os espelhos que completam a instalação desses dispositivos. As caixas de saída para alimentação de equipamentos podem ser fechadas com as placas destinadas à fixação desses equipamentos. Tampas A NBR 5410 admite a ausência de tampa em caixas de derivação ou de passagem instaladas em forros ou pisos falsos, desde que essas caixas efetivamente só se tornem acessíveis com a remoção das placas do forro ou do piso falso, e que se destinem exclusivamente à emenda e/ou derivação de condutores, sem acomodar nenhum dispositivo ou equipamento. Esta prescrição vem atender, por exemplo, aqueles casos de instalação de linhas de eletrodutos aparentes fixados no teto que contêm os circuitos para alimentação de luminárias montadas nas placas do forro falso. Ocupação

84

A ocupação das caixas de derivação e conduletes não raro se revela um problema. Uma situação típica, neste particular, é a existência de caixas com uma quantidade de condutores tal que é quase impossível fechá-las, colocar suas tampas. É possível evitar esse problema, definindo de antemão uma caixa cujas dimensões sejam compatíveis com a ocupação pretendida? A norma de instalações norteamericana, o NEC, estabelece um método para tal, que contempla tanto a hipótese de caixas apenas com condutores quanto o caso de caixas contendo condutores e outros componentes. Cabe lembrar que as dimensões das caixas de derivação usadas no Brasil atendem a norma NBR 5431. A partir das dimensões padronizadas pela norma, pode-se deduzir que o volume interno mínimo das duas versões de caixa de derivação mais usadas são como indica a tabela 25.

NBR 5410

Tabela 25 – Volume interno mínimo das caixas de derivação conforme a NBR Tipo de caixa

Volume interno mínimo da caixa

100 x 50 mm

212 cm3

100 x 100 mm

392 cm3

O método do NEC cuida, primeiramente, de estabelecer uma correlação entre a seção nominal do condutor e o volume que ele ocuparia no interior da caixa. Esta correlação é fruto da experiência. Não se resume ao cálculo do volume do condutor, mas leva em consideração também a disposição do condutor dentro da caixa. Tomando como base a tabela do NEC e procurando manter a relação entre áreas e volumes ali indicados, foi elaborada a tabela 26.

Seção Nominal do condutor isolado (mm2)

Volume equivalente (cm3)

1,5

32,9

2,5

39,4

4

44,6

6

46,8

10

58,8

Essa tabela é aplicável a condutores isolados apenas, não sendo válida para cabos unipolares ou multipolares. Assim, se a caixa deverá conter apenas condutores isolados (sem emendas, conexões ou ligações a tomadas de corrente), então se pode simplesmente dividir os volumes da Tabela 25 pelos da Tabela 26 e obter-se assim a quantidade máxima de condutores isolados admissível em cada caixa, como mostra a Tabela 27. Tabela 27 – Quantidade máxima de condutores isolados dentro de uma caixa Tipo de caixa

1,5 mm2

Quantida máxima de condutores isolados 2,5 mm2 4 mm2 6 mm2 10 mm2

100 x 50 mm

6

5

5

5

4

100 x 100 mm

12

10

9

8

7

Agora, se a caixa conterá, além de condutores isolados, outros componentes como emendas, conectores, interruptores e tomadas de corrente, o NEC indica as seguintes regras: 1) cada condutor isolado que terminar na caixa ou nela for emendado deve ser contado uma vez, de acordo com a Tabela 26; 2) cada condutor isolado que passar pela caixa, sem emenda ou conexão, deve ser contado uma vez, de acordo com a Tabela 26; 3) cada laço de condutor com comprimento da ordem de 30 a 40 cm deve ser contado duas vezes, de acordo com a Tabela 26; 4) as conexões ou emendas no interior da caixa, independentemente de sua quantidade ou natureza (pré-fabricadas ou não), são contadas, para efeito de ocupação, como equivalentes ao condutor de maior seção nominal existente, de acordo com a Tabela 26; 5) cada corpo de tomada (simples ou dupla) ou interruptor (simples, duplo, paralelo ou intermediário) instalado na caixa deve ser computado como equivalente a duas vezes o condutor de maior seção nominal conectado ao dispositivo, de acordo com a Tabela 26; 6) por fim, se a caixa acomodar também algum elemento de fixação — de luminária ou de ventilador de teto —, este deve ser considerado equivalente a uma vez o condutor de maior seção nominal existente na caixa, conforme Tabela 26. Vejamos um primeiro exemplo. Calcular o volume interno mínimo de uma caixa que terá, no seu interior, dois condutores isolados de 2,5 mm2, três condutores isolados de 4 mm2 e, ainda, um corpo de tomada dupla, ao qual serão conectados os condutores de 4 mm2.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS De acordo com a regra 1, • volume de dois condutores isolados com seção de 2,5 mm2: 2 x 39,4 cm3 = 78,8 cm3; • volume de três condutores isolados com seção de 4 mm2: 3 x 44,6 cm3 = 133,8 cm3 No caso da tomada, aplica-se a regra 5: um corpo de tomada dupla: 2 x 44,6 cm3 = 89,2 cm3 Assim, o volume total mínimo interno da caixa fica: 78,8 + 133,8 + 89,2 = 301,8 cm3 Logo, como se observa na tabela 25, neste caso deve ser usada uma caixa de 100 x 100 mm. Por fim, vejamos um segundo exemplo. Calcular o volume interno mínimo de uma caixa que terá, no seu interior, quatro condutores isolados de 1,5 mm2, três condutores isolados de 2,5 mm2 e um corpo de interruptor simples, ao qual serão conectados os condutores de 1,5 mm2. De acordo com a regra 1, • volume de quatro condutores isolados com seção de 1,5 mm2 : 4 x 32,9 cm3 = 131,6 cm3 • volume de três condutores isolados com seção de 2,5 mm2: 3 x 39,4 cm3 = 118,2 cm3 A ocupação correspondente a um corpo de interruptor simples, de acordo com a regra 5, será: 2 x 32,9 cm3 = 65,8 cm3 Logo, o volume interno mínimo, total, será: 131,6 + 118,2 + 65,8 = 315,6 cm3 De acordo com a Tabela 25, também neste caso deve ser usada uma caixa de 100 x 100 mm. 14.6.8 Requisitos específicos para instalação em espaços de construção

14.6.8.1 Geral

14.6.8.2 Cabos sob piso elevado A convivência entre cabos de energia (potência) e de sinal em geral (dados, telefonia, etc.) diretamente sob o piso elevado é tratada no item 6.2.9.5 da NBR 5410. Cabe lembrar que o vão sob o piso elevado é considerado pela NBR 5410 um espaço de construção onde linhas elétricas e de sinais são instaladas de acordo com a tabela 33 da norma. Se os cabos são lançados diretamente sobre a superfície do espaço de construção, tem-se, especificamente, o método de instalação 21 da referida tabela. Desta forma, juntando-se as prescrições de 6.2.9.5 com as considerações citadas anteriormente, conclui-se que é permitida a convivência entre cabos de energia (por exemplo, condutores isolados 450/750 V e cabos unipolares e multipolares 0,6/1 kV) e cabos de sinais (por exemplo, UTP) sob o piso elevado, instalados em condutos abertos ou fechados, ou mesmo lançados diretamente sobre a superfície do piso, desde que não compartilhem a mesma linha elétrica. A norma é explícita ao não permitir a convivência entre circuitos de energia e dados na mesma linha elétrica, mas é omissa em relação à convivência entre linhas elétricas de energia e de sinal no mesmo espaço de construção. Por exemplo, de acordo com 6.2.9.5 não é permitido instalar no mesmo eletroduto um cabo de energia isolado para 1 kV e um cabo de sinal UTP, pois ambos estão na mesma linha elétrica (eletroduto), porém possuem tensões de isolamento diferentes. Finalmente, é preciso esclarecer que, embora a NBR 5410 não proíba a convivência entre os cabos soltos sob o piso elevado, isto não significa que a boa prática de engenharia não deva ser utilizada. Ou seja: os cabos de energia e de sinal devem ser agrupados conforme sua função e, apenas, se necessário, separados por uma distância determinada em função de aspectos de interferência eletromagnética — que não são abordados na NBR 5410 e, portanto, devem ser calculados caso a caso. Em outras palavras, não se recomenda que os cabos sejam “jogados” de qualquer maneira sob o piso. Isto, além de complicar a operação e manutenção do sistema, pode acarretar problemas de compatibilidade eletromagnética, que afetam o funcionamento do sistema de sinal. A propósito, a NBR 5410 traz algumas

85

NBR 5410

Conforme 6.2.11.5 da NBR 5410, nos espaços de construção podem ser utilizados condutores isolados e cabos unipolares ou multipolares conforme os métodos de instalação 21, 22, 23, 24 e 25 da tabela 33 da norma, desde que os condutores ou cabos possam ser instalados ou retirados sem intervenção nos elementos de construção do prédio. Vale sempre lembrar que espaço de construção não é um tipo de linha elétrica, mas é um local onde linhas elétricas dos mais variados tipos podem ser instaladas. Conforme a NBR IEC 60050 (826), um “espaço de construção é um espaço existente na estrutura ou nos componentes de uma edificação, acessível apenas em determinados pontos. Na prática, são considerados espaços de construção todas as cavidades nas estruturas da obra, tais como poços (“shafts”) e galerias, os pisos técnicos (vão livre, onde cabe uma pessoa, situada entre dois pavimentos), os pisos elevados, os forros falsos e os espaços internos existentes em certos tipos de divisórias. Além desses,

também é considerado espaço de construção as passagens formadas pela justaposição de blocos alveolados (blocos furados que, quando colocados justapostos formam “canais” no interior das paredes).” Uma análise detalhada de todas as influências externas a que as linhas elétricas no interior do espaço de construção vão estar submetidas é uma grande ferramenta para se decidir pela melhor forma de selecionar e instalar os condutos e condutores ou as linhas pré-fabricadas. Particularmente falando de aspectos de incêndio nos espaços de construção, a seção 5.2.2.2 “Proteção contra incêndio em locais BD2, BD3 e BD4” impõe algumas regras às linhas aparentes e às linhas no interior de paredes ocas ou de outros espaços de construção, com destaque para as exigências de não-propagação de chama, de não-geração de halogênios e de baixa emissão de fumaça e gases tóxicos por parte dos condutos e/ou condutores.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS recomendações genéricas em 5.4.3.5 relativas à disposição dos cabos de energia e de sinais em geral (isto é, não se refere apenas aos espaços de construção). 14.6.9 Requisitos específicos para instalação em bandejas Sob o ponto de vista da instalação dos condutores elétricos em bandejas, diferentemente do que ocorre com cabos instalados em eletrodutos, a NBR 5410 não estabelece uma ocupação máxima de x% da área útil da bandeja pelos cabos. A única restrição à quantidade de cabos na bandeja é dada em 6.2.11.3.5.

A Tabela 28 apresenta alguns valores obtidos em catálogos de fabricantes de um cabo unipolar 0,6/1 kV categoria BF e o respectivo cálculo do volume de material combustível para cada seção nominal. A última coluna da tabela indica quantos cabos daquela respectiva seção podem ser instalados numa bandeja, respeitando-se o limite de 3,5 dm3 por metro linear de material (para obter essa quantidade, basta dividir 3,5 pelo volume da respectiva seção de cabo). Tabela 28 - volume e número de cabos unipolares em bandeja Seção (mm²)

Nas bandejas, leitos e prateleiras, preferencialmente, os cabos devem ser dispostos em uma única camada. Admite-se, no entanto, a disposição em várias camadas desde que haja uma limitação de material combustível (isolações, capas e coberturas), de modo a evitar a propagação de incêndio. Para tanto, o volume de material combustível deve ser limitado a:

1,5

a) 3,5 dm3 por metro linear, para cabos de categoria BF da NBR 6812;

35

b) 7 dm3 por metro linear, para cabos de categoria AF ou AF/R da NBR 6812.

86

Vmatcomb = (π / 4) x {[dc + 2 x (ei + ecob)]2 – dc2]} x 10-3

Para aplicar essa prescrição, deve-se conhecer o volume de material combustível que está contido nos cabos no interior da bandeja e limitá-lo aos valores de 3,5 dm3 ou 7 dm3 conforme o caso. Em geral, os cabos unipolares ou multipolares disponíveis no mercado enquadra-se na categoria BF, o que faz com que seja possível instalar, no máximo, 3,5 dm3 por metro linear de material combustível. O cálculo do volume de material combustível (Vmc) em um metro de cabo pode ser feito a partir da Figura 88. Os materiais a serem considerados no cálculo são os que compõem a isolação e a cobertura do cabo uni ou multipolar.

Vmatcomb (dm³/m)

Num. Cabos cat BF

0,0176

199

0,0198

177

0,0283

124

0,0320

109

0,0364

96

0,0427

82

0,0599

58

0,0672

52

0,0874

40

0,1004

35

0,1311

27

0,1430

24

0,1758

20

0,2132

16

0,2649

13

0,3180

11

2,5 4 6 10 16 25 50 70 95 120 150 185 240 300

Exemplo: uma bandeja contém 12 cabos unipolares de 70 mm2, 6 cabos 120 mm2, e 3 cabos 150 mm2. O volume de material combustível total instalado na bandeja, conforme dados da Tabela 1 é dado por : Vmatcomb = 12 x 0,1004 + 6 x 0,1430 + 3 x 0,1758 = 2,59 dm3/m ≤ 3,5 dm3/m. Isso implica que essa quantidade de cabos atende à prescrição da NBR 5410. 14.6.10 Requisitos específicos para instalação em canaletas e perfilados

NBR 5410

Figura 88 - Dimensões de um cabo

Nos catálogos de cabos é possível obter os valores (em mm) do diâmetros do condutor (dc), e da espessuras da isolação (ei) e da cobertura (ecob). O volume de material combustível (Vmatcomb), expresso em dm3 por metro linear, pode ser calculado por:

Conforme 6.2.11.4.1 da NBR 5410, nas canaletas instaladas sobre paredes, em tetos ou suspensas e nos perfilados, podem ser instalados condutores isolados, cabos unipolares e cabos multipolares. Os condutores isolados só podem ser utilizados em canaletas ou perfilados de paredes não-perfuradas e com tampas que só possam ser removidas com auxílio de ferramenta. No entanto, admite-se o uso de condutores isolados em canaletas ou perfilados sem tampa ou com tampa desmontável sem auxílio de ferramenta, ou em canaletas ou perfilados com paredes perfuradas, com ou sem tampa, desde que estes condutos sejam instalados em locais só acessíveis a pessoas advertidas (BA4) ou qualificadas (BA5); ou sejam instalados a uma altura mínima de 2,50 m do piso (Figura 89).


Figura 89 – Instalação de condutor isolado em perfilado sem tampa

14.6.11 Requisitos específicos para instalação em linhas enterradas

Conforme 6.2.11.6.1 da NBR 5410, em linhas enterradas (cabos diretamente enterrados ou contidos em eletrodutos enterrados), só são admitidos cabos unipolares ou multipolares (Figura 90). Adicionalmente, em linhas com cabos diretamente enterrados desprovidas de proteção mecânica adicional só são admitidos cabos armados. Admite-se o uso de condutores isolados em eletroduto enterrado se, no trecho enterrado, não houver nenhuma caixa de passagem e/ou derivação enterrada e for garantida a estanqueidade do eletroduto. Os cabos devem ser protegidos contra as deteriorações causadas por movimentação de terra, contato com corpos rígidos, choque de ferramentas em caso de escavações, bem como contra umidade e ações químicas causadas pelos elementos do solo.

Como prevenção contra os efeitos de movimentação de terra, os cabos devem ser instalados, em terreno normal, pelo menos a 0,70 m da superfície do solo. Essa profundidade deve ser aumentada para 1 m na travessia de vias acessíveis a veículos, incluindo uma faixa adicional de 0,50 m de largura de um lado e de outro dessas vias (Figura 91). Essas profundidades podem ser reduzidas em terreno rochoso ou quando os cabos estiverem protegidos, por exemplo, por eletrodutos que suportem sem danos as influências externas presentes. Deve ser observado um afastamento mínimo de 0,20 m entre duas linhas elétricas enterradas que venham a se cruzar ou entre uma linha elétrica enterrada e qualquer linha não elétrica cujo percurso se avizinhe ou cruze com o da linha elétrica. Esse afastamento, medido entre os pontos mais próximos das duas linhas, pode ser reduzido se as linhas elétricas e as não elétricas forem separadas

87

NBR 5410

Figura 91 – Profundidades mínimas em instalações com cabos diretamente enterrados

Figura 90 – Instalação de eletrodutos enterrados

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Os barramentos blindados devem atender a NBR IEC 60439-2 – Conjunto de manobras e controle de baixa tensão – Parte 2: Requisitos particulares para linhas elétricas pré-fabricadas (sistemas de barramentos blindados), e ser instalados conforme as instruções do fabricante 14.7.1 Construção

Fita de advertência

Figura 92 – Exemplo de fita de advertência

por meios que proporcionem uma segurança equivalente. As linhas elétricas enterradas devem ser sinalizadas, ao longo de toda a sua extensão, por um elemento de advertência (por exemplo, fita colorida) não sujeito a deterioração, situado, no mínimo, a 0,10 m acima da linha (Figura 92). 14.6.12 Requisitos específicos para instalação em linhas aéreas externas

88

Conforme 6.2.11.8.1 da NBR 5410, nas linhas aéreas externas podem ser utilizados condutores nus ou providos de cobertura resistente às intempéries, condutores isolados com isolação resistente às intempéries, ou cabos multiplexados resistentes às intempéries montados sobre postes ou estruturas. Os condutores nus devem ser instalados de forma que seu ponto mais baixo observe as alturas mínimas em relação ao solo indicadas na Figura 93. 14.7 Linhas elétricas pré-fabricadas (barramentos blindados) de baixa tensão

A NBR 5410 prescreve que os invólucros ou coberturas das linhas pré-fabricadas devem assegurar proteção contra contatos acidentais com partes vivas e possuir grau de proteção no mínimo IP2X.

NBR 5410

3,5 m

Passagem exclusiva de pessoas Figura 93 - Alturas mínimas de redes aéreas externas com condutores nus

Os barramentos blindados empregados em instalações elétricas são conjuntos de barras chatas condutoras de eletricidade, geralmente de cobre ou de alumínio, com cantos arredondados, elaborados para transmitir e distribuir correntes elétricas elevadas, principalmente, de 100 A a 6.000 A. Eles são recobertos, em geral, por invólucros metálicos retangulares, que comumente podem ser de aço carbono zincado ou de alumínio. Essas barras condutoras ficam suportadas nos isoladores – isoladas umas das outras e do invólucro. Os materiais isolantes podem ser diversos, como fitas especiais, resina epóxi, plástico reforçado, fibra de vidro, cerâmica, etc. Os barramentos de baixa tensão, até 1 kV, têm, em geral, o tamanho padrão de três metros de comprimento e são divididos em dois tipos mais comuns: os barramentos blindados de barras separadas e os de barras coladas. Nos barramentos de barras separadas, as barras condutoras estão dispostas paralelamente, de forma a manter uma isolação entre elas. Este é o tipo mais comum para fazer derivação de corrente, também popularmente conhecido como barramentos destinados a usar plugin. Isso porque os barramentos têm, com espaçamentos regulares, tomadas pré-determinadas de conexão rápida, chamadas de plugins. Eles são elementos de contatos, nas quais podem ser ligados equipamentos como máquinas e motores ou ser transferida a corrente para outro caminho por cabos, por exemplo. Um barramento padrão de três metros tem, em geral, seis tomadas de derivação rápida. Esses barramentos podem ser usados em aplicações industriais, residenciais e comerciais. Nos últimos anos, as linhas elétricas préfabricadas deram um salto em popularidade e utilização. Isso se deve, especialmente, ao mercado de construção civil, que passou a empregar esses produtos. Os condutores são constituídos de barras de cobre eletrolítico, com cantos redondos, de pureza 99,5% ou barras de alumínio

4,5 m

Tráfego de veículos leves

5,5 m

Tráfego de veículos pesados

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS com 99,5% de pureza. Nas extremidades dos barramentos são estampados furos para permitir uma fácil conexão na montagem no local da obra. Além disso, as barras podem estar revestidas de prata ou estanho para melhorar a resistência de contato e diminuir as perdas joule. Dependendo da corrente no circuito, são instaladas uma ou mais barras em paralelo por fase.

o comprimento do percurso, ou a outros equipamentos, como transformadores ou painéis. Outro tipo de elemento de conexão é o elemento de dilatação, também conhecido como junta de dilatação. Esta peça permite a dilatação térmica, compensando a diferença de dilatação térmica dos diferentes materiais que compõem a instalação.

14.7.2 Tipos

14.7.5 Instalação

Em edifícios residenciais, os barramentos são dispostos na vertical, no espaço de construção, do qual é derivada a energia para os andares e de onde será distribuída a eletricidade para cada apartamento e, na horizontal, desde o quadro de proteção até a base da prumada. Barramentos na horizontal podem ser também encontrados em indús-trias e comércios, como shoppings centers, para facilitar a distribuição da energia para cada loja abaixo da linha elétrica. Os barramentos blindados de baixa tensão podem ainda ter as barras coladas uma à outra, sem espaço de isolação. Nesse caso, é comum que os fabricantes façam o isolamento com fita, encapsulando as barras. Este tipo de barra-mento é mais utilizado para transmissão de energia. Na distribuição de energia, apesar de possível, não é usual, dada a complexidade apresentada, pois, para derivar corrente no tipo barra colada, é preciso separar as barras antes de acoplar uma caixa plugin que irá distribuir energia. Isso torna o processo mais caro também.

Os barramentos blindados são equipamentos que se tornam economicamente compensatórios quando utilizados para transportar grandes correntes, além de agregar outros benefícios como a flexibilidade de alteração da instalação e da rapidez de instalação (Figura 94).

14.7.3 Grau de Proteção (IP) As influências externas relativas a uma certada aplicação devem ser bem conhecidas para que seja determinado adequadamente o grau de proteção IP de um barramento blindado. Em particular, a presença de água (AD) e a presença de corpos sólidos são duas das influências externas mais importantes a serem consideradas. Os barramentos blindados podem ser especificados nas versões que vão desde completamente desprotegidos até protegidos contra submersão, de acordo com norma NBR IEC 60529. Em geral, o grau de proteção mais usual dos invólucros para barramentos blindados é o IP55. 14.7.4 Elementos

Figura 94 – Instalação de barramentos blindados

Conforme a norma NBR IEC 60439-2, os barramentos blindados têm que ser instalados seguindo certos cuidados para que o produto seja bem adequado e não apresente problemas. A atenção deve-se, principalmente, devido ao grande emprego do produto fora da indústria, em que há muitos usuários operando na instalação sem serem efetivamente especialistas em eletricidade. Para evitar problemas no barramento devido a uma má instalação ou conservação incorreta do produto, muitos fabricantes indicam equipes de instalação ou realizam eles mesmos a instalação do barramento. Algumas regras básicas de manuseio e instalação incluem: • Instalar o barramento apenas no momento, de modo que ele não fique exposto em obra; • Manter a integridade da embalagem e do local de armazenamento; • Manusear o equipamento com cuidado, evitando as interferências nos trechos horizontais e impedindo a penetração de objetos durante a instalação; • Verificar a integridade mecânica antes dos testes elétricos finais; • Medir a resistência de isolamento e fazer um ensaio de tensão aplicada a 60 Hz e antes de colocar o equipamento em serviço.

NBR 5410

A distribuição de energia por derivações é feita em barramentos de baixa tensão. Além das caixas de derivação, ou caixas plugins, os barramentos blindados podem ter uma série de outros elementos que vão além das próprias barras, como a caixa de alimentação ou de ligação. Como o barramento não existe sozinho e ele precisa ser alimentado, a função dessas caixas é mandar a energia de um ponto para outro. As linhas elétricas pré-fabricadas podem ter ainda acessórios como cotovelos, “tês” (T), “xis” (X) e desvios. São elementos adicionais para mudança de percurso, mas o seu emprego depende também da destinação do barramento. Há ainda os chamados elementos de conexão, que podem ligar um dado barramento a outros, conectando e aumentando

89


15 Dimensionamento de condutores Este capítulo trata do dimensionamento de cabos elétricos e de barramentos blindados de baixa tensão. Numa instalação elétrica devem ser dimensionados os condutores de fase, o condutor neutro (quando existir) e os condutores do sistema de aterramento (ver capítulo 16 deste guia). 15.1 Dimensionamento de cabos elétricos de baixa tensão

Conforme 6.2.6.1.2 da NBR 5410, a seção dos condutores de fase deve ser determinada de forma a que sejam atendidos, no mínimo, todos os seguintes critérios: a) as seções mínimas indicadas em 6.2.6.1.1; b) a capacidade de condução de corrente dos condutores deve ser igual ou superior à corrente de projeto do circuito, incluindo as componentes harmônicas, afetada dos fatores de correção aplicáveis (ver 6.2.5); c) os limites de queda de tensão, conforme 6.2.7; d) a proteção contra sobrecargas, conforme 5.3.4 e 6.3.4.2; e) a proteção contra curtos-circuitos e solicitações térmicas, conforme 5.3.5 e 6.3.4.3. A cada critério corresponde uma seção, sendo que a seção técnica dos condutores de fase de um determinado circuito será a maior dentre elas. 15.1.1.1 Critério da seção mínima Nas instalações fixas, a seção dos condutores de fase não deve ser inferior ao valor pertinente dado na Tabela 29. Tabela 29 – Seções mínimas de condutores de fase Tipo de linha

Condutores e cabos Instalações

isolados

fixas em

Utilização do circuito

Seção mínima do condutor mm2 - material

Circuitos de iluminação

1,5 Cu

Circuitos de força

2,5 Cu

Circuitos de sinalização

0,5 Cu

16 Al 16 Al e circuitos de controle

geral

Circuitos de força Condutores nus

10 Cu 16 Al

Circuitos de sinalização

4 Cu

e circuitos de controle

15.1.1.2 Critério de capacidade de condução de corrente

NBR 5410

A corrente transportada por qualquer condutor, durante períodos prolongados em funcionamento normal, deve ser tal que a temperatura máxima para serviço contínuo dada na Tabela 30 não seja ultrapassada. Essa condição é atendida se a corrente nos cabos não for superior às capacidades de condução de corrente adequadamente escolhidas nas tabelas 36 a 39 da NBR 5410 afetadas, se for o caso, dos fatores de correção dados nas tabelas 40 a 45 da norma. Tabela 30 - Temperaturas características dos condutores (Tabela 35 da NBR 5410)

15.1.1Condutores de fase

90

Tabelas de capacidade de corrente

O objetivo deste critério de dimensionamento é garantir a vida satisfatória aos cabos elétricos submetidos aos efeitos térmicos produzidos pela circulação de correntes de valores iguais às capacidades de condução de corrente respectivas, durante períodos prolongados em serviço normal.

Tipo de isolação

Temperatura máxima para serviço contínuo (condutor) °C

Cloreto de polivinila (PVC) até 300 mm2

70

Cloreto de polivinila (PVC) maior que 300 mm2

70

Borracha etilenopropileno (EPR)

90

Polietileno reticulado (XLPE)

90

As tabelas 36 a 39 da norma fornecem as capacidades de condução de corrente para os métodos de referência A1, A2, B1, B2, C, D, E, F e G descritos em 6.2.5.1.2, que são aplicáveis a diversos tipos de linhas, conforme indicado na tabela 33 da NBR 5410. Para entender a estrutura das tabelas 36 a 39, suponha-se um circuito que será chamado de “circuito 1”, trifásico (3 condutores carregados), com corrente de projeto IB = 48 A, condutor de cobre isolado em PVC, instalado sozinho em um eletroduto aparente (método de referência B1) e temperatura ambiente 30 ºC. Como se trata de condutor isolado em PVC instalado no método B1, a tabela a ser utilizada é a 36. A partir dessa escolha, a sequência de setas na Figura x indica o caminho que deve ser seguido até se obter a seção nominal de 10 mm2 para este circuito. Note-se que deve ser escolhida na tabela a corrente IZ imediatamente superior ao valor de IB. Em todos os casos em que as dimensões dos arranjos diferem das condições indicadas na Tabela 33, recomenda-se consultar o fabricante de cabos para o cálculo dos fatores de correção adequados ou calcular diretamente as capacidades de condução de corrente para qualquer arranjo pela aplicação da norma NBR 11301. A NBR 11301, baseada na IEC 60287-1-1 - Electric cables - Calculation of the current rating - Part 1-1: Current rating equations (100 % load factor) and calculation of losses – General, refere-se ao funcionamento contínuo em regime permanente (fator de carga 100%), em corrente contínua ou em corrente alternada com frequência de 60 Hz. Essa é a condição normalmente considerada nos projetos usuais de instalações de edificações residenciais, comerciais e industriais de baixa tensão Não há norma NBR para dimensionamento de cabos elétricos de baixa tensão com regimes de operação cíclicos. Nestes casos, deve-se utilizar a norma IEC 60853-1 Calculation of the cyclic and emergency current rating of cables. Part 1: Cyclic rating factor for cables up to and including 18/30 (36) kV. Tanto as IEC 60287-1-1 quanto a IEC 60853-1 são normas de difícil aplicação, pois contém numerosos cálculos complexos, somente possíveis de realizar em tempos razoáveis por meio de uso de softwares específicos. Há alguns poucos softwares para


Exemplo: IB = 48 A; 3F ; condutor cobre/PVC ; eletroduto aparente ; θa = 30ºC

2

1

3

4 Figura 95 – Sequência para determinação da seção nominal do condutor nas tabelas 36 a 39

estes dimensionamentos disponíveis no mercado, tais como o CYMCAP - Cable Ampacity Calculation, cuja versão original foi desenvolvida em conjunto pela Ontario Hydro (Hydro One), McMaster University e CYME International, com o apoio da Canadian Electricity Association. Fator de correção de temperatura ambiente O valor da temperatura ambiente a utilizar no dimensionamento é o da temperatura do meio que envolve o condutor quando ele não estiver carregado. Os valores de capacidade de condução de corrente fornecidos

pelas tabelas 36 a 39 são sempre referidos a uma temperatura ambiente de 30°C para todas as maneiras de instalar, exceto as linhas enterradas, cujas capacidades são referidas a uma temperatura (no solo) de 20°C. Desta forma, se os condutores forem instalados em ambiente cuja temperatura seja diferente das indicadas, sua capacidade de condução de corrente deve ser determinada, usando-se as tabelas 36 a 39, com a aplicação dos fatores de correção de temperatura dados na tabela 40 da norma. É importante considerar que, no caso de instalações sujeitas a intempéries, os fatores de correção da tabela 40 não consideram o aumento de temperatura devido à radiação solar ou a outras

91

Exemplo: IB = 48 A; 3F ; condutor cobre/PVC ; eletroduto aparente ; θa = 40ºC

2 3

X

θa = 40ºC

IZ = 50 . 0,87 = 43,5 A

Figura 96 – Sequência para aplicação do fator de correção de temperatura da Tabela 40

θa = 30ºC

IZ = 50 A

NBR 5410

1


2

1

Figura 97 – Sequência para aplicação do fator de correção de agrupamento da Tabela 42

92

radiações infravermelhas. Quando os condutores forem submetidos a tais radiações, as capacidades de condução de corrente devem ser calculadas pelos métodos especificados na ABNT NBR 11301. Para entender a aplicação do fator de correção de temperatura, considera-se o “circuito 1” anteriormente utilizado, porém com temperatura ambiente 40 ºC. A Figura 96 apresenta as tabelas 36 e 40 lado a lado e a sequência de setas indica o caminho que deve ser seguido até se obter a nova capacidade de corrente da seção nominal de 10 mm2 referida a 40 ºC. Note-se que o valor obtido (IZ = 43,5 A) é menor do que a corrente de projeto IB = 48 A e, portanto, a seção do condutor deverá ser aumentada. Fator de correção de resistividade térmica do solo

NBR 5410

Nas tabelas 36 e 37, as capacidades de condução de corrente indicadas para linhas subterrâneas (método de referência D) são válidas para uma resistividade térmica do solo de 2,5 K.m/W. Quando a resistividade térmica do solo for superior a 2,5 K.m/W, caso de solos muito secos, os valores indicados nas tabelas devem ser adequadamente reduzidos, a menos que o solo na vizinhança imediata dos condutores seja substituído por terra ou material equivalente com dissipação térmica mais favorável. A tabela 41 da norma fornece fatores de correção para resistividades térmicas do solo diferentes de 2,5 K.m/W. O procedimento para aplicação do fator de correção para resistividade do solo é semelhante àquele explicado para o fator de correção de temperatura. Fator de correção para agrupamento de circuitos Os valores de capacidade de condução de corrente fornecidos pelas tabelas 36 a 39 são válidos para o número de condutores

carregados que se encontra indicado em cada uma de suas colunas. Para linhas elétricas contendo um total de condutores superior às quantidades indicadas nas tabelas 36 a 39, a capacidade de condução de corrente dos condutores de cada circuito deve ser determinada, usando-se as tabelas 36 a 39, com a aplicação dos fatores de correção pertinentes dados nas tabelas 42 a 45 (fatores de agrupamento). Os condutores para os quais se prevê uma corrente de projeto não superior a 30% de sua capacidade de condução de corrente, já determinada observando-se o fator de agrupamento incorrido, podem ser desconsiderados para efeito de cálculo do fator de correção aplicável ao restante do grupo. São os casos, por exemplo, de condutores que tiveram sua seção nominal aumentada em decorrência do atendimento ao critério de queda de tensão. Os fatores de agrupamento foram calculados admitindo-se todos os condutores vivos permanentemente carregados com 100% de sua carga. Caso o carregamento seja inferior a 100%, os fatores de correção podem ser aumentados, porém a norma não traz nenhuma indicação de quais fatores devem ser utilizados. Neste caso, a aplicação da NBR 11301 não é possível, pois ela trata apenas de circuitos com 100% de carga e deve-se, a partir da determinação do ciclo de carregamento do cabo, utilizar a norma IEC 60853-1já mencionada. Os fatores de correção da tabela 42 da norma são aplicáveis a condutores agrupados em feixe, seja em linhas abertas ou fechadas (os fatores pertinentes são os da linha 1 da tabela 42), e a condutores agrupados num mesmo plano e numa única camada (demais linhas da tabela). Por sua vez, os fatores de correção da tabela 43 são aplicáveis a agrupamentos consistindo em mais de uma camada de condutores. Assim, no caso de agrupamento em camadas, os fatores de correção aplicáveis são os da tabela 42, quando a camada for única, ou os da tabela 43, quando houver mais de uma camada. E os fatores de agrupamento da tabela 44 devem ser aplicados aos cabos diretamente


4

2 3 1

4 circuitos

3 camadas

Figura 98 – Sequência para aplicação do fator de correção de agrupamento da Tabela 43

enterrados e os da tabela 45 a linhas em eletrodutos enterrados. A Figura 97 indica através das setas o procedimento para determinação do fator de correção por agrupamento a ser utilizado no caso de uma bandeja não-perfurada que contém quatro circuitos trifásicos com cabos unipolares em camada única. A Figura 98 indica através das setas o procedimento para determinação do fator de correção por agrupamento a ser utilizado no caso de uma bandeja não-perfurada que contém quatro circuitos trifásicos com cabos unipolares em três camadas. Variações das condições de instalação num percurso Quando forem identificadas, ao longo do percurso previsto de uma linha elétrica, diferentes condições de resfriamento (dissipação de calor), as capacidades de condução de corrente dos seus condutores devem ser determinadas com base nas

condições mais desfavoráveis encontradas. O exemplo da Figura 99 mostra um caso onde houve a mudança do método de instalação dos condutores de perfilado perfurado (método C) para eletroduto aparente (método B1). 15.1.1.3 Critério de queda de tensão Conforme 6.2.7 da NBR 5410, para o cálculo da queda de tensão num circuito, deve ser utilizada a corrente de projeto do circuito (IB), incluindo as correntes harmônicas. No caso de motores, a corrente de projeto deve incluir o fator de serviço (se existir), conforme capítulo 18 deste guia. Em qualquer ponto de utilização da instalação, a queda de tensão verificada não deve ser superior aos valores dados em relação ao valor da tensão nominal da instalação, conforme indicado a seguir:

Nos casos das alíneas a), b) e d), quando as linhas principais da instalação tiverem um comprimento superior a 100 metros, as

NBR 5410

a) 7%, calculados a partir dos terminais secundários do transformador MT/BT, no caso de transformador de propriedade da unidade consumidora (Figura 100); b) 7%, calculados a partir dos terminais secundários do transformador MT/BT da empresa distribuidora de eletricidade, quando o ponto de entrega for aí localizado (Figura 100); c) 5%, calculados a partir do ponto de entrega, nos demais casos de ponto de entrega com fornecimento em tensão secundária de distribuição (Figura 101); d) 7%, calculados a partir dos terminais de saída do gerador, no caso de grupo gerador próprio (Figura 100).

Figura 99 – Mudança de maneiras de instalar um cabo ao longo do percurso

93

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS quedas de tensão podem ser aumentadas de 0,005% por metro de linha superior a 100 m, sem que, no entanto, essa suplementação seja superior a 0,5%. Por exemplo, uma linha com 500 metros, pode ter um acréscimo de 0,005 / 100 x 400 = 0,02% no limite de queda em relação aos valores indicados acima. Para a queda de tensão durante a partida nos circuitos de

Figura 101 – Queda de tensão máxima em instalação BT – fornecimento em tensão secundária

NBR 5410

94

Figura 100 – Queda de tensão máxima em instalação BT – transformador ou gerador próprio

Figura 102 – Circuito simplificado para cálculo de queda de tensão

motores, ver o capítulo 18 deste guia. Em nenhum caso a queda de tensão nos circuitos terminais pode ser superior a 4%. Para o cálculo das quedas de tensão devem ser consideradas as impedâncias dos transformadores ou geradores (se for o caso) e dos cabos de baixa tensão, todos disponíveis nos catálogos dos fabricantes (Figura 102).


15.1.1.4 Critério de proteção contra corrente de sobrecarga Condições de proteção

Sendo α = 1,9 IN para fusíveis com IN ≤ 10 A; α = 1,75 IN para fusíveis com IN < 10 ≤ 25 A; α = 1,6 IN para fusíveis com 25 < IN < 1000 A

Todo circuito deve ser protegido por dispositivos que interrompam a corrente nesse circuito quando ela ultrapassar o valor da capacidade de condução de corrente nominal em pelo menos um de seus condutores, podendo provocar uma deterioração da instalação caso permaneça por tempo prolongado. A interrupção da corrente de sobrecarga deve acontecer em um tempo suficientemente curto para que os condutores não atinjam os valores de temperatura especificados na Tabela 31. Tabela 31 - Temperaturas limites de sobrecarga dos condutores (Tabela 35 da NBR 5410) Tipo de isolação

Temperatura limite de sobrecarga (condutor) °C


100


100


130


130

Para que a proteção dos condutores contra sobrecargas fique assegurada, as características de atuação do dispositivo destinado a provê-la devem ser tais que (Figura 103): a) IB ≤ IN ≤ Iz ; e b) I2 ≤ 1,45 Iz

Figura 103 – Condição de proteção contra sobrecargas

Localização dos dispositivos que asseguram proteção contra sobrecargas

Em 5.3.4.2, a norma estabelece que devem ser providos dispositivos que assegurem proteção contra sobrecargas em todos os pontos onde uma mudança (por exemplo: de seção, de natureza, de maneira de instalar ou de constituição) resulte em redução do valor da capacidade de condução de corrente dos condutores. No caso da Figura 104, se os Alimentadores 1, 2 e 3 tiverem a mesma seção nominal, então não é necessário instalar nenhum dispositivo de proteção contra sobrecargas no ponto onde é realizada a emenda de derivação.

95

Onde: IB é a corrente de projeto do circuito; Iz é a capacidade de condução de corrente dos condutores, nas condições previstas para sua instalação; IN é a corrente nominal do dispositivo de proteção (ou corrente de ajuste, para dispositivos ajustáveis), nas condições previstas para sua instalação; I2 é a corrente convencional de atuação, para disjuntores, ou corrente convencional de fusão, para fusíveis. Tendo em vista as características dos disjuntores e fusíveis definidas em suas respectivas normas no que diz respeito às correntes e tempos de atuações, as duas condições anteriores podem ser simplificadas conforme a seguir: Disjuntores

Fusíveis IN ≤ 1,45 Iz / α

No entanto, se houver seções diferentes, a regra geral determina que deve ser instalado um dispositivo na emenda. Pode-se imaginar uma situação como esta se o Alimentador 1 tem seção 35 mm2, o Alimentador 2 tem seção 25 mm2 e o Alimentador 3 tem seção 10 mm2. Neste exemplo, cada alimentador deverá ter um dispositivo de proteção que atenda as prescrições de 5.3.4.1 da norma. Poderia ser o caso de o Alimentador 1 ser protegido contra sobrecargas por um disjuntor de 125A, o Alimentador 2 por um disjuntor de 100A e o Alimentador 3 por um disjuntor de 50A, conforme indicado na Figura 105.

NBR 5410

IB ≤ IN ≤ Iz

Figura 104 – Circuitos com mesma seção nominal


Figura 105 – Circuitos com seções nominais diferentes

Deslocamento do dispositivo de proteção

NBR 5410

96

Em 5.3.4.2.2, prescreve-se que o dispositivo destinado a proteger uma linha elétrica contra sobrecargas pode não ser posicionado exatamente no ponto de derivação, mas deslocado ao longo do percurso da linha, se a parte da linha compreendida entre a mudança de seção e o dispositivo de proteção não possuir nenhuma derivação, nenhuma tomada de corrente e atender a pelo menos uma das duas condições seguintes: (a) estar protegida contra curtos-circuitos ou (b) seu comprimento não exceder 3 m, ser instalada de modo a reduzir ao mínimo o risco de curto-circuito e não estar situada nas proximidades de materiais combustíveis. A Figura 106 ilustra o caso (b), onde se verifica que, se o comprimento do condutor entre a derivação e o quadro de

Figura 106 – Deslocamento do dispositivo de proteção

distribuição for menor do que três metros, o dispositivo de proteção contra sobrecargas poderá estar situado no interior do quadro. A situação prevista em (a), seria aquela em que, por exemplo, existiria um dispositivo de proteção contra curtos-circuitos (disjuntor ou fusível) instalado no quadro geral (QG) que atuaria no caso da ocorrência de um curto-circuito em qualquer ponto entre a derivação e o quadro de distribuição (alimentadores 2 ou 3 da Figura 106). Como indicado, nesta condição seria dispensada a instalação do dispositivo de proteção contra sobrecargas em qualquer ponto dos alimentadores 2 e 3 do exemplo. Em todos os casos, a norma indica que deve ser reduzido ao mínimo o risco de curto-circuito nas derivações. Isto pode ser atendido pela escolha adequada do tipo de linha elétrica em função das influências externas existentes no local da instalação.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Omissão da proteção contra sobrecargas As prescrições a seguir não são válidas para locais com riscos de incêndio (BE2) ou explosões (BE3) previstas na Tabela 22 da NBR 5410. Assim, ao invés de instalar dispositivos de proteção contra sobrecargas na derivação (Figura 105) ou em algum ponto deslocado ao longo da linha elétrica (Figura 106), existem três situações em que simplesmente estes dispositivos de proteção podem nem existir, a saber: (a) Quando o circuito de derivação (alimentadores 2 e 3 nos exemplos anteriores) for protegido a montante (atrás) por dispositivo contra sobrecargas. Seria o caso, por exemplo, de existir no QG das figuras anteriores um dispositivo de proteção que atuasse quando da ocorrência de uma sobrecarga no Alimentador 2 ou 3. Para que isso ocorresse, as condições de 5.3.4.1 da norma deveriam ser atendidas, o que é muito raro acontecer na prática quando se tratam de condutores com seções nominais muito diferentes. (b) Quando o circuito de derivação não estiver sujeito à circulação de correntes de sobrecarga, estiver protegido contra curtoscircuitos e não possuir derivação ou tomada de corrente. Esta também é uma situação pouco usual na maioria das instalações elétricas, principalmente no que diz respeito a não existir a possibilidade de circulação de correntes de sobrecarga. Além disso, deveria existir um dispositivo de proteção contra curtoscircuitos (disjuntor ou fusível) instalado no quadro geral (QG) que atuaria no caso da ocorrência de um curto-circuito em qualquer ponto entre a derivação e o quadro de distribuição (alimentadores 2 ou 3 da Figura 106). (c) Podem ser omitidos dispositivos de proteção contra sobrecargas em todas as derivações de linhas de sinal, incluindo circuitos de comando.

Tabela 32 – Temperaturas limites de curto-circuito dos condutores (Tabela 35 da NBR 5410) Tipo de isolação

Temperatura limite de curto-circuito (condutor) °C


160


140


250


250

No estudo da proteção contra correntes de curto-circuito devem, em princípio, ser determinadas as correntes de curto-circuito presumidas simétricas em todos os pontos julgados necessários. O dispositivo destinado a proteger os condutores vivos de um circuito deve estar adequadamente coordenado com os condutores. Para isso, a NBR 5410 impõe duas condições (Figura 107): • A capacidade de interrupção do dispositivo (ICN) deve ser no mínimo igual à corrente de curto-circuito presumida (Ik) no ponto onde for instalado (Figura 107). Só se admite um dispositivo com capacidade de interrupção inferior, se houver, a montante, outro dispositivo com a capacidade de interrupção necessária que deve ser coordenado com o anterior; • A integral de Joule que o dispositivo deixa passar deve ser inferior ou igual à integral de Joule necessária para aquecer o condutor desde a temperatura máxima para serviço contínuo até a temperatura limite de curto-circuito (Figuras 107, 108 e 109), o que pode ser indicado pela seguinte expressão:

∫ i 2 t dt ≤ K 2 S 2

97

onde:

Proteção contra sobrecargas de condutores em paralelo

∫ i 2 t dt é a integral de Joule (energia) que o dispositivo de proteção deixa passar, em ampères quadrados-segundo; K2 S2 é a integral de Joule (energia) capaz de elevar a temperatura do condutor desde a temperatura máxima para serviço contínuo até a temperatura de curto-circuito, supondo-se aquecimento adiabático.

As condições de proteção contra sobrecargas de condutores em paralelo são tratadas em 5.3.4.5 e no Anexo D.2 da NBR 5410.

O valor de K é indicado na tabela 30 da NBR 5410 e S é a seção do condutor, em milímetros quadrados.

15.1.1.5 Critério de proteção contra corrente de curtocircuito

Condições de proteção

Figura 107 – Condição geral de proteção contra curto-circuito

NBR 5410

Conforme 4.1.3.2 da NBR 5410, todo circuito deve ser protegido por dispositivos que interrompam a corrente nesse circuito quando pelo menos um de seus condutores for percorrido por uma corrente de curto-circuito. A interrupção da corrente de curto-circuito deve acontecer em um tempo suficientemente curto para que os condutores não atinjam os valores de temperatura especificados na Tabela 32. As características dos dispositivos de proteção dos cabos elétricos de baixa tensão contra curto-circuito podem ser vistas no capítulo 15 deste guia.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS onde: I é a corrente de curto-circuito presumida simétrica, em ampères, valor eficaz (Ik); t é a duração do curto-circuito, em segundos. Localização dos dispositivos que asseguram proteção contra curtocircuito

Deslocamento do dispositivo de proteção

Figura 108 – Condição de proteção contra curto-circuito de um disjuntor

Em 5.3.5.2, a norma estabelece que devem ser providos dispositivos que assegurem proteção contra curtos-circuitos em todos os pontos onde uma mudança (por exemplo, redução de seção) resulte em alteração do valor da capacidade de condução de corrente dos condutores. No caso da Figura 1, se os Alimentadores 1, 2 e 3 tiverem a mesma seção nominal, então não é necessário instalar nenhum dispositivo de proteção contra curtos-circuitos no ponto onde é realizada a emenda de derivação. No entanto, se houver seções diferentes, a regra geral determina que deve ser instalado um dispositivo na emenda. Pode-se imaginar uma situação como esta se pensarmos que o Alimentador 1 tem seção 35 mm2, o Alimentador 2 tem seção 25 mm2 e o Alimentador 3 tem seção 10 mm2. Neste exemplo, cada alimentador

98 Figura 109 – Condição de proteção contra curto-circuito de um fusível

Para curtos-circuitos de qualquer duração em que a assimetria da corrente não seja significativa, e para curtos-circuitos assimétricos de duração 0,1 s ≤ t ≤ 5 s, pode-se escrever:

NBR 5410

I2 . t ≤ K2 S2

Figura 111 – Circuitos com seções nominais diferentes

Figura 110 – Circuitos com mesma seção nominal



deverá ter um dispositivo de proteção que atenda as prescrições de 5.3.5.5.2 da norma. Sem entrar em muitos detalhes, poderia ser o caso de o Alimentador 1 ser protegido contra curtos-circuitos por um disjuntor de 125 A, o Alimentador 2 por um disjuntor de 100 A e o Alimentador 3 por um disjuntor de 50 A, conforme indicado na Figura 111. Deslocamento do dispositivo de proteção Em 5.3.5.2.2, prescreve-se que o dispositivo destinado a proteger uma linha elétrica contra curtos-circuitos pode não ser posicionado exatamente no ponto de derivação, mas deslocado ao longo do percurso da linha, se a parte da linha compreendida entre a redução de seção e a localização pretendida para o dispositivo de proteção atender simultaneamente aos seguintes três requisitos: (a) não exceder 3 m, (b) ser instalada de modo a reduzir ao mínimo o risco de curto-circuito e, (c) não estar situada nas proximidades de materiais combustíveis. A Figura 112 ilustra o caso (a), onde se verifica que, se o comprimento

99

NBR 5410


do condutor entre a derivação e o quadro de distribuição for menor do que três metros, o dispositivo de proteção contra curtos-circuitos poderá estar situado no interior do quadro de distribuição (QD-1 e QD-2). A norma indica que deve ser reduzido ao mínimo o risco de curtocircuito nas derivações. Isto pode ser atendido pela escolha adequada do tipo de linha elétrica em função das influências externas existentes no local da instalação. Ainda conforme a prescrição de 5.3.5.2.2, alínea b), em alternativa à situação descrita anteriormente, é possível não instalar um dispositivo de proteção no ponto de derivação caso o condutor de seção reduzida estivesse garantidamente protegido contra curtos-circuitos por um dispositivo de proteção localizado a montante da derivação. Isso está ilustrado na Figura 4, onde o dispositivo de proteção instalado no QG estaria protegendo contra curtos-circuitos simultaneamente os Alimentadores 1, 2 e 3. Para que isso seja possível, é preciso que os requisitos de 5.3.5.5.2 da NBR 5410 relativos à integral de Joule dos dispositivos e dos condutores sejam atendidos.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Omissão da proteção contra curtos-circuitos

Exemplo:

Nos três casos mencionados a seguir é possível não existir nenhum dispositivo de proteção contra curtos-circuitos instalado na derivação ou deslocado ao longo da linha, desde que a linha elétrica seja instalada de modo a reduzir ao mínimo o risco de curto-circuito e não esteja situada nas proximidades de materiais combustíveis:

a) circuito com tensão fase-neutro 127 V, seção dos condutores 2,5 mm2 e comprimento 25 m, têm-se a seguinte corrente de curtocircuito mínima presumida:

(d) Em linhas que ligam geradores, transformadores, retificadores e baterias aos seus quadros correspondentes, desde que existam dispositivos de proteção instalados dentro dos quadros.

b) circuito com tensão fase-neutro 127 V, seção dos condutores 25 mm2 e comprimento 25 m:

(e) Em circuitos onde o desligamento automático seja perigoso, tais como circuitos de excitação de máquinas rotativas, de alimentação de eletroímãs para elevação de cargas, circuitos secundários de transformadores de corrente e circuitos de motores usados em bombas de incêndio, extração de fumaça, etc. (f) Em circuitos de medição.

Corrente de curto-circuito mínima presumida

100

Na NOTA 2 de 6.4.3 (Seleção dos dispositivos de proteção contra curtos-circuitos), informa-se que “para efeito de verificação das condições especificadas em 6.3.4.3.1 e 6.3.4.3.2, considerase a corrente de curto-circuito mínima presumida como aquela correspondente a um curto-circuito de impedância desprezível que ocorre no ponto mais distante da linha protegida”. Geralmente, esta corrente mínima corresponde a uma falta fasefase ou fase-neutro na extremidade de cada circuito analisado, seja ele um circuito de distribuição ou terminal. Seu cálculo simplificado é bem conhecido, sendo determinado com boa aproximação pela seguinte expressão que tem origem na norma francesa NF C 15100: Ikmin = 0,8 U S / r ρ 2 l Sendo: Ikmin - corrente de curto-circuito mínima presumida [A]; U – tensão nominal entre fase-neutro ou fase-fase, conforme o caso considerado [V]; S – seção nominal do condutor [mm2]; r – fator dado pela Tabela 33; ρ - resistividade do cobre = 0,027 Ω mm2/m; l – comprimento do circuito [m].

NBR 5410

Tabela 33 – fator “r” r

S [mm2]

1,00

≤120

1,15

150

1,20

185

1,25

240

Ikmin = 0,8 U S / r ρ 2 l = 0,8 (127) (2,5) / (1,00) (0,027) 2 (25) = 188 A

Ikmin = 0,8 U S / r ρ 2 l = 0,8 (127) (25) / (1,00) (0,027) 2 (25) = 1.882 A Fica evidente nos exemplos a influência da seção dos condutores (de fase e neutro) no valor da corrente mínima. O primeiro caso (2,5 mm 2) é típico de circuitos terminais de força e iluminação, enquanto que o segundo caso (25 mm 2) é mais encontrado em circuitos de distribuição e alimentação de quadros em geral. A reduzida seção dos condutores utilizados geralmente nos circuitos terminais contribui significativamente para a redução da corrente de curtocircuito mínima presumida. 15.1.1.6 Natureza dos dispositivos de proteção contra sobrecorrentes

Dispositivos capazes de prover simultaneamente proteção contra correntes de sobrecarga e contra correntes de curto-circuito Esses dispositivos de proteção devem poder interromper qualquer sobrecorrente inferior ou igual à corrente de curto-circuito presumida no ponto em que o dispositivo for instalado e podem ser dos seguintes tipos (Figura 114): a) disjuntores conforme NBR 5361, NBR IEC 60947-2, NBR NM 60898 ou IEC 61009-2.1. Após a publicação da NBR 5410 em 2004, a norma NBR 5361 foi cancelada pela ABNT e substituída, para disjuntores de uso residencial até 63 A, pelo Regulamento do Inmetro RTQ 243; b) dispositivos fusíveis tipo gG, conforme NBR IEC 60269-1 e NBR IEC 60269-2 ou NBR IEC 60269-3; c) disjuntores associados a dispositivos fusíveis, conforme NBR IEC 60947-2 ou NBR NM 60898. Dispositivos capazes de prover apenas proteção contra correntes de sobrecarga

Tais dispositivos geralmente possuem característica de atuação a tempo inverso e podem apresentar uma capacidade de interrupção inferior à corrente de curto-circuito presumida no ponto de instalação.


Fusível NH

Disjuntor

Fusível Diazed

Figura 114 – Alguns tipos de dispositivos usuais de proteção contra sobrecorrente

Dispositivos capazes de prover apenas proteção contra correntes de curto-circuito Tais dispositivos podem ser utilizados quando a proteção contra sobrecargas for provida por outros meios ou nos casos em que se admite omitir a proteção contra sobrecargas). Esses dispositivos devem poder interromper qualquer corrente de curto-circuito inferior ou igual à corrente de curto-circuito presumida. Podem ser dos seguintes tipos:

sobrecorrentes. Ora, na prática, garantir o atendimento a estas três condições não é nada fácil e, conseqüentemente, reduzir a seção do condutor neutro deve ser uma decisão tomada somente após uma análise muito criteriosa do caso. Note que a norma não obriga a redução do condutor neutro, mas apenas deixa uma possibilidade para que esta redução aconteça. Condutor neutro pode ser igual ao condutor de fase

b) dispositivos fusíveis com fusíveis tipo gG, gM ou aM, conforme NBR IEC 60269-1 e NBR IEC 60269-2 ou NBR IEC 60269-3.

Em 6.2.6.2.3 e 6.2.6.4, admite-se que, respectivamente, num circuito trifásico com condutor neutro e num circuito de duas fases com condutor neutro, a seção do condutor neutro pode ser igual à seção do condutor de fase desde que a taxa de terceira harmônica (e suas múltiplas) presentes no circuito seja maior ou igual a 15% e menor ou igual a 33%.

15.2 Dimensionamento do condutor neutro

Condutor neutro pode ser maior que o

Em 6.2.6.2, são feitas considerações sobre o dimensionamento do condutor neutro em função da taxa de terceira harmônica (THD3) e suas múltiplas presentes no circuito. Desta forma, são consideradas três situações: taxa inferior a 15%, taxa entre 15% e 33% e taxa superior a 33%, conforme indicado na Tabela 34.

Em 6.2.6.2.5, admite-se que num circuito trifásico com condutor neutro ou num circuito com duas fases com condutor neutro, a seção do condutor neutro pode ser maior que a seção do condutor de fase desde que a taxa de terceira harmônica (e suas múltiplas) presentes no circuito seja maior ou igual a 33%. Tais taxas são muito comuns em circuitos que alimentam, por exemplo, computadores e outros equipamentos de tecnologia de informação. De acordo com o anexo F da norma NBR 5410, a seção do condutor neutro nestas condições pode ser determinada calculandose a corrente por:

a) disjuntores conforme NBR 5361, NBR NM 60898 ou IEC 61009-2.1;

NBR IEC 60947-2,

Tabela 34 - Taxa de 3ª harmônica x seção do condutor neutro THD3 e múltiplas < 15%

15% ≤ THD3 e múltiplas ≤ 33%

THD3 e múltiplas > 33%

Condutor neutro

Condutor neutro pode

Condutor neutro

pode ser menor que o

ser igual ao condutor

pode ser maior que o

condutor de fase

de fase

condutor de fase

Condutor neutro pode ser menor que o condutor de condutor de fase

condutor de fase

IN = fh IB Onde IN é a corrente no condutor neutro considerando a presença das harmônicas de 3a ordem e suas múltiplas, fh é um fator obtido na Tabela 35 (Tabela F.1 da NBR 5410) e IB é a corrente de projeto no condutor de fase (incluindo todas as harmônicas) calculada por (1). A norma faz uma observação que é muito útil na prática e que resulta num dimensionamento a favor da segurança: na falta de estimativa mais precisa da taxa de 3ª harmônica, recomenda-se a adoção dos maiores fatores da tabela, ou seja, 1,73 e 1,41, respectivamente, para circuitos trifásicos e com duas fases.

NBR 5410

Em 6.2.6.2.6, admite-se que num circuito trifásico com condutor neutro, onde os condutores de condutor de fase tenham seção maior que 25 mm2, a seção do condutor neutro pode ser menor que a do condutor de condutor de fase, limitada aos valores da tabela 48 da referida norma, desde que (1) o circuito seja equilibrado, (2) a taxa de 3ª harmônica e múltiplas seja menor que 15% e (3) que o condutor neutro seja protegido contra

101

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS TABELA 35 - Fator para a determinação da corrente no neutro fh

Taxa de 3ª harmônica

Circuito trifásico com neutro

33% a 35%

1,15

1,15

36% a 40%

1,19

1,19

41% a 45%

1,24

1,23

46% a 50%

1,35

1,27

51% a 55%

1,45

1,30

56% a 60%

1,55

1,34

61% a 65%

1,64

1,38

≥ 66%

1,73

1,41

Circuito com duas fases e neutro

Exemplo: sendo I1 = 110 A, I3 = 57 A e I5 = 29 A, circuito trifásico com neutro, segue-se: IB = √1102 + 572 + 292 = 127 A THD3 = 100 x 57 / 110 = 52% Entrando com 52% na tabela F.1 fh = 1,45 Então, IN = fh IB = 1,45 x 127 = 184 A Proteção contra sobrecorrentes do condutor neutro

102

Nos esquemas TN e TT, quando a seção do condutor neutro for pelo menos igual ou equivalente à dos condutores de fase, não é necessário prever detecção de sobrecorrente no condutor neutro, nem dispositivo de seccionamento nesse condutor. Quando a seção do condutor neutro for inferior à dos condutores de fase, é necessário prever detecção de sobrecorrente no condutor neutro, adequada à seção desse condutor. Essa detecção deve provocar o seccionamento dos condutores de fase, mas não necessariamente do condutor neutro. No entanto, admite-se omitir a detecção de sobrecorrente no condutor neutro, se as duas condições seguintes forem simultaneamente atendidas: a) o condutor neutro estiver protegido contra curtos-circuitos pelo dispositivo de proteção dos condutores de fase do circuito; b) a corrente máxima suscetível de percorrer o condutor neutro em serviço normal for claramente inferior ao valor da capacidade de condução de corrente desse condutor.

NBR 5410

Considera-se esta condição satisfeita se a potência transportada pelo circuito for distribuída tão uniformemente quanto possível entre as diferentes fases. Por exemplo, se a soma das potências absorvidas pelos equipamentos de utilização alimentados entre cada fase e o neutro for muito inferior à potência total transportada pelo circuito em questão. Um valor prático usual para esse desequilíbrio é de 10%. 15.3-Dimensionamento econômico e ambiental de condutores elétricos

15.3.1 Introdução A função de um cabo de potência é conduzir a energia elétrica

da forma energeticamente mais eficiente e ambien-talmente mais amigável possível desde a fonte até o ponto de utilização. No entanto, devido à sua resistência elétri-ca, o cabo dissipa, na forma de calor (perda joule), uma parte da energia transportada, de forma que uma eficiência de 100% não é obtida neste processo. Em consequência, essa perda irá requerer a geração de uma energia adicional que contribuirá para o acréscimo da emissão de gases de efeito estufa na atmosfera. A energia dissipada por estes cabos precisa ser paga por alguém, transformando-se assim em um acréscimo nos custos operacionais do equipamento que está onde alimentado e da instalação elétrica como um todo. Esta sobre-carga financeira se estende por toda a vida útil do processo envolvido. O custo da energia tem um peso cada vez mais importante nos custos operacionais das edificações comerciais e industriais. Neste sentido, todos os esforços possíveis devem ser feitos para conter gastos desnecessários. Os aspectos ambientais e conservacionistas relacionados com a energia desperdiçada também são importantes fato-res, cada vez mais ressaltados. Estudos revelam que, ao longo do ciclo de vida dos fios e cabos elétricos, as mais significativas emissões de CO2 (gás do efeito estufa) são produzidas quando os condutores estão sendo utilizados no transporte de energia elétrica, onde relativamente pequenas na fase de fabricação e descarte desses produtos. Essas emissões de CO2 são resultantes da geração extra de energia necessária para compensar as perdas joule na condução da corrente elétrica pelo circuito. Desta forma, mantidas todas as demais características da instalação, a maneira mais adequada de reduzir as perdas joule nos fios e cabos, e consequentemente, as emissões de CO2, é aumentar a seção nominal dos condutores elétricos. Teoricamente, seria possível reduzir a perda de energia (joule) e a consequente emissão de CO2 a valores insignifi-cantes, aumentando-se a seção do condutor. No entanto, como isto significa aumentar o custo inicial do cabo, seus acessórios, linhas elétricas e mão de obra de instalação, tende-se a anular a economia conseguida pela melhoria da eficiência na distribuição. Neste caso, é interessante encontrar um compromisso entre estas duas variáveis (redução nas perdas x aumento do custo inicial da instalação). A melhor ocasião para se considerar a questão das perdas joule e emissão de CO2 numa instalação elétrica é na etapa de projeto, quando custos adicionais são marginais. É fácil compreender que, após sua instalação, é muito mais difícil e caro incorporar melhorias a um circuito. A questão central neste assunto é identificar uma seção de condutor que reduza o custo da energia desperdiçada, sem incorrer em custos iniciais excessivos de compra e insta-lação de um cabo. Os critérios de dimensionamento econômico e ambiental apresentados a seguir são aplicáveis a todos os tipos de instalações elétricas de baixa e média tensão, sejam nas instalações prediais, comerciais e industriais ou nas redes públicas de distribuição de energia elétrica. Existem algumas situações onde o emprego de tais critérios é particularmente mais interessante, tais como aquelas que envolvem circuitos com cargas relativamente elevadas, que funcionam por longos períodos durante o dia. São os casos de alimentadores de quadros de distribuição, quadros de luz, alimentação de motores elétricos, torres de resfriamento, ar condicionado, dentre outros,

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS facilmente encontrados, por exemplo, em shopping centers, indústrias em geral, hospitais, edifícios comerciais e públicos, portos, aeroportos, estádios e ginásios esportivos, dentre ou-tros. 15.3.2 Dimensionamento técnico e econômico de condutores elétricos conforme a norma NBR 15902 15.3.2.1 Seção Econômica A Seção Econômica (Sec) de um condutor elétrico pode ser determinada pela expressão [1] que utiliza parâmetros calculados pelas expressões [2] a [5]. [1]

[2] [3] [4]

[5]

onde: Sec = seção econômica do condutor [mm2] Imax = corrente de projeto máxima prevista para o circuito no primeiro ano, [A]; F = quantidade auxiliar; ρ20 = resistividade elétrica do material condutor a 20 °C [Ω m]; B = quantidade auxiliar; α20 = coeficiente de temperatura para a resistência do condutor a 20 ºC [K-1]; θm = temperatura média de operação do condutor [ºC];

θ = temperatura máxima nominal do condutor para o tipo de cabo considerado [ºC]; θa = temperatura ambiente média [ºC]. A = componente variável do custo por unidade de comprimento conforme seção do condutor [$/m.mm2] Np = número de condutores de fase por circuito; Nc = número de circuitos que levam o mesmo tipo e valor de carga; T = tempo de operação com perda joule máxima [h/ano]; P = custo de um watt-hora no nível da tensão pertinente [$/W.h] D = variação anual da demanda [$/W.ano]; Q = quantidade auxiliar; i = taxa de capitalização para cálculo do valor presente [%]; yp = fator de proximidade, conforme IEC 60287-1-1; ys = fator devido ao efeito pelicular, conforme IEC 60287-1-1; λ1 = fator de perda da cobertura, conforme IEC 60287-1-1; λ2 = fator de perda da armação, conforme IEC 60287-1-1; r = quantidade auxiliar; N = período coberto pelo cálculo financeiro, também referido como “vida econômica” [ano]; a = aumento anual da carga (Imax) [%]; b = aumento anual do custo da energia, sem incluir efeitos da inflação [%]. 15.3.2.2 Aspectos econômicos Para combinar os custos iniciais de compra e instalação com os custos de perdas de energia que surgem durante a vida econômica de um condutor elétrico, é necessário expressá-los em valores econômicos comparáveis, que são os valores que se referem ao mesmo ponto no tempo. É sabido que, quanto menor a seção nominal de um condutor elétrico, menor é o seu custo inicial de aquisição e instalação e maior é o seu custo operacional durante a sua vida útil. Multiplicando-se o valor obtido em [1] pelo preço do Wh cobrado pela distribuidora de energia (ou calculado para a fonte de geração própria), obtém-se o custo da perda de energia (operacional) do condutor elétrico. Deste modo, o custo total de instalar e operar um cabo durante sua vida econômica, expresso em valores presentes, é calculado conforme a seguinte equação:

S

103

Custo Total Custo Inicial Valor mínimo Custo de operação (perdas)

SE

SE > ST corresponde ao custo total mínimo Figura 115 - Custo inicial e custo operacional dos cabos em função da seção nomial

NBR 5410

ST

mm2

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS onde:

Custo total = CT = CI + CJ

para sua fabricação. Os itens 6.2 e 6.3 a seguir apresentam os modos de calcular as emissões de CO2 evitadas e realizadas.

[6]

CI é o custo inicial de um comprimento de cabo instalado, [$]; CJ é o custo operacional equivalente na data em que a instalação foi adquirida, ou seja, o valor presente, das perdas joule durante a vida considerada, [$].

104

A Figura 115 apresenta as curvas típicas do custo operacional (CJ) e custo inicial de uma instalação (CI) em função da seção nominal dos condutores. Na Figura 115, somando-se ponto a ponto as duas curvas (custo inicial e custo operacional), tem-se , para cada seção nominal, o custo total daquele condutor ao longo de sua vida referido a um valor presente. Conforme a Figura 115, a curva relativa ao custo total apresenta um ponto de valor mínimo ($) para uma dada seção (mm2). Denomina-se como seção econômica (Sec) de um circuito aquela seção que resulta no menor custo total de instalação e operação de um condutor elétrico durante sua vida econômica considerada. De acordo com a NBR 15920, o custo total (CT) pode ser calculado por: CT = I2max R l F [$] [7] onde: Imax = carga máxima no cabo durante o primeiro ano, [A]; l = comprimento do cabo, [m]; F = calculado pela equação [2]; R = resistência c.a. aparente do condutor por unidade de comprimento, levando em conta os efeitos pelicular e de proximidade (yp, ys) e as perdas em blindagens metálicas e armações (λ1, λ2), [Ω/m]. O valor de R em função da seção padronizada S do condutor deve ser considerado na temperatura média de operação do condutor (θm) e calculado pela seguinte expressão: R(S) =

ρ 20 • B[1 + α 20 • (θm - 20)] • 10 6 S

[8]

NBR 5410

15.3.2.3 Dimensionamento ambiental de condutores elétricos Ao longo do ciclo de vida dos fios e cabos elétricos, as mais significativas emissões de CO2 (gás do efeito estufa) são produzidas quando os condutores transportam a energia elétrica, sendo relativamente pequenas na fase de fabricação e descarte desses produtos. Essas emissões de CO2 são resultantes da geração extra de energia necessária para compensar as perdas joule na condução da corrente elétrica pelo circuito. Como visto nas seções anteriores, é possível reduzir a perda de energia (joule) e a consequente emissão de CO2 através do aumento da seção do condutor pela aplicação do critério de dimensionamento econômico. Assim, é fácil concluir que haverá um ganho ambiental sempre que, num período considerado, as emissões de CO2 evitadas durante a operação do cabo forem menores do que as emissões de CO2 realizadas

Redução

das emissões de

aumento da seção

CO 2 na

geração de energia pelo

Quando os condutores dimensionados pelo critério técnico (de menor seção) são substituídos por condutores dimensionados pelo critério econômico (de maior seção), a quantidade anual de redução de emissões de CO2 é dada pela seguinte fórmula: Z 1 = Σ [Np Nc I2 (R1 – R2) 10-3 T l K1]

[9]

onde: Z1 = quantidade anual de redução de emissões de CO2 [kg-CO2]; N p = número de condutores de fase por circuito; N c = número de circuitos que levam o mesmo tipo e valor de carga; I = corrente de projeto, [A]; l = comprimento do cabo, [km]; R1 = resistência do condutor por unidade de comprimento dimensionado pelo critério técnico (menor seção), [Ω/km] – calculada conforme equação [8]; R 2 = resistência do condutor por unidade de comprimento dimensionado pelo critério econômico (maior seção), [Ω/km] – calculada conforme equação [8]; T = tempo de operação por ano [h/ano]; K 1 = emissões de CO 2 no momento da geração por unidade de energia elétrica, [kg-CO 2/kWh]. Este valor varia conforme a característica da matriz energética de cada país, sendo maior nos casos onde fontes primárias de energia são mais poluentes (combustíveis fósseis) e menor onde as fontes primárias são mais limpas e renová-veis (hidráulica, solar, eólica, etc.). No caso do Brasil, dados de 2010 indicam um valor de K 1 = 0,089 kg-CO 2/kWh. Aumento

das emissões de

pelo aumento da seção

CO 2 na

fabricação de condutores

O aumento da seção dos condutores quando dimensionados pelo critério econômico tem como consequência direta o aumento nas emissões de CO2 no processo completo de fabricação dos cabos elétricos, desde a fase de extração do metal condutor na mina até o descarte do produto após sua utilização (ciclo de vida do produto). Isso se deve ao fato de que seções maiores utilizam mais materiais e, consequentemente, mais energia é consumida na fabricação e demais etapas da vida do produto. O principal aumento nas emissões de CO2 devido ao aumento da seção ocorre na produção do cobre, desde a mina até a fabricação do elemento condutor do cabo. O aumento anual das emissões de CO2 neste caso é dado pela seguinte expressão:


onde:

Z2 = Σ [(W2 – W1) l K2]

[10]

Z2 = quantidade anual de aumento de emissões de CO2 [kg-CO2]; W1 = peso do condutor por unidade de comprimento dimensionado pelo critério técnico (menor seção), [kg/km] W2 = peso do condutor por unidade de comprimento dimensionado pelo critério econômico (maior seção), [kg/km]; l = comprimento do cabo, [km]; K2 = emissões de CO2 no momento da produção do cobre por unidade de cobre, [kg-CO2/kg-Cu]. Este valor varia conforme a característica da matriz energética de cada país e do processo de extração e fabricação do metal, sendo maior nos casos onde fontes primárias de energia são mais poluentes (combustíveis fósseis) e menor onde as fontes primárias são mais limpas e renováveis (hidráulica, solar, eólica, etc.). No caso do Brasil, onde a maioria do cobre utilizado nos condutores elétricos é importada do Chile, recomenda-se utilizar K2 = 4,09 kg-CO2/kg-Cu que é aquele correspondente à produção do catodo de cobre eletrolítico realizada naquele país. O resultado do dimensionamento ambiental de condutores elétricos pode ser determinado por Z 1 – Z 2. Na condição de Z 1 – Z 2 > 0, as reduções nas emissões de CO 2 obtidas pelo uso de cabos de maiores seções durante a vida eco-nômica considerada compensaram os aumentos nas emissões de CO 2 devidas ao processo de fabricação dos cabos com maiores seções. Em outras palavras, Z 1 – Z 2 representa o ganho ambiental obtido pela redução das emissões de CO 2 devido ao dimensionamento econômico dos condutores. 15.3.2.4 Software O Instituto Brasileiro do Cobre, Procobre, disponibiliza um software que realiza o dimensionamento econômico e ambiental de condutores elétricos no site www.leonardo-energy.org.br. 15.4 Dimensionamento de barramentos blindados Uma vez que as características elétricas dos barramentos variam entre fabricantes, o dimensionamento de um barramento blindado de baixa tensão e suas proteções deve seguir as instruções do fabricante. Esse dimensionamento deve levar em consideraração os seguintes aspectos gerais:

16 Aterramento e equipotencialização 16.1 Generalidades O aterramento, que é tratado em 6.4.1 na NBR 5410, tem como função principal garantir a segurança das pessoas em relação às tensões de passo e toque, além do correto funcionamento das instalações elétricas e dos equipamentos por elas servidos. Um sistema de aterramento é o conjunto de todos os eletrodos, barramentos, massas e elementos condutores estranhos à instalação elétrica interligados direta ou indiretamente entre si por meio dos condutores de aterramento, de proteção e de equipotencialização (Figura 116). Um sistema de aterramento pode ser dividido em duas partes principais, a saber:

105

• A primeira parte, que fica enterrada (no solo), é denominada “eletrodo de aterramento”, sendo assim definido nas normas mencionadas anteriormente: elemento ou conjunto de elementos do sistema de aterramento que assegura o contato elétrico com o solo e dispersa a corrente de defeito, de retorno ou de descarga atmosférica na terra. • A segunda parte abrange todo o complexo de condutores (rabichos de aterramento, condutores PE, condutores para referência de sistemas e de equipotencialização) e massas metálicas (carcaças de equipamentos, estruturas e outros elementos) situadas acima do nível do solo e que deverão estar convenientemente interligados e aterrados; 16.2 Eletrodo de aterramento O eletrodo de aterramento deve ser construído de tal forma a desempenhar sua função causando a menor perturbação possível, na forma de tensões superficiais no solo sobre o mesmo e em seus arredores ou através do retorno de correntes impulsivas para a instalação elétrica.

NBR 5410

• A corrente nominal do barramento blindado (In) deve ser igual ou superior à corrente de projeto do circuito (IB), incluindo as componentes harmônicas; • A corrente nominal do sistema de barramento blindado deve ser declarada pelo fabricante para uma determinada temperatura de referência do ar ambiente; • O fabricante deve fornecer as informações necessárias para a correta seleção e dimensionamento do dispositivo de proteção contra sobrecarga que irá proteger o barramento blindado ou indicar diretamente o dispositivo de proteção contra sobrecarga que deve ser utilizado;

• O fabricante deve fornecer as informações necessárias para a correta seleção e dimensionamento do dispositivo de proteção contra curto-circuito que irá proteger o barramento blindado ou indicar diretamente o dispositivo de proteção contra curto-circuito que deve ser utilizado; • O fabricante deve declarar os valores de resistência elétrica, reatância e impedância do sistema de barramento blindado nas condições de montagem especificadas a fim de permitir os cálculos das correntes de curto-circuito e de falta em qualquer ponto de uma instalação elétrica que inclua o barramento blindado; • O dispositivo de proteção do barramento blindado deve ter a capacidade de interrupção contra curto-circuito igual ou superior à corrente de curto-circuito presumida no ponto onde o dispositivo for instalado; • O fabricante deve declarar os limites de queda de tensão no sistema de barramento blindado.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Quanto ao aspecto construtivo, um eletrodo de aterramento pode ser: • Natural: que não é instalado especificamente para este fim, mas que apresenta as condições necessárias para desempenhar a função, em geral as armaduras de aço das fundações; • Convencional: que é instalado com este fim, como por exemplo, os condutores em anel, as hastes verticais ou inclinadas e os condutores horizontais radiais em forma de malha. Em 6.4.1.1.1, a NBR 5410 determina que toda edificação deve dispor de uma infraestrutura de aterramento, denominada “eletrodo de aterramento”, sendo admitidas as seguintes opções: a) preferencialmente, uso das próprias armaduras do concreto das fundações (ver 6.4.1.1.9); ou b) uso de fitas, barras ou cabos metálicos, especialmente previstos, imersos no concreto das fundações (ver 6.4.1.1.10); ou c) uso de malhas metálicas enterradas, no nível das fundações, cobrindo a área da edificação e complementadas, quando necessário, por hastes verticais e/ou cabos dispostos radialmente

(“pés-de-galinha”); ou, d) no mínimo, uso de anel metálico enterrado, circundando o perímetro da edificação e complementado, quando necessário, por hastes verticais e/ou cabos dispostos radialmente (“pés-degalinha”).” Assim elimina-se a possibilidade de vários eletrodos de aterramento distintos serem instalados para aterrar componentes de instalações diferentes (SPDA, telefonia, energia, dados, etc.) situados na mesma edificação. 16.2.1 Eletroduto de aterramento natural O uso do eletrodo de aterramento pelas fundações, técnica utilizada há décadas no exterior, baseia-se na constatação de que o conjunto formado pelo ferro imerso em concreto em contato com o solo apresenta resistividades muito baixas, da ordem 30 a 50 Ω.m a 20 ºC. Além disso, a massa de material condutor representada pelas toneladas de aço nas fundações é muito superior à quantidade de material metálico utilizado nos eletrodos convencionais, reduzindo significativamente o valor da resistência de aterramento (Figura 117).

Quadro 106

9 10

1 Eletrodo de aterramento (infraestrutura de ater-ramento) 2 Condutor de aterramento 3 BEP (Barramento de Equipotencialização Principal) 4 Condutor de equipotencialização principal 5 Condutor de proteção principal 6 Condutor de equipotencialização suplementar 7 Condutor de proteção 8 BEL (Barramento de Equipotencialização Local) 9 Elemento condutor estranho à instalação elétrica 10 Massa

7 8

6

8

6

Equipamento Elétrico

5

Neutro da Concessionária

9 4

NBR 5410

10

7

3 9 4 1

Figura 116 - Principais componentes do sistemas de aterramento e equipotencialização


16.2.2 Eletroduto de aterramento convencional A seleção e instalação dos componentes formadores do eletrodo de aterramento convencional devem observar as seguintes condições:

Figura 117 - Ferragens da fundação

Nos casos em que a infraestrutura de aterramento da edificação for constituída pelas próprias armaduras embutidas no concreto das fundações (armaduras de aço das estacas, dos blocos de fundação e vigas baldrames), pode-se considerar que as interligações naturalmente existentes entre estes elementos são suficientes para se obter um eletrodo de aterramento com características elétricas adequadas, sendo dispensável qualquer medida suplementar (Figura 118).

Figura 118 - Interligações entre elementos da armadura

Tabela 36 - Seção mínima dos condutores para aterramento Seções mínimas de condutores de aterramento enterrados no solo

Protegido contra corrosão

Protegido contra

Não protegido contra

danos mecânicos

danos mecânicos

Cobre: 2,5 mm2

Cobre: 16 mm2

Aço: 10 mm

Aço: 16 mm2

2

Não protegido contra corrosão

Cobre: 50 mm (solos ácidos ou alcalinos) 2

Aço: 80 mm2

• O tipo e a profundidade de instalação dos elementos do eletrodo de aterramento devem suprir as mudanças nas condições do solo, por exemplo: umidade, para que a resistência ôhmica do conjunto (eletrodo/solo) não varie acima do valor parametrizado em projeto. • Devem ser seguidas medidas apropriadas de instalação visando garantir proteção mecânica adequada para que os materiais e conexões possam suportar as condições de influências externas (movimentação do solo, compressão, etc.) (Tabela 37). Neste sentido, devem ser tomados os devidos cuidados com a execução das soldas, aperto das conexões mecânicas com torque adequado e, em alguns casos, pode ser necessário envelopar os condutores em uma mistura de cimento e areia. • Não é admitida na composição do eletrodo de aterramento a utilização de tubulações metálicas de serviços (água, esgoto, etc.) ou outros elementos que possam ser periodicamente retirados para manutenção, porém estes devem estar conectados a ele para cumprir as medidas prescritas de equipotencialização; • O eletrodo deve possuir distribuição espacial conveniente, além de apresentar valor de impedância (resistência ôhmica) de aterramento condizente com as condições de topologia, dimensões e do solo que o envolve a fim de minimizar as tensões superficiais (toque e passo) que possam surgir. Uma das possibilidades neste caso é dispor o eletrodo de forma a que ele fique posicionado abaixo da edificação ou estrutura a ser aterrada , estendendo-o a pelo menos 1 m de barreiras da divisa (muro, cercas, etc.); • Preferencialmente o eletrodo de aterramento convencional deve constituir no mínimo, um anel (fechado) circundando o perímetro da edificação (Figura 119). Portanto não se deve construir um eletrodo de aterramento distante do local onde o mesmo deverá prover a infra-estrutura de aterramento;

107

NBR 5410

Nas fundações em alvenaria, a infraestrutura de aterramento pode ser constituída por fita, barra ou cabo de aço galvanizado imerso no concreto das fundações, formando um anel em todo o perímetro da edificação. A fita, barra ou cabo deve ser envolvido por uma camada de concreto de no mínimo 5 cm de espessura, a uma profundidade de no mínimo 0,5 m. Para que não haja falsas expectativas ou utilização indevida dos componentes estruturais, deve-se deixar claro que, em 6.4.1.1.1 a), está explícita a permissão para utilização das armaduras de fundação. Portanto, as conexões descritas em 6.4.1.2.3 não devem ser executadas indiscriminadamente ao logo da edificação. Neste sentido, por exemplo, armaduras dos pilares não podem substituir os condutores PE.

• O projeto do eletrodo de aterramento deve considerar o possível aumento da resistência de aterramento dos eletrodos devido à corrosão. Deve considerar também a resistência às solicitações térmicas, termomecânicas e eletromecânicas, ou seja, o dimensionamento dos condutores do eletrodo deve seguir os métodos de relacionados a proteção contra choques elétricos, correntes de curto-circuito e corrosão, inclusive eletrolítica. A seção mínima admissível é mostrada na Tabela 36.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 37 - Materiais apropriados e suas especificações Dimensões mínimas Material Aço

Superfície de Zincada a quente

Forma Fita

1)

ou inoxidável

2)

3)

Espessura do material mm

Espessura média do revestimento

15

100

3

70

120

3

70

25

Cabo de seção circular

15

Tubo

15

Capa de cobre

Haste de seção circular

3)

Revestida de cobre por eletrodeposição

Haste de seção circular

3)

Cobre 1)

Seção mm

Perfil 1 Haste de seção circular

Nu

Diâmetro mm

70 95

254 1,8 (cada veio)

50

Cabo de seção circular

20

50

Fita

2)

2

50

Tubo Zincada

55 2000

Fita Cordoalha

50 2

2 50

2

40

1) Pode ser utilizado para embutir no concreto 2) Fita com cantos arredondados. 3) Para eletrodo de profundidade.

108

Figura 119 – Trecho de um eletrodo em anel

NBR 5410

• A eficiência de qualquer eletrodo de aterramento depende das condições locais do solo. Devem ser selecionados um ou mais tipos, formas e topologias de instalação dos eletrodos de aterramento visando adequar o conjunto às condições do solo e ao valor da resistência de aterramento exigida em função do esquema de aterramento adotado para que haja eficiência na proteção contra choques elétricos, notadamente para esquemas IT e TT. Uma possível escolha neste caso é selecionar um eletrodo em anel ou malha com um perímetro aumentado, o que aumenta sua eficiência. Em casos extremos, pode-se construir um anel por fora do inicial, interligado a ele, para diminuir o valor da resistência (sempre em função da resistividade do solo); • O eletrodo deve estar disposto de tal forma a prover pontos de acessibilidade em cada local onde haja entrada de condutores, serviços de utilidades e em outros pontos que forem necessários para satisfazer à equipotencialização; 16.2.3 Resistência do eletrodo de aterramento A resistência de aterramento de um eletrodo está definida em 3.15, 3.9 e 3.15 das NBRs 5419, 15749 e 15751, respectivamente, como:

“Relação entre a tensão medida entre o eletrodo, o terra remoto e a corrente injetada no eletrodo.” A obsessão pela busca de um baixo valor de resistência ôhmica em um sistema de aterramento tem motivos técnicos ligados à diminuição dos valores das tensões superficiais e à proteção contra choques elétricos, especialmente para os esquemas TT (ver parte 6 deste guia). Porém esse motivo tem sido distorcido desde o principio do conceito até o absurdo de serem exigidos valores de forma indiscriminada sem sequer conhecer-se os dados primários do solo no qual o eletrodo está ou será construído contrariando a premissa básica de que o valor da resistência ôhmica do eletrodo de aterramento deve ser o mais baixo possível considerando, no mínimo, o tipo de terreno no qual o mesmo está ou será instalado. Com uma simples leitura da definição percebe-se que o valor em questão é fruto do ensaio de, basicamente, dois componentes principais: o eletrodo e o solo que o envolve, portanto é conveniente esclarecer que a medição da resistência ôhmica do eletrodo do aterramento não é o ensaio correto para definir a integridade física do mesmo. Este valor mesmo quando obtido através de ensaio devidamente realizado, fornece as condições de funcionamento do conjunto (eletrodo + solo) e dependendo da situação (por exemplo, no caso de um solo em condições ótimas de condutividade que abrigue uma malha de aterramento com alguns condutores dos módulos rompidos) pode apresentar resultados que serão mal interpretados e não ajudarão na detecção das falhas existentes. A NBR 5410 não estabelece valores mínimos, tão pouco recomenda valores de referência para resistência ôhmica do eletrodo de aterramento, privilegiando a equipotencialização e a correta utilização de dispositivos de proteção. Os métodos de medição da resistência ôhmica do eletrodo que constam do anexo J da NBR 5410 têm utilização bastante limitada em função do aumento do numero de construções, confinando instalações e elementos metálicos enterrados de tal forma que haja influência mutua entre esses componentes. Essa característica

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS restringe a execução desses ensaios a poucas áreas onde haja espaço livre de interferências. A própria NBR 5410 recomenda que nesses casos seja realizado o ensaio do anexo K relacionado com medição da impedância do percurso da corrente de falta. Há ainda a opção da utilização dos métodos descritos na NBR 15749 ou o ensaio de continuidade elétrica descrito na NBR 5419. 16.3 Condutor de aterramento O condutor de aterramento principal é o condutor de proteção que liga o barramento de aterramento principal ao eletrodo de aterramento. A conexão de um condutor de aterramento ao eletrodo de aterramento embutido no concreto das fundações (a própria armadura do concreto ou, então, fita, barra ou cabo imerso no concreto) deve ser feita garantindo-se simultaneamente a continuidade elétrica, a capacidade de condução de corrente, a proteção contra corrosão, inclusive eletrolítica, e adequada fixação mecânica. Essa conexão pode ser executada, por exemplo, recorrendo-se a dois elementos intermediários, conforme descrito a seguir: a) o primeiro elemento, que realiza a derivação do eletrodo para fora do concreto, deve ser constituído por barra de aço zincada, com diâmetro de no mínimo 10 mm, ou fita de aço zincada de 25 mm x 4 mm e ligada ao eletrodo por solda elétrica. A barra ou fita deve ser protegida contra corrosão; b) o segundo elemento, destinado a servir como ponto de conexão do condutor de aterramento, deve ser constituído por barra ou condutor de cobre, ligado ao primeiro elemento por solda exotérmica (Figura 120) ou processo equivalente do ponto de vista elétrico e da corrosão. No caso de o eletrodo ser a armadura do concreto, essa armadura deve ter, no ponto de conexão, uma seção maior ou igual a 50 mm2 e um diâmetro de preferência maior ou igual a 8 mm.

Conexões com solda de estanho não asseguram resistência mecânica adequada e, portanto, não devem ser utilizadas para esta finalidade. 16.4 Condutor de proteção (PE) Os condutores de proteção, ou PE, são tratados em diversos trechos do texto da NBR 5410, pois sua função é de importância fundamental para o funcionamento de vários dispositivos de proteção em uma instalação elétrica. O condutor PE é utilizado para conduzir correntes de fuga ou de falta para o eletrodo de aterramento, bem como promover a equipotencialização entre massas metálicas e a instalação elétrica. Segundo a NBR 5410, podem ser usados como condutores de proteção: a) veias de cabos multipolares; b) condutores isolados, cabos unipolares ou condutores nus em conduto comum com os condutores vivos; c) armações, coberturas metálicas ou blindagens de cabos; d) eletrodutos metálicos e outros condutos metálicos, sob certas condições; e) invólucros metálicos de barramentos blindados, sob certas condições. É terminantemente proibido o uso como condutor de proteção, mas sem prejuízo na interligação para garantir a equipotencialização, dos seguintes elementos metálicos:

109

a) tubulações de água; b) tubulações de gases ou líquidos combustíveis ou inflamáveis; c) elementos de construção sujeitos a esforços mecânicos em serviço normal; d) eletrodutos flexíveis, exceto quando concebidos para esse fim; e) partes metálicas flexíveis; f) armadura do concreto (vigas, colunas, etc.); g) estruturas e elementos metálicos da edificação (vigas, colunas, etc.); h) massas de equipamentos. Os condutores PE de uma instalação devem ser ter continuidade elétrica garantida, devem estar adequadamente protegidos contra deterioração, esforços eletrodinâmicos e térmicos. Suas conexões devem ser acessíveis para verificações e ensaios (exceto se encapsuladas ou em emendas moldadas). É proibida a inserção de dispositivos de comando ou manobra no condutor PE. 16.5 Condutor PEN

Figura 120 – Solda exotérmica

NBR 5410

Em alternativa às soldas elétrica e exotérmica, podem ser utilizados conectores adequados, instalados conforme instruções do fabricante e de modo a assegurar uma conexão equivalente, sem danificar o eletrodo nem o condutor de aterramento.

A utilização do condutor PEN (o neutro aterrado) é admitida em instalações fixas e sua seção mínima, relacionada a questões mecânicas, deve ser de 10 mm2 (cobre). O condutor PEN deve ser um condutor isolado e a tensão de isolação deve ser compatível com a maior tensão a que ele possa ser submetido na instalação.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Toda vez que um condutor PEN adentrar uma edificação o mesmo deverá ser conectado direta ou indiretamente ao BEP. Uma regra que deve ser sempre lembrada está em 6.4.3.4.3 da NBR 5410: se, em um ponto qualquer da instalação, as funções de neutro e de condutor de proteção forem separadas, com a transformação do condutor PEN em dois condutores distintos, um destinado a neutro e o outro a condutor de proteção, não se admite que o condutor neutro, a partir desse ponto, venha a ser ligado a qualquer ponto aterrado da instalação. Por isso mesmo, esse condutor neutro não deve ser religado ao condutor PE que resultou da separação do PEN original. Isto significa que após a separação, o condutor de neutro passa a exercer sua função específica de conduzir correntes elétricas de retorno, de desequilíbrio de fases, ou mesmo as correntes harmônicas, enquanto o condutor PE continua como componente para interligação de elementos metálicos, normalmente desenergizados, ao eletrodo de aterramento. Reconectar o neutro ao PE após a separação, significa transferir as correntes elétricas já mencionadas para esse condutor.

para a proteção contra choques elétricos, mas insuficiente sob o ponto de vista da proteção contra perturbações eletromagnéticas. Deve-se entender equipotencialização como um conceito, um conjunto de medidas a serem tomadas em uma instalação elétrica visando minimizar o surgimento de tensões perigosas provenientes das mais variadas fontes (rompimento do isolamento, raios, indução, etc.) e que não possam ser suportadas pelas instalações elétricas, equipamentos e pessoas por elas servidas. Partindo desse principio, a NBR 5410 estipula cada medida relacionada a uma causa da diferença de potencial a ser mitigada. Em grande parte dos casos o atendimento de algumas recomendações resulta no cumprimento de outras. Assim como no aterramento, cujo eletrodo deve ser único para todos os componentes a serem aterrados em uma edificação, a equipotencialização tem por principio reunir, direta ou indiretamente, todos os elementos metálicos existentes nessa edificação em um único ponto. Esse conceito é denominado “equipotencialização principal”. Cada edificação deve possuir uma equipotencialização principal e tantas equipotencializações suplementares quantas forem necessárias. Em 6.4.2.1.1, a NBR 5410 especifica que em cada edificação deve ser realizada uma equipotencialização principal, reunindo os seguintes elementos (Figura 121):

16.6 Equipotencialização

110

A NBR 5410 define equipotencialização, em 3.3.1como: “Procedimento que consiste na interligação de elementos especificados, visando obter a equipotencialidade necessária para os fins desejados. Por extensão, a própria rede de elementos interligados resultante. A equipotencialização é um recurso usado na proteção contra choques elétricos e na proteção contra sobretensões e perturbações eletromagnéticas. Uma determinada equipotencialização pode ser satisfatória

a) as armaduras de concreto armado e outras estruturas metálicas da edificação (Figura 123);

3.d Detalhe A (**)

3 EC

5

BEP

EC

4.a EC

4

3

EC 4.b

2

3.a EC 3

NBR 5410

3.c

1 Figura 121 – Equipotencialização principal

3.b

(*)

BEP = Barramento de equipotencialização principal. EC = Condutores de equipotencialização. 1 = Eletrodo de aterramento (embutido nas fundações). 2 = Armaduras de concreto armado e outras estruturas metálicas da edificação. 3 = Tubulações metálicas de utilidades, bem como os elementos estruturais metálicos a elas associados: 3.a = água; 3.b = gás; (*) = luva isolante 3.c = esgoto; 3.d = ar-condicionado. 4 = Condutos metálicos, blindagens, armações, coberturas e capas metálicas de cabos. 4.a = Linha elétrica de energia. 4.b = Linha elétrica de sinal. 5 = Condutor de aterramento principal

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS b) as tubulações metálicas de água, de gás combustível, de esgoto, de sistemas de ar condicionado, de gases industriais, de ar comprimido, de vapor, etc., bem como os elementos estruturais metálicos a elas associados; c) os condutos metálicos das linhas de energia e de sinal que entram e/ou saem da edificação; d) as blindagens, armações, coberturas e capas metálicas de cabos das linhas de energia e de sinal que entram e/ou saem da edificação; e) os condutores de proteção das linhas de energia e de sinal que entram e/ou saem da edificação; f) os condutores de interligação provenientes de outros eletrodos de aterramento porventura existentes ou previstos no entorno da edificação; g) os condutores de interligação provenientes de eletrodos de aterramento de edificações vizinhas, nos casos em que essa interligação for necessária ou recomendável; h) o condutor neutro da alimentação elétrica, salvo se não existente ou se a edificação tiver de ser alimentada, por qualquer motivo, em esquema TT ou IT ; i) os condutores de proteção principais da instalação elétrica (interna) da edificação. A Figura 122 mostra a maneira de realizar a equipotencialização em função do esquema de aterramento.

N

PE

Figura 123 – Detalhe de ligação equipotencial da armadura do concreto

Em um local onde haja várias edificações, por exemplo, em indústrias, condomínios horizontais ou verticais, clubes, etc., deve haver tantas equipotencializações principais quantas forem as edificações existentes. Ou seja, cada edificação deve ter sua própria equipotencialização principal. Atendendo não só aos requisitos de equipotencialização, mas proteção contra choques, sobrecorrentes e também para fins de compatibilidade eletromagnética todos os circuitos, inclusive trifásicos sem o condutor de neutro, devem ser providos de condutor PE. A equipotencialização principal de uma instalação tem como principio a união direta ou indireta de massas metálicas a um único ponto e deste ponto parte então a interligação para o eletrodo de aterramento. Esse ponto chama-se BEP – Barramento de Equipotencialização Principal.

PE PE PE

N

111

PE PE PE

Quadro de distribuição principal

Quadro de distribuição principal

barra PE

barra PE Detalhe A

Detalhe A BEP

PEN

Figura 122 – Detalhe de como realizar a equipotencialização em função do esquema de aterramento.

N Esquema TT

NBR 5410

Esquema TN

BEP


Local Suplementar Principal Barra Suplementar

BEL

BEP Infraestrutura de aterramento Figura 124– Exemplo para equipotencialização principal, local e suplementar

NBR 5410

112

Em instalações extensas, nem sempre é possível ligar diretamente todas as massas ao BEP, sendo necessário então recorrer a barramentos mais próximos das cargas, chamados de BEL – Barramento de Equipotencialização Local ou o BES Barramento de Equipotencialização Suplementar. A Figura 124 ilustra os conceitos de BEP, o BEL e o BES. O BEP deve ser posicionado prioritariamente no ponto de entrada da instalação (onde os condutores das linhas externas adentrem a edificação), permitindo assim a interligação direta ou indireta (via DPS) com os mesmos. Em alternativa e, dependendo das condições exigíveis de equipotencialização para proteção contra os efeitos diretos causados pelos raios, o BEP pode ser posicionado no quadro de distribuição principal – QDP (ver parte 9 deste guia). O BEL e o BES geralmente são posicionados em quadros de distribuição ou específicos para esses fins. Estas equipotencializações também a visam proteção contra choques, contra surtos e outros efeitos ligados a prevenção contra perturbações eletromagnéticas, porém de forma localizada. Quando em fase de projeto, é importante prever que todas as entradas dos serviços para aquela edificação que possuam condutos ou condutores metálicos convirjam para um mesmo ponto. Caso essa prática não seja possível, há que se criar um BEL para suprir as exigências da equipotencialização no(s) local(ais). Este BEL deverá estar conectado ao BEP sempre de forma a proporcionar ligações de baixa impedância. A Figura 125 ilustra as localizações do BEP, BEL e BES. As ligações aos barramentos de equipotencialização devem ser feitas através de conexões mecânicas apropriadas e individualmente e devem ser providas de sinalização, segundo 6.4.2.1.5 da NBR 5410.

16.7 Condutores de equipotencialização Segundo 6.4.4.2 da NBR 5410, não podem ser utilizados como condutores de equipotencialização, porém devem integrar a mesma, quaisquer massas que possam ser parcial ou totalmente removidas da instalação por questões alheias às da própria instalação (manutenção, alteração de leiaute, etc.), tais como: a) elementos de construção sujeitos a esforços mecânicos em serviço normal; b) tubulações de água; c) tubulações de gases ou líquidos combustíveis ou inflamáveis; d) partes metálicas flexíveis; e) eletrodutos flexíveis, exceto quando concebidos para esse fim. 16.8 Dimensionamento dos componentes que compõem os sistemas de aterramento e equipotencialização

16.8.1 Condutor de proteção A seção mínima dos condutores de proteção deve ser calculada de acordo com 6.4.3.1.2 da NBR 5410, ou selecionada de acordo com 6.4.3.1.3. A seção do condutor PE pode ser calculada pela expressão:

onde:

S=

l2 t k

S é a seção do condutor (mm2), em milímetros quadrados;


SPDA

Local específico

Massas metálicas Elementos metálicos

Equipotencialização Principal

Condutores PE

L1 L2

PEN

Equipotencialização Suplementar

DPS N

PE

T

PE

TAT BEP

Aterramento Figura 125 – Posicionamento preferencial do BEP e dos demais barramentos de equipotencialização.

I é o valor (eficaz) da corrente de falta que pode circular pelo dispositivo de proteção, para uma falta direta (A); t é o tempo de atuação do dispositivo de proteção, em segundos; k é o fator que depende das temperaturas iniciais e finais e do material: do condutor de proteção, de sua isolação e outras partes.

113

Tabela 38 - Seção mínima do condutor de proteção Seção dos condutores de fase S mm2

Seção mínima do condutor de proteção correspondente mm2

S ≤ 16

S

16 < S ≤ 35

16

S > 35

S/2

Mais do que uma alternativa, o uso da Tabela 38 é o único modo direto de escolher a seção do condutor de proteção. O conteúdo da Tabela 38 é recorrente nas várias edições da norma e sua aplicação é imediata nos casos em que cada circuito tem seu próprio condutor de proteção (Figura 126).

NBR 5410

As tabelas 53 a 57 da NBR 5410 dão os valores de k para condutores de proteção em diferentes condições de uso ou serviço. Para a aplicação desta expressão com o objetivo de determinação a seção do condutor de proteção é necessário, dentre outras condições, conhecer o valor da corrente de falta presumida (I) entre fase e condutor de proteção. Mas aqui há um problema de ordem prática, uma vez que para a determinação da corrente de falta é imprescindível conhecer as impedâncias que fazem parte do caminho desta corrente, o que, necessariamente, inclui a impedância do condutor de proteção. No entanto, esta impedância é função da seção do condutor de proteção, que é exatamente o elemento que se quer determinar com o uso da expressão anterior. Assim sendo, o requisito de 6.4.3.1.2 tem pouca ou nenhuma aplicação prática na determinação da seção do condutor de proteção. A utilidade da expressão pode estar apenas na determinação do tempo de atuação (t) do dispositivo de proteção responsável pelo seccionamento automático, uma vez conhecidos os valores de S, I e k. Desta forma, é possível verificar se o dispositivo de proteção que provoca o seccionamento do circuito num caso de falta fasePE irá atuar num tempo tal que o condutor de proteção suporta tal solicitação. Esta verificação, raramente feita nos projetos, é particularmente importante nos casos em que a seção do condutor de proteção é menor (em geral, aproximadamente a metade) do que a seção do

condutor de fase. Nesta situação, o dispositivo de proteção do circuito em questão estará protegendo contra esta sobrecorrente (falta fase-PE) dois condutores de seções diferentes (por exemplo, SFASE = 120 mm2 / SPE = 70 mm2). Naturalmente, estes condutores suportam energias diferentes e, desta forma, seria possível, teoricamente, haver danos ao condutor de proteção mesmo com a existência de um dispositivo que atue no caso de corrente de falta. Isto porque, via de regra, existe apenas um dispositivo de proteção contra sobrecorrentes em cada circuito, o qual é responsável pelas atuações em sobrecarga e curto-circuito (entre fases e fase-PE). Como alternativa ao cálculo indicado, a seção do condutor de proteção pode ser determinada por uma simples consulta à tabela 58 da norma (Tabela 38 deste guia), que relaciona a seção do PE com a seção do condutor de fase correspondente. Os valores da Tabela x são válidos apenas se o condutor de proteção for constituído do mesmo metal que os condutores de fase. Caso não seja, sua seção deve ser determinada de modo que sua condutância seja equivalente à da seção obtida pela tabela.


Figura 126: caso em que cada circuito tem seu próprio condutor de proteção (PE)

Figura 127: caso em que cada o condutor de proteção (PE) é comum a mais de um circuito

NBR 5410

114

Nos casos previstos em 6.4.3.1.5 da norma, é permitido que um condutor de proteção seja comum a dois ou mais circuitos, desde que esteja instalado no mesmo conduto que os respectivos condutores de fase. Nestes casos, indica-se que a seção do condutor PE deve ser selecionada conforme a Tabela 38, com base na maior seção de condutor de fase desses circuitos. (Figura 127). Embora não esteja tratado de modo explícito no texto da norma, nos casos em que um dado circuito é composto por cabos em paralelo por fase, sob o ponto de vista elétrico pode se considerar cada conjunto de condutores vivos (ABCN) como um circuito independente para efeito de aplicação da prescrição de 6.4.3.1.5. Assim, por exemplo, se um circuito tem 3 cabos por fase 120 mm2, considera-se como se 3 circuitos de 120 mm2 estivessem instalados no mesmo conduto, sendo então 120 mm2 a maior seção de condutor de fase desses circuitos, resultando em um condutor de proteção de 70 mm2 de seção nominal (120 / 2 = 60 mm2). É importante entender que, ao permitir o compartilhamento do condutor de proteção por mais de um circuito e determinar que se considere a maior seção do condutor de fase dentre esses circuitos, a norma pressupõe que a pior falta fase-PE ocorrerá entre apenas um condutor de fase de maior seção e o PE, sem a possibilidade de ocorrência de duas faltas ou mais entre fases e o condutor de proteção. Na prática, esta suposição é bastante real e razoável. Para verificar se a tabela 21 indica valores adequados, pode-se fazer um exercício simples, verificando-se os valores de corrente de falta que seriam suportados pelos condutores de proteção isolados em PVC e protegidos por dispositivos de proteção que atuassem no caso de faltas fase-PE em tempos de 1 ciclo (DRs, fusíveis e disjuntores operam geralmente abaixo deste tempo). Assim, usando a expressão de 6.4.3.1.2, com t = 1/60 s (1 ciclo) e k = 143 (isolação em PVC), tem-se os resultados da Tabela 39. Note-se nos valores da tabela que as correntes de falta fase-PE suportadas pelos condutores de proteção dimensionados pela tabela

Tabela 39 – Correntes suportadas por condutores isolados em PVC em 1 ciclo Tabela x - Correntes suportadas por condutores isolados em PVC em 1 ciclo S (mm2) I (kA) 1,5

1,7

2,5

2,8

4

4,4

6

6,6

10

11,1

16

17,7

25

27,7

35

38,8

50

55,4

70

77,5

95

105,2

120

132,9

150

166,2

185

204,9

240

265,8

21 são elevadas, o que demonstra que a seleção destes condutores pelo uso da tabela resulta num dimensionamento bastante adequado. Por exemplo, um condutor PE de 16 mm2 isolado em PVC suporta por 1 ciclo uma corrente de falta fase-PE de 17,7 kA. Mesmo nos casos das seções menores (abaixo de 10 mm2), as correntes ainda são altas considerando-se que, provavelmente, tais condutores servem a circuitos terminais, que possuem naturalmente uma elevada impedância com conseqüentes correntes de falta reduzidas. 16.8.2 Condutor de aterramento O condutor de aterramento deve ser dimensionado conforme as mesmas prescrições do condutor de aterramento, porém a seção resultante deve ser maior ou igual à seção indicada na Tabela 52 (Tabela 40 deste guia).

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 40 - Seção mínima dos condutores para aterramento Seções mínimas de condutores de aterramento enterrados no solo

Protegido contra corrosão

Protegido contra

Não protegido contra

danos mecânicos

danos mecânicos

Cobre: 2,5 mm2

Cobre: 16 mm2

Aço: 10 mm

Aço: 16 mm2

2

Não protegido contra corrosão

Cobre: 50 mm (solos ácidos ou alcalinos) 2

Aço: 80 mm2

16.8.3 Condutores de equipotencialização principal Os condutores de equipotencialização principal devem ser dimensionados conforme 6.4.4.1.1 da NBR 5410. Suas seções nominais não devem ser inferior à metade da seção do condutor de proteção de maior seção da instalação, com um mínimo de 6 mm2 e um máximo de 25 mm2, em cobre. Por exemplo, supondo-se que o maior condutor de proteção da instalação tenha seção nominal 70 mm2, então metade da seção é 35 mm2, porém, pela regra acima, a seção nominal de todos os condutores de equipotencialização principal pode ser 25 mm2. 16.8.4 Condutores de equipotencialização suplementar Os condutores de equipotencialização suplementar devem ser dimensionados conforme 6.4.4.1.2 da NBR 5410. Neste caso, a norma prevê duas situações: condutor interligando duas massas e condutor interligando uma massa e um elemento condutor estranho à instalação. a) o condutor em cobre ou alumínio destinado a interligar (equipotencializar) duas massas deve ter uma seção igual ou superior à do condutor de proteção de menor seção ligado a essas massas (Figura 128);

Figura 129 - exemplo de dimensionamento de condutor de equipotencialização entre uma massa e um elemento condutor estranho à instalação elétrica

c) em qualquer dos casos anteriores a) ou b) anteriores, o condutor de equipotencialização suplementar deve atender ao estabelecido em 6.4.3.1.4. Este, por sua vez, trata da seção mínima de condutores de proteção que não façam parte do mesmo cabo multipolar ou não estejam contidos no mesmo conduto fechado que os condutores de fase. Esta é, por sinal, uma situação muito usual de instalação do condutor de equipotencialização suplementar. Desta forma, a norma estabelece a seção mínima de 2,5 mm2 em cobre para o condutor de equipotencialização suplementar, se for provida proteção ao condutor contra danos mecânicos (com sua instalação em eletroduto ou eletrocalha, por exemplo); ou uma seção mínima de 4 mm2 em cobre para o condutor de equipotencialização suplementar, se não for provida proteção ao condutor contra danos mecânicos. 16.8.5 BEP (Barramento de Equipotencialização Principal):

115

O BEP é um conceito, mais do que um componente físico da instalação. Ele é um “ponto de encontro” dos condutores da equipotencialização principal e do condutor de aterramento. Não é determinado na NBR 5410 nenhum formato para o BEP. No entanto, na prática, a maneira mais usual de executar o BEP tem sido através do uso de uma barra geralmente de cobre. Neste caso, é natural que, por coerência, a capacidade de condução de corrente desta barra (e sua seção por conseqüência) não deve ser inferior à capacidade de condução de corrente do condutor de aterramento. O comprimento (L) e largura (h) do BEP devem ser tais que seja fisicamente possível realizar todas as ligações necessárias dos condutores de equipotencialização principais existentes. O número de ligações e a seção dos condutores a serem ligados ao BEP variam de projeto para projeto (Figura 130).

Figura 128 - Exemplo de dimensionamento de condutor de equipotencialização entre duas massas

b) o condutor em cobre ou alumínio destinado a interligar (equipotencializar) uma massa e um elemento condutor estranho à instalação elétrica deve ter uma seção igual ou superior à metade da do condutor de proteção ligado à massa (Figura 129).

Figura 130: As dimensões físicas de um BEP na forma de barra dependem de cada projeto

NBR 5410

No caso do exemplo da figura 3, se o PE da massa tem seção 6 mm2, então SPE/2 = 3 mm2 e, portanto, a seção mínima do condutor de equipotencialização será 4 mm2 que é a seção nominal padronizada mais próxima.


16.8.6 BEL (Barramento de Equipotencialização Local) Valem os mesmos comentários feitos para o BEP, exceto que deve ser verificada a capacidade de condução de corrente dos condutores de equipotencialização ao invés dos condutores de aterramento.

17 Seccionamento e comando As prescrições da NBR 5410 sobre seccionamento e comando são tratadas nos itens indicados na Tabela 41. Tabela 41: Itens da NBR 5410 seccionamento e comando Características gerais



3.4

5.6

6.3.7

17.1 Seccionamento

116

Seccionar é o ato de desligar completamente um dispositivo elétrico ou circuito de outros dispositivos ou outros circuitos, provendo afastamentos adequados que assegurem condições de segurança especificadas em relação a quaisquer circuitos vivos. A NBR 5410 prescreve que sempre devem existir meios de seccionar a alimentação da instalação elétrica, seus circuitos e seus equipamentos para fins de manutenção, verificação, localização de defeitos e reparos. Qualquer que seja o esquema de aterramento, o condutor de proteção não deve ser seccionado, incluindo o condutor PEN dos esquemas TN-C. Cada circuito, sem exceção, deve ter seu próprio dispositivo de seccionamento que seccione todos os condutores vivos (fases e neutro). Há uma exceção em relação ao seccionamento do neutro em esquema de aterramento TN-S, que, conforme 5.6.2.2, não é necessário ser seccionado.

Um conjunto de circuitos pode compartilhar um dispositivo de seccionamento comum desde que as condições de serviço permitam essa solução. Essa medida não anula a obrigatoriedade de cada circuito possuir seu próprio dispositivo de seccionamento. O seccionamento comum de vários circuitos é utilizado quando se deseja permitir o desligamento geral de uma instalação ou de setores de uma instalação a partir de um quadro de distribuição, por exemplo (Figura 131). Não é admitida a utilização de dispositivos a semicondutores como dispositivos de seccionamento uma vez que não é garantida a separação física dos contatos nestes dispositivos. Os dispositivos de seccionamento devem ser projetados e instalados de modo a impedir qualquer restabelecimento inadvertido. Essas precauções podem incluir uma ou mais das seguintes medidas: travamento do dispositivo de seccionamento com cadeado; afixação de placas de advertência; instalação em local ou invólucro fechado a chave (Figura 132). Como medida suplementar, as partes vivas podem ser curto-circuitadas e aterradas. 17.2 Comando funcional Comando é a ação humana ou de dispositivo automático que modifica o estado ou a condição de determinado equipamento elétrico. Comando funcional é a ação destinada a garantir o desligamento, a ligação ou a variação da alimentação de energia elétrica de toda ou de parte de uma instalação, em condições de funcionamento normal. Um exemplo clássico de comando funcional é ligar e desligar uma lâmpada por meio de um interruptor ou ligar, desligar e variar a intensidade luminosa da lâmpada por meio de um variador de luminosidade (“dimmer”). A NBR 5410 determina que todo circuito ou parte de circuito que necessite ser comandado independentemente de outras

SECCIONAMENTO INDIVIDUAL INTERRUPTOR DR 63A/30MA

PROTEÇÃO DR 63A

ABC

16A SECCIONAMENTO COMUM

ABC # 16.0

16A

63A

# 16.0

16A 3F + N + - 220/127V 60HZ - ICC=60KA

NBR 5410

VEM DO QDC DO CONDOMÍIO

16A

16A 10A

16A C #2.5 B #2.5 A #2.5 C #2.5 B #2.5 AC #2.5 BA

1 ILUMINAÇÃO GARAGEM 2 ILUMINAÇÃO GARAGEM 3 ILUMINAÇÃO GARAGEM

10 PTO FORÇA PORTÃO ELETRÔNICO

Figura 131 - Seccionamento comum e individual em um quadro de distribuição

50A

6 TOMADAS GARAGEM ILM. BANHO 7 TOMADA GARAGEM 2P+T

#2.5 A

8 CHUVEIRO ELÉTRICO

#10.0


#10.0

R

5 ILUMINAÇÃO BOX

#1.0

50A

A #2.5

R

4 ILUMINAÇÃO VIGIA

CIRC.11

3F + N - 220/127V 60HZ - ICC=60KA

16A

16A

ABC

SENSORES DE PRESENÇA QUADRO DE NA PLANTA CONTATORES

9 k1

A #1.0


Figura 133 – Em geral, o dispositivo de comando não precisa desligar todos os condutores vivos

Figura 132 – Exemplos de travamentos e bloqueios

18 Circuitos

de motores

18.1 Introdução

117

As prescrições da NBR 5410 sobre circuitos de motores são apresentadas em 6.5.1 e tratam especificamente de circuitos que alimentam motores em aplicações industriais e similares normais. São consideradas aplicações industriais e similares normais aquelas que envolvem motores de indução com rotor de gaiola, de potência nominal unitária não superior a 150 kW, operados em regime de serviço S1, excluídas as aplicações de motores com potência não superior a 1,5 kW que acionem aparelhos eletrodomésticos e eletroprofissionais. Desta forma, os circuitos de pequenos motores de uso residencial para aparelhos eletrodomésticos e eletroprofissionais devem ser tratados pelas regras gerais da norma (ver capítulo 15 deste guia). Para efeito de utilização das prescrições da norma, assumese que as características dos motores, bem como do regime S1, são aquelas definidas na NBR 7094. Regime de serviço é a freqüência à qual o motor é submetido a uma determinada carga. Diz respeito, portanto, ao número de partidas do motor em um determinado intervalo de tempo, à natureza da carga mecânica (constante ou variável) e à intensidade da carga. A NBR 7094 define 10 regimes de partida (S1 até S10) que podem ser divididos em três tipos: regime contínuo, regime de curta duração e regime intermitente. Os motores normalmente são projetados para suportar o regime S1, que é aquele no qual o motor é submetido a uma

NBR 5410

partes da instalação deve ser provido de dispositivo de comando funcional. Conforme 5.6.6.1.2, os dispositivos de comando funcional não precisam seccionar necessariamente todos os condutores vivos do circuito. No entanto, se em algum caso houver qualquer possibilidade de danos para as pessoas, componentes e equipamentos, então todos os condutores vivos devem ser seccionados. Um caso que ilustra esta prescrição é o uso de interruptores de iluminação paralelos (“three ways”) em circuitos bifásicos (Figura 133). Normalmente, este interruptor possui três contatos para comandar uma fase, sendo que precisaria ter seis contatos no caso de se desejar seccionar as duas fases em um circuito bifásico! Pela aplicação de 5.6.6.1.2, fica dispensado o uso desse interruptor com seis terminais. Uma questão que pode ser levantada neste caso é a segurança de alguém que vá trocar uma lâmpada em um circuito bifásico, cujo comando (interruptor) desligou apenas uma das fases. Neste caso, poderia haver o risco de contato da mão com o condutor vivo ainda energizado ligado ao porta-lâmpada. Ocorre que, até mesmo a simples tarefa de trocar uma lâmpada deve ser realizada com o seccionamento do circuito e não apenas com o desligamento feito por meio do comando. Em outras palavras, deve-se seccionar o circuito na sua origem, no quadro de distribuição, antes de realizar a troca da lâmpada. Esse procedimento é necessário até mesmo porque não há nenhuma garantia que, ao queimar a lâmpada, o interruptor tenha ficado na posição “desligado”. É proibida a instalação de dispositivo de comando unipolar no condutor neutro. Portanto, quando for necessário comandar o neutro de um circuito por qualquer razão funcional, devem ser utilizados dispositivos multipolares.

Todo equipamento de utilização deve ser provido de dispositivo de comando funcional, que poderá ou não vir de fábrica já incorporado ao equipamento. Caso não venha incorporado, o dispositivo deve ser provido na instalação. Um mesmo dispositivo de comando funcional pode comandar vários equipamentos destinados a funcionar simultaneamente, como é o caso, por exemplo, de um interruptor que comanda várias lâmpadas. Plugues e tomadas podem ser empregados como dispositivos de comando funcional, desde que sua corrente nominal não seja superior a 20 A.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS carga constante por um período de tempo suficiente para atingir o equilíbrio térmico. O regime de serviço deve ser cuidadosamente observado na especificação do motor, pois implica diretamente na temperatura de operação do motor e consequentemente na integridade do sistema de isolamento. 18.2 Limitação das perturbações devidas à partida de motores

118

Durante a partida direta dos motores usuais, a corrente no circuito elétrico aumenta significativamente (da ordem de 5 a 10 vezes a corrente nominal) e, por conta disso, o motor pode provocar perturbações nas redes elétricas, sejam internas do consumidor ou na rede da concessionária. Assim, os equipamentos a motor não devem, durante sua partida, causar perturbações inaceitáveis na rede de distribuição, na instalação propriamente dita e nos demais equipamentos. Algumas destas perturbações incluem afundamentos de tensão e flicker (ver parte 22 deste guia). Em particular, devem ser consultadas as concessionárias sobre as condições de fornecimento de energia no caso da partida direta de motores com potência acima de 3,7 kW (5 cv), em instalações alimentadas por rede pública em baixa tensão. Caso a partida escolhida seja direta, a plena tensão, ela é feita por meio de um dispositivo de comando, geralmente um contator. Existem conjuntos pré-montados, para a partida direta de motores, que reúnem no mesmo invólucro o dispositivo de comando (por exemplo, contator tripolar), o dispositivo de proteção contra correntes de sobrecarga (por exemplo, relé bimetálico) e o dispositivo de proteção do circuito terminal contra correntes de curtos-circuitos (por exemplo, dispositivo fusível). Esses dispositivos são chamados de chaves de partida direta de motores. Durante a partida de motores de potência mais elevada, quando a corrente no circuito aumenta muito, a queda de tensão nos demais pontos de utilização da instalação não deve ultrapassar os valores indicados pela NBR 5410 e apresentados no capítulo 15 deste guia. Para minimizar as perturbações em geral e reduzir a queda de tensão durante a partida, recorre-se à utilização de sistemas de partida de motores. Uma vez que os dispositivos de partida,

independentemente do tipo, alteram a tensão e a corrente elétrica durante o tempo de partida, afetando assim o torque do motor, a escolha do sistema de partida mais adequado para

uma determinada aplicação deve levar em conta o tipo de carga mecânica a ser acionada. Também devem ser considerados os

tempos de aceleração e de rotor bloqueado quando se utiliza a partida com tensão reduzida.

Os tipos mais utilizados de dispositivos de partida indireta

NBR 5410

são os seguintes:

Chave estrela-triângulo

Para a partida com chave estrela-triângulo é fundamental

que o motor possa trabalhar com ligação em dupla tensão, por exemplo, 220/380 V, 380/660 V ou 440/760 V. Além disso, os motores deverão ter, no mínimo, seis bornes de ligação. Na ligação estrela, a corrente fica reduzida em cerca de 25% a 33% da corrente de partida na ligação triângulo e a curva do conjugado também é reduzida na mesma proporção. Por isso, a partida estrela-triângulo normalmente é indicada para uso com motor de conjugado elevado, em partidas em vazio, com carga parcial, ou com aplicação da carga mecânica somente depois de ter sido atingida a rotação nominal. Chave compensadora Diferentemente da chave estrela-triângulo, a chave compensadora pode ser usada para a partida de motores sob carga. Ela reduz a corrente de partida, deixando, porém, o motor com um conjugado suficiente para a partida e aceleração. A tensão na chave compensadora é reduzida através de um autotransformador que possui normalmente tapes de 50, 65 e 80% da tensão nominal. Sistema eletrônico de partida suave (soft-starter) O sistema eletrônico de partida suave (“soft-starter”) é um dispositivo formado basicamente por uma ponte de tiristores (SCR) que controlam a corrente de partida de motores de corrente alternada trifásica. Através da variação do ângulo de disparo dos SCRs da ponte, consegue-se variar progressivamente o valor da tensão eficaz aplicada nos terminais do motor. Assim, pode-se controlar muito bem a corrente de partida do motor, proporcionando uma “partida suave”, de forma a minimizar os distúrbios. As principais aplicações de soft-starters incluem as bombas centrífugas, ventiladores, exaustores, sopradores, compressores de ar, misturadores, aeradores, centrífugas, serras e plainas, transportadores de carga, escadas rolantes, esteiras de bagagem, etc. 18.3 Dimensionamento dos circuitos de motores O dimensionamento de um circuito de motor de acordo com a NBR 5410 inclui os elementos indicados na Figura x: • Condutores do circuito terminal; • Dispositivo de proteção do circuito terminal contra correntes de curto-circuito (geralmente um dispositivo fusível); • Dispositivo de seccionamento para desligar o circuito terminal, o dispositivo de comando e o motor. Em geral, são usados chaves seccionadoras e interruptores; • Dispositivo de comando para partir e parar o motor (geralmente um contator); • Dispositivo de proteção do motor contra correntes de sobrecarga (geralmente um relé bimetálico); • Condutores do circuito de distribuição; • Proteção de retaguarda que protege o circuito de distribuição

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS (terminais e de distribuição) que alimentam motores, deve ser levado em conta que as quedas de tensão nos terminais dos motores e nos demais pontos de utilização não devem ultrapassar os valores indicados no capítulo 15 deste guia. Durante a partida de um motor, a queda de tensão nos terminais do dispositivo de partida não deve ultrapassar 10% da tensão nominal do motor, observados os limites indicados no capítulo 15 deste guia para os demais pontos de utilização da instalação. O cálculo da queda de tensão durante a partida do motor deve ser efetuado considerando a corrente de rotor bloqueado e, na falta de um valor mais preciso, pode ser considerado um fator de potência igual a 0,3. O valor da corrente de partida varia conforme o tipo e potência do motor e, portanto, deve ser obtida no catálogo do fabricante. 13.3.3 Proteção contra corrente de sobrecarga

Figura 134 – Elementos de um circuito de motor

contra corrente de curto-circuito (geralmente um dispositivo fusível).

13.3.1 Capacidade de condução de corrente Conforme 6.1.5.3.1, os condutores do circuito terminal, que servem a um único motor, devem ter uma capacidade de condução de corrente (IZ) não inferior à corrente nominal do motor (IM) multiplicada pelo fator de serviço (fS), se existir. O fator de serviço de um motor é um multiplicador que pode ser aplicado à potência que este pode fornecer sob tensão e frequência nominais sem comprometer o limite de elevação de temperatura do enrolamento. Iz ≥ fS . IM Quando um motor possuir característica nominal com mais de uma potência e/ou velocidade, o condutor a ser escolhido deverá ser o que resulte em maior seção, quando considerada individualmente cada potência e velocidade. Os condutores que alimentam dois ou mais motores devem ter capacidade de condução de corrente não inferior à soma das capacidades determinadas para cada motor mais as correntes nominais das outras cargas (IL) eventualmente alimentadas pelo mesmo circuito. Iz ≥ ∑ fS . IM + ∑ IL

Conforme 6.1.5.3.2, no dimensionamento dos circuitos

119

13.3.4 Proteção contra corrente de curto-circuito Conforme 6.5.1.5, quando os condutores dos circuitos que alimentam motores forem protegidos contra correntes de sobrecarga por dispositivos que se limitem a essa proteção, como relés térmicos, a proteção contra correntes de curto-circuito pode ser assegurada por dispositivo de proteção exclusivamente contra curtos-circuitos, que podem ser: • Disjuntores equipados apenas com disparadores de sobrecorrente instantâneos, com corrente de disparo magnético maior que a corrente de rotor bloqueado do motor, porém não superior a 12 vezes a corrente nominal do motor; ou • Dispositivos fusíveis com característica gM ou aM, com corrente nominal inferior ao valor obtido multiplicando-se a corrente de rotor bloqueado do motor pelo fator indicado na Tabela 42. Tabela 42 - Fator para a determinação da corrente nominal máxima de fusíveis tipo ‘gM’ Corrente de rotor bloqueado (IP) (A)

Fator a aplicar no cálculo do fusível

IP ≤ 40

0,50

40 < I P ≤ 500

0,40

500 < IP

0,30

NBR 5410

13.3.2 Queda de tensão

Conforme 6.5.1.4, a proteção contra correntes de sobrecarga dos circuitos que alimentam motores pode ser provida por dispositivos de proteção integrados ao motor, sensíveis à temperatura dos enrolamentos ou por dispositivos de proteção externos ao motor, sensíveis à corrente do respectivo circuito. Quando for utilizado um dispositivo externo (geralmente um relé térmico bimetálico acoplado a um contator), sua corrente nominal ou de ajuste deve ser igual à corrente nominal do motor multiplicada pelo fator de serviço, se existir. Como a série de correntes nominais dos dispositivos apresenta incrementos discretos, admite-se, na prática, uma diferença de até 12% entre as duas correntes.


19 Conjuntos de proteção, manobra e comando – Quadros de distribuição 19.1 Normalização As normas brasileiras em vigor sobre quadros elétricos no momento da publicação deste guia são:

120

• NBR IEC 60439-1 - Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão Parte 1: Conjuntos com ensaio de tipo totalmente testados (TTA) e conjuntos com ensaio de tipo parcialmente testados (PTTA). Esta norma aplica-se aos quadros de distribuição em que a tensão nominal não exceda 1000 Vca, a freqüências que não excedam 1000 Hz, ou 1 500 Vcc; • NBR IEC 60439-3 - Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão - Parte 3: Requisitos particulares para montagem de acessórios de baixa tensão destinados a instalação em locais acessíveis a pessoas não qualificadas durante sua utilização - Quadros de distribuição. Esta Norma fornece requisitos adicionais para quadros de distribuição, seus invólucros, contendo dispositivos de proteção e que são destinados a serem utilizados para uso interno, para uso em aplicações domésticas ou em outros locais onde pessoas não qualificadas têm acesso à sua utilização. Os dispositivos de controle e/ou sinalização também podem ser incluídos. Eles são destinados a ser usados em corrente alternada com uma tensão nominal fase-terra que não exceda 300 V. Os circuitos de saída contêm os dispositivos de proteção contra curtos-circuitos, cada um com uma corrente nominal que não exceda 125 A, com uma corrente total de entrada que não exceda 250 A. Conforme a norma NBR IEC 60439-1, um conjunto de manobra de baixa tensão é a combinação de um ou mais dispositivos e equipamentos de manobra, controle, medição, sinalização, proteção, regulação, etc., completamente montados, com todas as interconexões internas elétricas e mecânicas e partes estruturais sob a responsabilidade do fabricante. Essa definição é semelhante àquela que a norma NBR IEC 50(826) apresenta para quadro de distribuição. Neste sentido, pode-se utilizar indiferentemente uma ou outra terminologia. 19.2 TTA e PTTA A partir da introdução das normas indicadas em 19.1, surgiram as denominações TTA e PTTA, muito utilizadas no mercado, mas, por assim dizer, pouco conhecidas em seus significados. 19.2.1 TTA (Type Tested Assembly) – Quadro de distribuição com

NBR 5410

ensaios de tipo totalmente testados

Admita-se que um quadro foi projetado, montado e submetido aos ensaios de tipo da norma NBR IEC 60439-1, tendo sido aprovado. A esse quadro é dado o nome de TTA, por ter sido totalmente testado em relação aos ensaios de tipo. A partir deste ponto, todos os demais quadros produzidos a partir do projeto original do quadro TTA também

podem ser chamados de TTA, desde que não tenham modificações em seu projeto que possam resultar em alterações do desempenho do quadro nos ensaios de tipo. Mudanças de dimensionamento de barramentos, afastamentos entre partes vivas e entre partes vivas e aterradas, por exemplo, podem implicar em alteração no desempenho nos ensaios. Por outro lado, a mudança na cor de acabamento ou no número de circuitos do quadro são exemplos de alterações que não alteram o desempenho. A norma NBR IEC 60439-1 define os seguintes ensaios de tipo: a) verificação dos limites de elevação da temperatura; b) verificação das propriedades dielétricas; c) verificação da corrente suportável de curto-circuito; d) verificação da eficácia do circuito de proteção; e) verificação das distâncias de escoamento e de isolação; f) verificação do funcionamento mecânico; g) verificação do grau de proteção. 19.2.2 PTTA (Partially Type Tested Assembly) – Quadro de distribuição com ensaios de tipo parcialmente testados

Um quadro é chamado de PTTA quando utiliza projeto, materiais e montagem similares ao de um quadro TTA, porém possui “pequenas” alterações em relação ao quadro TTA que comprovadamente não alteram o desempenho do quadro nos ensaios de tipo. Para comprovar que o desempenho é similar ao do projeto original, a NBR IEC 60439-1 aceita que sejam feitos cálculos ou inferências, dispensando assim a realização de todos os ensaios de tipo (daí a designação de “parcialmente” testados). Os ensaios que podem ser substituídos por cálculos ou inferências são os de elevação de temperatura e corrente suportável de curto-circuito, sendo obrigatória a realização dos demais ensaios mencionados em 19.2.1. O conceito de quadro PTTA surgiu por conta do longo tempo e alto custo de se testar todas as variações possíveis que podem existir em um quadro elétrico devido às diferentes necessidades de aplicações práticas. O conceito de PTTA permite que os fabricantes desenvolvam alguns projetos típicos (padronizados), submeta-os aos ensaios de tipo (para que sejam TTA) e, a partir daí, façam repetições idênticas desta montagem (quadros TTA) ou construam pequenas variantes daquele modelo (quadros PTTA). Uma conclusão evidente sobre o assunto é que somente pode existir um quadro PTTA a partir da existência prévia de um quadro TTA. É preciso cautela em relação aos quadros elétricos que “orgulhosamente” ostentam o rótulo de “PTTA” sem que o fabricante jamais tenha produzido uma peça sequer de um quadro TTA! 19.3 Especificação A especificação mínima de um quadro de distribuição a ser indicada em projeto deve conter os seguintes parâmetros: • Tensão nominal (V) • Corrente nominal (A) • Capacidade de curto-circuito (kA) • Grau de proteção – IP

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Tipo de montagem (sobrepor ou de embutir) • Tipo de invólucro 19.4 Prescrições da NBR 5410 19.4.1 Montagem A NBR 5410 trata especificamente de quadros elétricos em 6.5.4. Na época da publicação da NBR 5410, em 2004, somente havia sido publicada a NBR IEC 60439-1, daí a prescrição da norma de instalações fazer a indicação de que os quadros montados em fábrica devem atender à norma NBR IEC 60439-1. Com certeza, a próxima revisão da norma irá indicar a existência da NBR 60439-3 e a necessidade de seu atendimento no caso de manuseio por pessoas não qualificadas. No caso em que os quadros sejam montados em obra, o item 6.5.4 determina que eles devam apresentar segurança e desempenho equivalentes aos montados em fábrica, ou seja, devem atender às normas citadas. Embora a norma permita a montagem em obra, dada a complexidade da realização em campo dos ensaios indicados em 19.2.1, essa opção é praticamente inviável. 19.4.2 Espaços Devem ser previstos espaços de reserva no interior dos quadros visando a futuras ampliações. O espaço mínimo a ser deixado no quadro está indicado na Tabela 59 da norma (Tabela x neste guia). Tabela 43: espaço de reserva em quadros

Quantidade de circuitos

Espaço mínimo destinado a

efetivamente disponível

reserva (em número de circuitos)

N Até 6

2

7 a 12

3

13 a 30

4

N > 30

0,15 N

Por exemplo, um quadro com 10 circuitos, não importando se são circuitos monofásicos, bifásicos ou trifásicos, deve possuir, no mínimo, 3 espaços destinados a futuros circuitos. Uma boa prática de engenharia, neste caso, é prever para cada um dos 3 circuitos o maior espaço possível, ou seja, se existirem circuitos trifásicos no quadro, então podem ser previstos espaços para 3 futuros circuitos trifásicos. Se existirem circuitos bifásicos e não trifásicos, então se prevêem 3 espaços para circuitos bifásicos e o mesmo no caso de apenas existirem circuitos monofásicos. É muito importante lembrar ainda que os quadros devem prever espaços para a instalação imediata ou futura de dispositivos protetores de surto (DPS), além dos dispositivos diferenciais residuais praticamente obrigatórios.

Os quadros elétricos devem possuir, além da porta (externa), uma tampa interna que serve de barreira na proteção contra

19.4.4 I nstalação

e graus de proteção

Os quadros devem ser instalados em locais de fácil acesso, sem objetos que obstruam a sua abertura, longe de botijões e pontos de gás. A menos que sejam especificamente construídos para esta finalidade, os quadros não devem ser instalados em locais frequentemente molhados ou com muita umidade, tais como no interior de banheiros com chuveiros ou em saunas. O grau de proteção do quadro deve ser compatível com as influências externas previstas. Em geral, as influências externas mais importantes para um quadro elétrico são AD (presença de água) e AE (presença de corpos sólidos).

20 Verificação

121

final

O planejamento da verificação final da instalação elétrica de média tensão deve levar em consideração os níveis de tensão presentes, as maneiras de instalar os componentes, as disposições e o acesso às linhas elétricas, aos quadros de distribuição, os tipos de equipamentos e materiais, dentre outras características. Devem ainda ser conhecidas todas as normas técnicas necessárias para a realização do serviço. O procedimento da inspeção deve ser documentado de forma a garantir transparência e imparcialidade a todos os envolvidos no processo de comissionamento. A sequência de trabalho, as diretrizes principais e seus limites de atuação são elementos indispensáveis para sua caracterização e definição antes de começar o trabalho. Além disso, a definição clara dos níveis de qualificação e responsabilidade dos profissionais envolvidos na inspeção é fundamental.

NBR 5410

19.4.3 M ontagem

choques elétricos. Os condutores flexíveis de alimentação dos componentes e instrumentos fixados nas portas ou tampas devem ser dispostos de tal forma que os movimentos das portas ou tampas não possam causar danos a esses condutores. Embora não seja obrigatório nem pelas normas NBR IEC 60439-1 e 60439-3, nem pela NBR 5410, deve-se atentar para a eventual utilização de componentes internos do quadro com características de não propagação de chama, baixa emissão de fumaça, gases tóxicos e corrosivos (materiais não halogenados). Quando da queima de componentes internos que são fabricados com materiais halogenados (PVC, por exemplo), eles emitem gases corrosivos que podem facilmente destruir contatos metálicos dos dispositivos de seccionamento, comando, proteção, alarme, controle, sinalização, medição, etc. instalados no interior do quadro. Isso implica na interrupção do funcionamento de toda a instalação, parte dela ou apenas de um determinado circuito, com consequências que podem ser desprezíveis ou muito sérias, dependendo do grau de importância da operação dos equipamentos ligados. Essa recomendação é particularmente importante nos casos dos condutores elétricos e canaletas existentes no interior dos quadros, que são, geralmente, os componentes com maior volume de material combustível nestes locais.


20.1 Prescrições

NBR 5410

122

gerais

A verificação final, que é tratada na Seção 7 da NBR 5410, deve ser realizada em todas as instalações novas e nas partes da obra que sofreram reformas têm por objetivo avaliar a conformidade da instalação com as prescrições da norma. Preferencialmente, essa verificação, que é composta por inspeção visual e ensaios, deve ser feita durante a execução da obra, permitindo assim que os materiais da instalação que futuramente venham a ficar fora de vista também possam ser inspecionados. Além disso, eventuais alterações na instalação elétrica decorrentes de não conformidades apontadas durante a verificação podem ser mais fácil e rapidamente corrigidas e com custos menores. Caso a verificação não tenha ocorrido por etapas ao longo da execução da obra, ela pode ser realizada quando concluída, porém antes de ser colocada em serviço pelo usuário. Durante a realização da inspeção e dos ensaios, que devem ser realizados a partir da documentação como construído (as built), é necessário que sejam tomadas precauções para garantir a segurança das pessoas e evitar danos à propriedade e aos equipamentos instalados. Para atender as prescrições da norma, alguns ensaios elétricos são realizados com aplicação de tensões que podem chegar a alguns milhares de volts. Nestes casos, é fundamental atender as exigências da NR-10 relativas ao comissionamento de instalações elétricas que, além de outros cuidados, indica que tais atividades somente podem ser realizadas por trabalhadores que atendam às condições de qualificação, habilitação, capacitação e autorização estabelecidas naquela NR (ver parte deste Guia relativa à NR-10). Além da qualificação do pessoal, os ensaios devem ser realizados por meio de equipamentos e instrumentos adequadamente aferidos e comprovadamente seguros. A partir desta verificação, um profissional devidamente habilitado deve elaborar um laudo que certifique a conformidade da instalação em relação aos requisitos da NBR 5410. Longe de um “está bom” ou “não está bom”, o resultado da verificação se traduz em um relatório técnico de conformidade que atesta o atendimento da instalação aos requisitos da NBR 5410. Não há um formato padronizado para este relatório, mas, ele deve conter a maior quantidade possível de informações, detalhes, resultados e imagens. Deve conter a condição real das instalações em uma determinada data, apontando de forma clara e inequívoca as não conformidades encontradas. Exceto se o contrato entre as partes assim prever, não cabe ao relatório da verificação da instalação elétrica emitido para efeito de atender a Seção 7 da NBR 5410 indicar um programa de trabalho ou um conjunto de ações corretivas que devem ser utilizados para que a instalação fique conforme as prescrições da norma. Independentemente do formato final de um relatório, ele deve conter, no mínimo, os seguintes elementos que são indispensáveis para garantir o registro adequado da verificação: • Identificação da instalação/obra: nome, endereço; • Identificação do responsável pela contratação do serviço de

verificação da instalação elétrica; • Identificação dos profissionais responsáveis pelo projeto e pela execução da instalação elétrica; • Identificação do profissional responsável pela verificação da instalação elétrica; • Data da verificação da instalação elétrica; • Relação dos desenhos e demais documentos da instalação utilizados na verificação; • Relação dos equipamentos e instrumentos utilizados na verificação; • Descritivo com o registro das verificações e conclusões (conforme; não conforme; não aplicável) e resultados (ensaios) obtidos em cada item, acompanhados, quando necessário, de observações ou comentários; • Conclusão da verificação indicando se a instalação está ou não em conformidade com a NBR 5410. 20.2 I nspeção

visual

Conforme 7.2, a inspeção visual deve preceder os ensaios, deve ser realizada com a instalação desenergizada e tem por objetivo confirmar se os componentes elétricos permanentemente conectados estão em conformidade com os requisitos de segurança das normas aplicáveis e se estão corretamente selecionados e instalados de acordo com a norma e o projeto da instalação. Além disso, a inspeção visual permite avaliar se os componentes não estão danificados, de modo a restringir sua segurança, e se estão desimpedidos de restos de materiais, ferramentas ou outros objetos que venham a comprometer seu isolamento. A inspeção visual deve incluir no mínimo a verificação dos seguintes pontos, quando aplicáveis: a) Medidas de proteção contra choques elétricos, incluindo medição de distâncias relativas à proteção por barreiras ou invólucros, por obstáculos ou pela colocação fora de alcance. Essa inspeção visa à preservação das distâncias de segurança mínimas necessárias para a operação e manutenção segura das instalações elétricas de baixa tensão. b) Medidas de proteção contra efeitos térmicos, verificando, por exemplo, a presença de barreiras contra fogo e outras precauções contra propagação de incêndio indicadas no projeto elétrico. Além de verificar a presença propriamente dita das barreiras e dos outros elementos, é importante conferir suas dimensões, afastamentos e condições de instalação (robustez, estabilidade, materiais utilizados, etc.); c) Seleção e instalação das linhas elétricas: devem ser comparadas as especificações e maneiras de instalar dos condutores e das linhas elétricas indicadas no projeto com a situação encontrada em campo. Incluem-se nesta verificação a identificação da seção nominal, tensão nominal e norma técnica dos cabos elétricos e barramentos blindados utilizados, assim como as especificações dos materiais de linhas elétricas e acessórios empregados;

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS d) Seleção, ajuste e localização dos dispositivos de proteção: as características nominais e os eventuais ajustes de todos os dispositivos de proteção determinados em projeto devem ser cuidadosamente verificados uma vez que, inadvertidamente, eles podem ser alterados durante a execução da instalação. Em particular, nos casos de dispositivos de proteção multifuncionais, deve-se verificar também se o ajuste indicado no projeto está aplicado no dispositivo adequado, pois é possível que, de forma acidental, sejam invertidos os parâmetros de ajustes entre diferentes funções de um mesmo relé. Outro ponto de atenção é com relação à verificação da capacidade de interrupção nominal dos dispositivos de proteção instalados, que deve ser a mesma indicada em projeto; e) Presença dos dispositivos de seccionamento e comando, sua adequação e localização: essa verificação tem por objetivo principal avaliar as condições de montagem dos dispositivos em relação à posição, condições de acesso, ventilação, afastamentos e demais aspectos relativos ao correto emprego dos componentes. f) adequação dos componentes e das medidas de proteção às condições de influências externas existentes: após a montagem, mesmo que ela tenha sido fiel ao projeto executivo original, e ainda que tenha passado pelo crivo do “as built”, é possível que existam condições externas que possam afetar o funcionamento, desempenho e vida útil dos componentes. Dessa forma, além de conferir as especificações dos componentes e suas adequadas instalações conforme previsto no projeto, a verificação em questão deve estar atenta a outras influências externas importantes presentes no local que não foram consideradas. g) identificações dos componentes: deve ser verificada a existência

PROTEÇÃO DR 63A

ABC

16A SECCIONAMENTO COMUM

ABC # 16.0

16A

63A

# 16.0

16A 3F + N + - 220/127V 60HZ - ICC=60KA

VEM DO QDC DO CONDOMÍIO

16A

16A 10A

i) execução das conexões: o profissional encarregado da verificação deve avaliar visualmente se as conexões de cabos elétricos a barramentos, terminações, buchas ou entre barramentos e isoladores, etc. estão adequadamente executados. Sempre que necessário deve-se recorrer às instruções de montagem dos fabricantes.

16A

ABC

16A C #2.5 B #2.5 A #2.5 C #2.5 B #2.5 AC #2.5 BA

1 ILUMINAÇÃO GARAGEM 2 ILUMINAÇÃO GARAGEM 3 ILUMINAÇÃO GARAGEM

50A

6 TOMADAS GARAGEM ILM. BANHO

#2.5

7 TOMADA GARAGEM 2P+T

#2.5 A


#10.0


#10.0 R

4 ILUMINAÇÃO VIGIA

R

5 ILUMINAÇÃO BOX 10 PTO FORÇA PORTÃO ELETRÔNICO

CIRC.11

50A

A

123

SENSORES DE PRESENÇA QUADRO DE NA PLANTA CONTATORES

9 k1

A #1.0

NBR 5410

#1.0

Figura 135 - Identificação dos circuitos

h) presença das instruções, sinalizações e advertências requeridas: a verificação desse item garante que os documentos e esquemas sejam mantidos à disposição do pessoal de operação e manutenção da instalação, além de autoridades que vierem a fiscalizar a obra. Em relação apenas ao atendimento da NBR 5410, a documentação mínima que deve estar permanentemente disponibilizada no local, na versão “as built”, é aquela indicada em 6.1.8 da norma, que é a seguinte: plantas; esquemas (unifilares e outros que se façam necessários); detalhes de montagem; memorial descritivo; especificação dos componentes: descrição sucinta do componente, características nominais e normas a que devem atender. Embora não seja obrigatório para efeito de verificação da conformidade conforme a Seção 7 da NBR 5410, pode ser útil que o comissionamento solicite (ou faça um alerta), além dos documentos anteriores, aqueles que são solicitados na NR-10 relativos ao chamado “Prontuário de instalações elétricas” (ver item 2 na parte deste Guia relativa à NR-10).

3F + N - 220/127V 60HZ - ICC=60KA

16A

de identificação clara e indelével dos componentes elétricos e a sua correspondência com o projeto elétrico. Por exemplo, os projetos costumam identificar nos esquemas os quadros, circuitos, dispositivos e equipamentos por nomes, letras e/ou números (conforme Figura 135), os quais devem ser marcados nos respectivos componentes instalados em obra. Essa identificação é fundamental para a realização segura, ágil e eficaz das atividades de manutenção e operação da instalação elétrica.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS j) acessibilidade: essa verificação tem por objetivo principal avaliar as condições de acesso e operação dos dispositivos em relação aos espaçamentos mínimos e áreas de circulação necessárias para garantir a segurança dos trabalhadores e o correto manuseio dos componentes. 20.3 Ensaios

124

Conforme 7.3, os ensaios da instalação devem ser realizados com valores compatíveis aos valores nominais dos equipamentos utilizados e o valor nominal de tensão da instalação. No caso de não-conformidade em qualquer dos ensaios, este deve ser repetido, após a correção do problema, bem como todos os ensaios precedentes que possam ter sido influenciados. A NBR 5410 apresenta algumas sugestões de métodos de ensaio, porém outros procedimentos podem ser utilizados, desde que, comprovadamente, produzam resultados confiáveis e acordados entre as partes envolvidas no processo de comissionamento da instalação. No caso de se utilizar métodos de ensaios diferentes daqueles indicados na NBR 5410, recomenda-se que as justificativas que levaram a essa escolha sejam incluídas no relatório final. Deve-se destacar que o ensaio de partes da instalação ou de componentes em separado não substitui a realização dos ensaios listados anteriormente, os quais abrangem a instalação elétrica completa. Com efeito, já foram verificadas situações em que, apesar dos equipamentos ainda não ligados à instalação possuírem níveis de isolamento adequados ou dentro de limites e tolerâncias, após a sua montagem em posição final e a realização das interligações ao sistema elétrico, o resultado desse nível de isolamento se mostrou precário ou abaixo dos limites estabelecidos. . Os ensaios indicados na norma visam também a detectar (e sanar) uma situação comum que é a ocorrência de problemas durante o transporte dos equipamentos até a obra, ocasionando danos internos não detectados numa inspeção visual, mas que ficam evidenciados quando da realização dos ensaios. Podem acontecer também problemas na montagem, esquecimento de ferramentas no interior do equipamento ou até mesmo danos à isolação ou partes internas e móveis dos acionamentos e mecanismos. Para efeito de conformidade com a NBR 5410, os ensaios mínimos a serem realizados são os seguintes: a)

Continuidade

elétrica dos condutores de proteção e das

NBR 5410

ligações equipotenciais principais e suplementares

O ensaio de continuidade dos condutores de proteção deve verificar se o aterramento principal, os trechos de conexão entre equipamentos e malhas de terra, as ligações de equipotencialização previstas no projeto existem e se estão ligados eletricamente entre si. A norma menciona que o ensaio de continuidade deve ser realizado com uma fonte de tensão que, em vazio, tenha entre 4 V

e 24 V, sendo que a corrente de ensaio deve ser de, no mínimo 0,2 A. Usualmente são utilizados instrumentos de medição específicos para a finalidade (chamados de terrômetros) com configuração a quatro fios (dois para corrente elétrica e dois para tensão). Essa configuração diminui ou evita o erro provocado pela resistência própria dos cabos utilizados no ensaio e de seus respectivos contatos. Podem ser utilizados também miliohmimetros ou microohmimetros de quatro terminais. No caso de utilização de instrumentos independentes, deve-se atentar para a corrente mínima que eles podem injetar. b)

R esistência

de isolamento da instalação elétrica

Por definição, resistência de isolamento é o valor da resistência elétrica entre duas partes condutoras separadas por materiais isolantes. A resistência de isolamento deve ser medida entre os condutores vivos, tomados dois a dois e entre cada condutor vivo e a terra. Em geral, os instrumentos que medem essa grandeza são chamados de “megômetro”, em português ou “megger” em inglês, porque os valores obtidos são sempre da ordem de megaohms. As medições devem ser realizadas com corrente contínua e o equipamento de ensaio deve ser capaz de fornecer a tensão de ensaio especificada na tabela 60 da norma (Tabela 44 deste guia) com uma corrente de 1 mA. Quando o circuito incluir dispositivos eletrônicos, o ensaio deve se limitar apenas à medição entre a terra, de um lado, e a todos os demais condutores interligados, de outro, a fim de evitar danos aos dispositivos eletrônicos. Quando se mede resistência de isolamento, não é conveniente usar um multímetro comum, pois a sua tensão interna é muito baixa, resultando em erros grosseiros de medição. A resistência de isolamento é considerada satisfatória se o valor medido no circuito sob ensaio, com os equipamentos de utilização desconectados, for igual ou superior aos valores mínimos especificados na Tabela 44. Tabela 44 - Valores mínimos de resistência de isolamento Tensão nominal do circuito V

Tensão de ensaio Resistência (V em corrente de isolamento contínua) MW

SELV e extrabaixa tensão funcional, quando o circuito for alimentado por um transformador de segurança (5.1.2.5.3.2) e atender aos requisitos de 5.1.2.5.4

250

≥ 0,25

Até 500 V, inclusive, com exceção do caso acima

500

≥ 0,5

Acima de 500 V

1000

≥ 1,0

Existem alguns fatores apresentados a seguir que podem influenciar o valor da resistência de isolamento de forma acentuada, e que deverão ser levados em conta para uma correta interpretação dos testes. • Estado da superfície Materiais condutores estranhos, tais como pó de carbono,

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS quando depositados sobre a superfície dos isolantes e superfícies não isoladas, como conectores, coletores, etc. reduzem a resistência de isolamento superficial. Por outro lado, materiais não condutores podem fazer-se condutores quando mesclados com óleos e graxas. Isto alcança importância especial nas máquinas de coletor, devido à grande quantidade de material condutor exposto. Por esta razão o dielétrico deverá estar perfeitamente limpo, antes da realização dos testes. • Umidade superficial Indiferentemente da limpeza, quando o dielétrico estiver a uma temperatura inferior ao ponto de orvalho, será formado um filme de umidade condensada sobre a superfície, que será absorvida pelos materiais isolantes, devido às suas higroscopias (capacidade de absorver umidade do ar ou de outros elementos por simples exposição ou contato). A condensação será mais agressiva no caso em que os materiais se encontrem com a superfície suja. Neste caso, o valor da resistência de isolamento será muito pequena. • Temperatura A resistência de isolamento varia extraordinariamente com a temperatura. Nas máquinas rotativas, por exemplo, pode ser considerado que, a cada 5 ºC de elevação da temperatura, a resistência de isolamento se reduz à metade. Para poder comparar os valores de resistência de isolamento ao longo da vida útil dos equipamentos é necessário que os resultados dos diferentes testes sejam corrigidos para o mesmo valor de temperatura. Para cada tipo de componente, existem tabelas nas suas normas técnicas que fornecem estes fatores de correção. c) resistência de isolamento das partes da instalação objeto de

SELV, PELV ou separação elétrica

A isolação básica e a separação de proteção, implícitas no uso de SELV ou PELV (conforme 5.1.2.5 da norma) e no uso da separação elétrica individual (conforme 5.1.2.4), devem ser verificadas por medição da resistência de isolamento. Os valores de resistência de isolamento devem ser medidos da mesma forma que no caso b) anterior, e os valores obtidos devem ser iguais ou superiores aos valores mínimos especificados na Tabela x. d) seccionamento automático da alimentação

e) ensaio de tensão aplicada

O ensaio de tensão aplicada deve ser realizado nos quadros de distribuição construídos ou montados no local, sendo o valor da tensão de ensaio aquele indicado nas normas aplicáveis ao conjunto ou montagem, como se fosse um produto pronto de fábrica. Na ausência de Norma Brasileira e IEC, as tensões de ensaio devem ser as indicadas na tabela 61 da norma (Tabela 45 neste guia), para o circuito principal e para os circuitos de comando e auxiliares. Quando não especificado diferentemente, a tensão de ensaio deve ser aplicada durante 1 min. Existem fontes de alta tensão disponíveis no mercado especificamente fabricadas para a realização de ensaios de tensão aplicada, usualmente conhecidas por “Hipot”, em inglês. Durante o ensaio não devem ocorrer arcos nem falhas da isolação. Tabela 45 - Ensaio de tensão aplicada - Valores da tensão de ensaio (V) U1) (V eficaz)

Isolação básica

Isolação suplementar

Isolação reforçada

50

500

500

750

133

1 000

1 000

1 750

230

1 500

1 500

2 750

400

2 000

2 000

3 750

690

2 750

2 750

4 500

1 000

3 500

3 500

5 500

125

f) ensaios de funcionamento

As montagens tais como quadros, acionamentos, controles, intertravamentos, comandos etc. devem ser submetidas a um ensaio de funcionamento para verificar se o conjunto está corretamente montado, ajustado e instalado em conformidade com a norma e o projeto. Neste caso, devem ser simuladas todas as possíveis combinações de operação previstas no projeto, tais como desligamento e transferência de cargas, atuação de relés e alarmes, etc. de modo a verificar o correto funcionamento do conjunto. Durante a realização dos ensaios de funcionamento do conjunto, pode ser necessário avaliar o comportamento de alguns dispositivos de proteção individualmente para verificar se estão corretamente instalados e ajustados.

21 Manutenção Os aspectos gerais de manutenção das instalações elétricas de baixa tensão são tratados na seção 8 da NBR 5410, que estabelece as diretrizes básicas para as equipes de manutenção e operação. Entende-se por manutenção as ações que venham a contribuir para prever, evitar ou corrigir desvios de operação e continuidade de trabalho apresentado por uma instalação ou equipamento. Nos casos de ausência da ação corretiva, é possível que haja a diminuição ou perda de desempenho e funcionamento de um equipamento ou

NBR 5410

No caso do esquema de aterramento TN, essa parte da inspeção compreende a medição da impedância do percurso da corrente de falta, a verificação visual das características nominais do dispositivo de proteção associado e o ensaio de funcionamento do dispositivo DR . A medição da impedância pode ser substituída pela medição da resistência dos condutores de proteção, mas tanto a medição da impedância do percurso da corrente de falta quanto a medição da resistência dos condutores de proteção podem ser dispensadas, se os cálculos da impedância do percurso da corrente de falta ou da resistência dos condutores de proteção forem disponíveis e a disposição da instalação for tal que permita a verificação do comprimento e da seção dos condutores.

Os anexos H, J, K e L da norma fornecem explicações sobre estes procedimentos.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS do todo, o risco de parada de um processo e, principalmente, pode haver um risco a integridade física dos profissionais ou pessoas que venham a ter contato direto ou indireto com essa instalação defeituosa. 21.1 Condições gerais de manutenção

126

Sempre que aplicável, a instalação a ser verificada deve ser desenergizada. Os casos em que não seria aplicável a desenergização podem estar relacionados com aspectos operacionais complexos ou custos elevados de paradas de produção e indústrias, centros de processamento de dados, áreas de segurança, etc. Além disso, podem existir questões de segurança e saúde das pessoas afetadas por essa parada do equipamento, como em instalações assistenciais de saúde, por exemplo. A NR-10 traz uma série de medidas para segurança dos trabalhadores que executam serviços de manutenção em redes energizadas (ver parte deste Guia relativa à NR-10). A NR-10 prescreve que, após a manobra de desenergização, caso ela ocorra, todas as partes vivas devem ser ensaiadas quanto à presença de energia mediante dispositivos de detecção compatíveis ao nível de tensão da instalação. Todo equipamento e/ou instalação desenergizado deve ser aterrado, lembrando-se que, antes de proceder ao aterramento, devese garantir que não haja carga residual ou cumulativa, efetuando-se primeiro a sua descarga elétrica (pode ser o caso de aterramento de capacitores). Após a desenergização, toda instalação e/ou todo equipamento desenergizado deve ser bloqueado e identificado. Os dispositivos e as disposições adotados para garantir que as partes vivas fiquem fora do alcance podem ser retirados para uma melhor verificação, devendo ser impreterivelmente restabelecidos ao término da manutenção. Além disso, deve-se garantir a confiabilidade dos instrumentos de medição e do ensaio, calibrando-os conforme orientação do fabricante. Os acessos de entrada e saída aos locais de manutenção devem ser desobstruídos, sendo obrigatória a inclusão de sinalização adequada que impossibilite a entrada de pessoas que não sejam BA4 e BA5, chamadas, respectivamente, de capacitadas e habilitadas na NR-10. A NR-10 prescreve que é obrigatório o uso de EPC (equipamentos de proteção coletiva) e EPI (equipamentos de proteção individual) apropriados, em todos os serviços de manutenção das instalações elétricas de baixa tensão e os envolvidos no serviço devem ter conhecimento dos procedimentos que vierem a ser executados. 21.2 Condições específicas de manutenção

NBR 5410

Periodicidade A periodicidade da manutenção deve adequar-se a cada tipo de instalação, considerando-se, entre outras, a sua complexidade e importância, as influências externas e a vida útil dos componentes. Manutenção preventiva A manutenção preventiva é aquela efetuada em intervalos predeterminados, ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do funcionamento de um item.

As rotinas de inspeção básicas para equipamentos elétricos em operação normal envolvem, de uma forma geral, avaliar o aquecimento dos equipamentos elétricos e a sua limpeza. No caso das máquinas elétricas rotativas, também é interessante verificar-se vibrações e ruídos anormais, temperatura dos mancais, superfície do estator e do rotor (inspeção visual para determinar a presença de alguma contaminação ou ferrugem, bem como lascas, borbulhas e arranhões). A NBR 5410 determina que devem ser inspecionados o estado dos cabos e seus respectivos acessórios, assim como os dispositivos de fixação e suporte, observando sinais de aquecimento excessivo, rachaduras, ressecamento, fixação, identificação e limpeza. Deve ainda ser verificada a estrutura do conjunto de manobra e controle (quadros), observando seu estado geral quanto à fixação, danos na estrutura, pintura, corrosão, fechaduras e dobradiças. Deve ser verificado o estado geral dos condutores e dispositivos de aterramento. No caso de componentes com partes internas móveis, devem ser inspecionados, quando o componente permitir, o estado dos contatos e das câmaras de arco, sinais de aquecimento, limpeza, fixação, ajustes e aferições. Se possível, devem ser realizadas algumas manobras no componente, verificando seu funcionamento. No caso de componentes fixos, deve ser inspecionado o estado geral, observando sinais de aquecimento, fixação, identificação, ressecamento e limpeza. A análise de temperatura é a técnica de medições térmicas para levantamento da temperatura de operação de equipamentos, buchas, conexões e conectores, etc. As técnicas termográficas (termografia e termovisão) servem para identificar pontos quentes em instalações elétricas e detecção de falhas em isolamentos térmicos. A NBR 5410 prescreve que, na atividade de manutenção preventiva, devem ser efetuados os ensaios de continuidade dos condutores de proteção, incluindo as equipotencializações principal e suplementares; ensaio de resistência de isolamento; verificação do funcionamento dos dispositivos de proteção; e os ensaios de funcionamento. Todos estes procedimentos seguem as prescrições indicadas em 20.3 deste guia. Manutenção corretiva A manutenção corretiva é aquela que é efetuada após a ocorrência de uma pane, destinada a recolocar um item em condições de executar uma função requerida. Toda instalação ou parte dela, que por qualquer motivo coloque em risco a segurança dos seus usuários, deve ser imediatamente desenergizada, no todo ou na parte afetada, e somente deve ser recolocada em serviço após reparação satisfatória. O atendimento aos procedimentos para realização de serviços indicados na NR-10 garantem o atendimento desta prescrição da NBR 5410 (ver parte deste Guia relativa à NR-10). Toda falha ou anomalia constatada nas instalações, componentes ou equipamentos elétricos, ou em seu funcionamento, deve ser comunicada à pessoa qualificada (BA5), para fins de reparação, notadamente quando os dispositivos de proteção contra sobrecorrentes ou contra choques elétricos atuarem sem causa conhecida.


22 Qualidade da energia elétrica nas instalações de baixa tensão

22.1Introdução A NBR 5410 apresenta em seu desenvolvimento as prescrições relacionadas ao projeto, cuidado nas especificações de componentes, aspectos de dimensionamento e recomendações de montagens de instalações e sistemas elétricos de baixa tensão. O desenvolvimento do tema “qualidade da energia elétrica em instalações de baixa tensão” tem naturalmente uma forte dependência e até mesmo como premissa que as instalações estejam adequadas às prescrições da NBR 5410 (notadamente no caso dos esquemas de aterramento, dimensionamento de condutores, proteções a sobrecorrentes e sobretensões entre outros requisitos, além de outras características que não estão presentes no texto da norma, como o comportamento das fontes que alimentam a instalação (seja a concessionária em baixa, média ou alta tensão, fontes de geração própria, de emergência ou mesmo de contingência). Outros pontos de atenção são as cargas não lineares que são alimentadas por estas instalações; os capacitores que nelas são instalados, o comportamento das harmônicas devido à presença das cargas não lineares em diversas situações e outras situações como as cargas que operam em regime extremante variável e mesmo os efeitos das partidas de motores. 22.2 Itens da NBR 5410 relativos à qualidade de energia

•Harmônicas e inter-harmônicas (AM1) •Tensões de sinalização (tensões sobrepostas para fins de telecomando) (AM2)

Conforme tabela 11, os fenômenos eletromagnéticos de alta freqüência conduzidos, induzidos ou radiados (contínuos ou transitórios) a serem considerados são os seguintes: • Tensões ou correntes induzidas oscilantes (AM21) • Transitórios unidirecionais conduzidos, na faixa do nanossegundo (AM22) • Transitórios unidirecionais conduzidos, na faixa do micro ao milissegundo (AM23) • Transitórios oscilantes conduzidos (AM24) • Fenômenos radiados de alta freqüência (AM25) No item 4.2.7.1 da NBR 5410, indica-se que devem ser tomadas medidas apropriadas quando quaisquer características dos componentes da instalação forem suscetíveis de produzir efeitos prejudiciais em outros componentes, em outros serviços ou ao bom funcionamento da fonte de alimentação. Essas características dizem respeito, por exemplo, a novos fenômenos relacionados à qualidade de energia, a saber: sobretensões transitórias; variações rápidas de potência; correntes de partida; correntes harmônicas; componentes contínuas; oscilações de alta freqüência; correntes de fuga.

127

22.3 Principais causas de problemas de qualidade de energia nas instalações elétricas

As principais situações que ocorrem em uma instalação elétrica que afetam a qualidade de energia são as seguintes: • Cargas não lineares nas instalações elétricas e as influencias na tensão de alimentação; aspectos de ressonância harmônica. As harmônicas nas instalações elétricas; • Regulação de tensão, afundamentos e cintilação (“Flicker”). Cargas variáveis e correntes de “in-rush”; • Desbalanceamento de tensão; • Operação das cargas com fontes diversas (além da concessionária); geradores de substituição ou emergência, geração distribuída, incompatibilidade entre geradores e capacitores.

As soluções típicas para esses problemas incluem:

• Uso de fontes de contingencias e fontes de energia ininterrupta (UPS); • Aplicação de capacitores e a compensação de energia reativa em instalações de baixa tensão com sistemas antirressonantes; • A compensação de energia reativa tempo real; • Acionamentos, filtros e outras ações corretivas.

NBR 5410

Na seção 4 da norma, “Princípios fundamentais e características gerais”, especificamente no item 4.1.12, apresentase a necessidade de que os componentes a serem instalados não venham a interferir na boa operação da instalação como um todo, não causando efeitos danosos em outros componentes existentes, numa clara alusão a incompatibilidade entre componentes numa mesma instalação. Este tipo de ocorrência é muito comum, por exemplo, na compensação de energia reativa e correção do fator do potência e os efeitos de ressonância; correntes de partida de equipamentos e os efeitos em queda de tensão associados, efeitos das harmônicas na operação e dimensionamento de componentes, além dos desequilíbrios de correntes e tensões entre fases causados por capacitores defeituosos. O item 4.2.6.1.10 da NBR 5410 apresenta, nas tabelas 10 e 11 as características das influências externas devido às influencias eletromagnéticas, eletrostáticas ou ionizantes, que também tem relação com a qualidade de energia nas instalações elétricas. As duas tabelas fazem referências à série de normas IEC 61000, que são normas de compatibilidade eletromagnética (IEC 61000-2-2, IEC 61000-4 e IEC 61000-2-5). Conforme tabela 10 da NBR 5410, os fenômenos eletromagnéticos de baixa freqüência (conduzidos ou radiados) a serem considerados são os seguintes:

• Variações de amplitude da tensão (AM3) • Desequilíbrio de Tensão (AM4) • Variações de freqüência (AM5) • Tensões induzidas de baixa freqüência (AM6) • Componentes contínuas em redes c.a. (AM7) • Campos magnéticos radiados (AM8) • Campos elétricos (AM9)


Espectro das harmônicas de corrente e tensão A cio n am en to 6 p u ls o s

L1

L2

L3

M in

A cio n am en to 6 p u ls o s

100

V o lt s

Amperes

C o m p o r ta m e n to d a s te n s õ e s h a r m ô n ic a s

M ax

500 250 0

75 50 25

Volts

400 200 0

H a rm o n ic s

1

C u rre n t L 1 C u rre n t L 2 C u rre n t L 3 M in M ax L 1 2 V o l ta g e L 2 3 V o l ta g e L 3 1 V o l ta g e M in M ax

5 0 7 ,7 4 8 4 ,5 4 1 5 ,2 3 8 7 ,7 5 2 0 ,2 4 3 2 ,0 4 2 4 ,3 4 2 4 ,6 4 2 3 ,6 4 3 3 ,7

2 ,5 3 ,3 3 ,9 0 ,0 3 4 ,7 0 ,2 0 ,4 0 ,4 0 ,0 1 ,0

3

2 4 ,9 3 7 ,1 3 3 ,7 1 7 ,7 7 2 ,8 3 ,1 2 ,5 2 ,0 1 ,2 4 ,2

1 ,7 1 ,8 1 ,9 0 ,1 1 5 ,6 0 ,4 0 ,4 0 ,3 0 ,0 1 ,1

5

1 7 7 ,1 1 6 8 ,5 1 5 9 ,5 1 5 1 ,8 1 8 3 ,2 2 7 ,2 2 6 ,4 2 9 ,5 2 4 ,5 3 2 ,1

1 ,7 2 ,0 0 ,8 0 ,1 1 0 ,9 0 ,6 0 ,2 0 ,3 0 ,0 1 ,1

7

5 4 ,8 4 1 ,4 4 8 ,4 3 3 ,4 7 2 ,1 1 2 ,8 1 1 ,8 1 2 ,3 7 ,7 1 5 ,6

9

1 ,2 1 ,4 0 ,9 0 ,1 7 ,4 0 ,2 0 ,4 0 ,1 0 ,0 1 ,2

7 ,0 1 4 ,3 1 9 ,3 1 ,1 2 8 ,8 0 ,8 3 ,6 2 ,9 0 ,3 5 ,8

1 ,2 0 ,6 0 ,1 0 ,1 8 ,2 0 ,2 0 ,3 0 ,5 0 ,0 1 ,2

11

1 5 ,5 2 6 ,6 2 3 ,2 8 ,8 3 6 ,2 5 ,5 8 ,1 6 ,6 4 ,2 9 ,7

0 ,9 0 ,4 0 ,8 0 ,0 5 ,3 0 ,4 0 ,4 0 ,2 0 ,0 0 ,7

13

2 ,5 4 ,0 3 ,0 0 ,1 9 ,8 1 ,2 1 ,5 1 ,0 0 ,3 1 ,9

15

0 ,1 0 ,2 0 ,2 0 ,0 4 ,4 0 ,2 0 ,1 0 ,3 0 ,0 0 ,7

0 ,6 1 ,3 1 ,1 0 ,1 4 ,3 0 ,5 0 ,5 0 ,0 0 ,0 1 ,1

H a r m o n ic s C u rren tL1 C u rren tL2 C u rren tL3 M in Max L 1 2 V o lta g e L 2 3 V o lta g e L 3 1 V o lta g e M in M a1 x7

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

0 ,5 1 ,2 1 ,1 0 ,1 3 ,7 0 ,3 0 ,4 0 ,1 0 ,0 1 ,0

3

2 4 ,9 3 7 ,1 3 3 ,7 1 7 ,7 7 2 ,8 3 ,1 2 ,5 2 ,0 1 ,2 4 ,2

0 ,1 0 ,2 0 ,3 0 ,0 3 ,3 0 ,2 0 ,4 0 ,5 0 ,0 0 ,8

5

1 ,7 1 ,8 1 ,9 0 ,1 1 5 ,6 0 ,4 0 ,4 0 ,3 0 ,0 1 ,1

1 7 7 ,1 1 6 8 ,5 1 5 9 ,5 1 5 1 ,8 1 8 3 ,2 2 7 ,2 2 6 ,4 2 9 ,5 2 4 ,5 3 2 ,1

7

1 ,7 2 ,0 0 ,8 0 ,1 1 0 ,9 0 ,6 0 ,2 0 ,3 0 ,0 1 ,1

5 4 ,8 4 1 ,4 4 8 ,4 3 3 ,4 7 2 ,1 1 2 ,8 1 1 ,8 1 2 ,3 7 ,7 1 5 ,6

9

1 ,2 1 ,4 0 ,9 0 ,1 7 ,4 0 ,2 0 ,4 0 ,1 0 ,0 1 ,2

7 ,0 1 4 ,3 1 9 ,3 1 ,1 2 8 ,8 0 ,8 3 ,6 2 ,9 0 ,3 5 ,8

11

1 ,2 0 ,6 0 ,1 0 ,1 8 ,2 0 ,2 0 ,3 0 ,5 0 ,0 1 ,2

1 5 ,5 2 6 ,6 2 3 ,2 8 ,8 3 6 ,2 5 ,5 8 ,1 6 ,6 4 ,2 9 ,7

13

0 ,9 0 ,4 0 ,8 0 ,0 5 ,3 0 ,4 0 ,4 0 ,2 0 ,0 0 ,7

2 ,5 4 ,0 3 ,0 0 ,1 9 ,8 1 ,2 1 ,5 1 ,0 0 ,3 1 ,9

Figura 136 – Histograma que representa o espectro das harmônicas de corrente de um acionamento de 6 pulsos e comportamento das tensões harmônicas no ponto de ligação. No detalhe o espectro da distorção de tensão.

seja especificada adequadamente, considerando se a medição será instantânea ou do perfil de carga; por quanto tempo, ainda qual o resolução e o intervalo de integração. Aliás, recomenda-se sempre cuidado especial na especificação de medições elétricas, seja para qual for o objetivo (harmônicas, afundamentos, desbalanceamento, flicker e outros); caso contrário corre-se o risco de aplicar medidas corretivas não adequadas com graves consequências. A Figura 136 apresenta a medição instantânea (com máximas e mínimas acumuladas) das componentes harmônicas de corrente e tensão na alimentação de um inversor de frequência aplicado no acionamento de um motor.

22.3.1-Cargas não lineares nas instalações elétricas e a influência na tensão de alimentação

22.3.1.1 Medições

128

De uma forma geral, as cargas não lineares podem ser definidas como aquelas em que durante sua operação, a corrente elétrica de seus circuitos de alimentação pode ser decomposta em correntes elétricas com componentes em outras frequências alem da frequência fundamental (no Brasil 60 Hz). Um dos casos mais típicos são os acionamentos de motores de indução, compostos por inversores de frequência construídos, por exemplo, com 6 pulsos com a presença de correntes em 60 Hz (frequência fundamental), 300 Hz (5ª harmônica), 420 Hz (7ª harmônica), 660 Hz (11ª harmônica), e outras frequências com menor intensidade. A identificação da presença destas correntes harmônicas em uma instalação só é possível mediante a medição com instrumentos específicos. Da mesma forma que a medição clássica de variáveis elétricas em frequência fundamental, é importante que esta medição que necessariamente devera incluir as harmônicas dos circuitos

22.3.1.2 Influência na tensão de alimentação causada pelas cargas não lineares

A alimentação de cargas não lineares por uma fonte 60 Hz com impedância típica e conhecida poderá em função desta impedância (função direta da potência de curto circuito) e do volume das cargas distorcidas distorção em sua tensão de alimentação. Este fenômeno ocorre como resposta da fonte devido a circulação das correntes harmônicas em sua impedância interna característica, em outras

Sc op e

M a in L N [A ]

L 1 /L 1 2

L 2 /L 2 3

L 3 /L 3 1

500

Forma de onda distorcida de corrente

0

-5 0 0

Forma de onda distorcida de tensão

500

NBR 5410

L L [v ]

250 0 -2 5 0 -5 0 0 45°

90°

135°

Figura 137 – Formas de onda distorcidas de corrente e tensão

180°

225°

270°

315°

360°

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 46 – Níveis de compatibilidade para tensões harmônicas individuais em redes de baixa tensão (valores r.m.s. como percentual do valor r.m.s. da componente Harmônicas ímpares não múltiplas de 3

Harmônicas ímpares múltiplas de 3

fundamental)

Harmônicas pares

Ordem da harmônica h

Tensão harmônica%


Tensão harmônica%


Tensão harmônica%

5

6

3

5

2

2

7

5

9

1,5

4

4

11

3,5

15

0,4

6

0,5

13

3

21

0,3

8

0,5

17 ≤ h ≤ 49

2,27 x (17h) -0,27

21 < h ≤ 45

0,2

10 ≤ h ≤ 50

0,25 x (10/h) + 0,25

palavras as cargas não lineares causam a distorção da tensão das fontes que as alimentam. No detalhe da Figura 136, observa-se a medição de valores da ordem de 28 a 30 V na 5ª harmônica e 12 V na 7ª harmônica, alem de outros valores com menor significância, resultados da circulação das correntes harmônicas, da ordem de 170 A na 5ª harmônica é 50A na 7ª harmônica. Como se pode esperar, o comportamento da forma de onda da tensão de alimentação apresenta distorção, e quanto maior for a carga, maior a distorção de tensão, até valores limítrofes recomendados pelas normas específicas, a partir de onde algumas medidas corretivas devem ser implantadas. A Figura 137 apresenta formas de onda de corrente e tensão, onde devido a distorção de corrente da carga, pode-se observar a distorção de tensão relativa. 22.3.1.3 Limites Algumas normas apresentam limites aplicáveis para harmônicas em instalações elétricas. Normalmente estes limites são estabelecidos no ponto de acoplamento comum entre a concessionária e o consumidor, nem sempre bem interpretado ou de difícil acesso de medição. Algumas vezes os equipamentos a serem alimentados por redes elétricas apresentam restrições de operação, e neste caso espera-se que as instalações estejam adequadas a prover condições operacionais desejáveis aos mesmos em seus pontos de conexão a estas redes elétricas, independente do ponto de acoplamento com a concessionária. Norma IEC 61000-2-2- Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 2-2: Environment - Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signalling in public low-voltage power supply systems A Tabela 46 reproduz a tabela 1 da IEC 61000-2-2 relativa aos níveis de tensões harmônicas admitidos nas redes de baixa tensão. Prodist Módulo 8

Tabela 47 – Valores de referência globais das distorções harmônicas totais (em porcentagem da tensão fundamental) Tensão nominal do Barramento

Distorção Harmonica Total de Tensão (DTT) [%]

VN ≤ 1kV 1kV < VN ≤ 13,8kV 13,8kV < VN ≤ 69kV 69kV < VN ≤ 138kV

10 8 6 3

129 A Tabela 48 reproduz a tabela 4 do Módulo 8 do Prodist e apresenta valores de referência, nas tensões menores que 1 kV e o que se observa é uma tolerância maior em relação as tensões superiores. IEEE 519- IEEE recommended practices and requirements for harmonic control in electric power systems

A IEEE 519, talvez a norma mais aplicada em limites de distorção harmônica, apresenta uma distorção total de tensão (THDV) máxima de 3% para sistemas especiais (aeroportos, hospitais, etc.) e de 5% para sistemas elétricos em geral. 22.3.2 - Instalação de capacitores e compensação de energia reativa em instalações de baixa tensão -aspectos de ressonância harmônica

A maioria dos sistemas de compensação de energia reativa, isto é, capacitores fixos, semi-automáticos ou mesmo os bancos de capacitores automáticos, presentes nas instalações elétricas de baixa tensão se devem a promover a isenção de pagamento de energia reativa excedente junto às concessionárias que suprem estas instalações. Este, portanto tem sido o principal fator motivador para a aplicação destes componentes. Contudo, historicamente e muito antes do inicio da cobrança desta energia reativa por parte das concessionárias de energia, os capacitores já vinham sendo aplicados na melhoria da regulação de tensão destas instalações,

NBR 5410

No Brasil, o Prodist - Procedimentos de Distribuição (Prodist), é um documento emitido pela Agência Nacional de Energia Elétrica, composto de oito módulos, elaborados para regular as atividades de distribuição de energia elétrica. O Prodist visa garantir segurança, eficiência, qualidade e confiabilidade aos sistemas de distribuição. Além disso, prevê, entre outros pontos, que seja dado tratamento igual a todos os agentes do setor. Estão sujeitos ao Prodist as concessionárias, permissionárias e autorizadas dos serviços de geração distribuída

e de distribuição de energia elétrica; os consumidores de energia elétrica conectados ao sistema de distribuição, em qualquer classe de tensão; as cooperativas de eletrificação rural; e os importadores ou exportadores de energia elétrica conectados ao sistema de distribuição. O Módulo 8 do Prodist – Qualidade de energia, estabelecer os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado. A Tabela 47, que reproduz tabela 3 do Módulo 8, apresenta como referência valores de até 10% de distorção total de tensão em baixa tensão no ponto de acoplamento comum.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 48 - Nîveis de referência para distorções harmônicas individuais de tensão (em percentagem da tensão fundamental) Ordem Harmônica

Ímpares não múltiplas de 3

Ímpares múltiplas de 3

pares

130

Distorção Harmônica Individual de Tensão [%] V n ≤ 1 kV

V n ≤ 1 kV

V n ≤ 1 kV

V n ≤ 1 kV

V n ≤ 1 kV

5

7.5

6

2.5

7

4.5

6.5

5

11

4

4.5

3.5

13

3

4

3

17

2.5

2.5

2

19

1.5

2

1.5

23

1.5

2

1.5

25

1.5

2

1.5

>25

1.5

1.5

1

3

1

6.5

5

9

4

2

1.5

15

1.5

1

0.5

0.5

21

1

0.5

0.5

<21

1

0.5

2

0.5

2.5

2

4

1.5

1.5

1

6

1

1

0.5

8

0.5

1

0.5

10

0.5

1

0.5

12

0.5

1

0.5

>12

0.5

1

0.5

0.5

ou seja, a correta aplicação de capacitores em uma instalação elétrica impõe significativo incremento na qualidade de energia de alimentação das cargas. Nas últimas décadas novos tipos de cargas surgiram nas indústrias e outras considerações adicionais devem ser levadas em conta quando da especificação de um sistema de compensação de energia reativa ou de correção de fator de potência. A análise cuidadosa de cada um dos pontos envolvidos deve merecer especial atenção nas etapas de projeto, especificação e manutenção das instalações. De outra forma a queima dos capacitores e destruição ou má operação de equipamentos associados será inevitável. Notese que capacitores operando sob as condições nominais podem sobreviver mais de 15 anos. Na sequência são apresentados alguns pontos de atenção a serem analisados quando da implementação de sistema de compensação reativa e correção do fator de potência. Independente de o sistema de compensação ser fixo, semi-automatico, automático, ou tempo real, outros cuidados, tais como o fenômeno da ressonância, devem sempre ser levados em consideração.

NBR 5410

22.3.2.1 Ressonância harmônica A instalação de capacitores em sistemas elétricos que alimentam cargas não lineares como os acionamentos em corrente alternada ou contínua, retificadores, sistemas de iluminação, fornos, prensas, sistemas de soldas, cargas de informática (TI) entre outras, deve ser precedida de uma analise do comportamento desta rede quando da instalação dos capacitores, uma vez que a implantação de capacitores em uma rede elétrica tipicamente indutiva incorrerá em uma frequência de ressonância que é função da potência de alimentação (impedância da fonte) e da potência reativa a ser implementada, isto

2 1.5 1.5 1 1 1 1 0.5 2 1 0.5 0.5 0.5 1 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

é, função da potência reativa e impedância dos capacitores. Caso uma das correntes harmônicas presentes nesta instalação possuir frequência característica que esteja próxima a esta frequência de ressonância, ocorrerá o fenômeno chamado de ressonância. Nesta situação as correntes que circulam nos circuitos de rede e dos capacitores serão incrementadas, causando sobrecorrentes, além da queima dos próprios capacitores e fenômenos indesejados como sobre tensão e aumento da distorção de tensão na rede entre outros. A ressonância ocorre quando a impedância do capacitor é similar (em módulo) a impedância da rede de alimentação (fonte). O valor da impedância da fonte pode ser estimado através da impedância do transformador (ou gerador) do circuito. A expressão (1) é uma boa estimativa para o cálculo da frequência de ressonância.

hr =

(MVAcc/ Mvar cap)

Onde: hr= frequência harmônica de ressonância MVAcc = Potencia de curto circuito da fonte em MVA Mvar cap= Potencia do capacitor em Mvar Como em qualquer circuito elétrico, as correntes circularão conforme as impedâncias das fontes e cargas; portanto a análise quantitativa destas correntes harmônicas que circularão na rede e nos capacitores dependerá da divisão de corrente que será estabelecida no circuito (capacitor e rede), levando-se em conta a análise do sistema elétrico em cada uma das frequências consideradas, que são normalmente aquelas frequências presentes no espectro de corrente da carga. O circuito da Figura 9 ilustra o modelo típico.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Deve-se considerar que a circulação das correntes nos capacitores não ocorrerá somente na frequência de ressonância, mas este é o ponto onde teoricamente a penetração das correntes harmônicas no capacitor é a máxima e limitada somente pela componente resistiva do circuito. Em medições efetuadas verificaram-se circulação de correntes harmônicas em capacitores em situações em que as frequências de ressonância calculadas do sistema não são exatamente iguais aquelas das correntes harmônicas presentes (mas apenas próximas) nas cargas e que circulam em parte pelos capacitores. Esta ocorrência é justificada pela divisão das correntes harmônicas da carga para a rede e para os capacitores em função de suas impedâncias (modelo de divisor de corrente).

Portanto a circulação de corrente nos capacitores não ocorre somente na situação exata do ponto da ressonância calculada, mas nas circunvizinhanças deste ponto. A Figura 138 ilustra um circuito típico de compensação reativa na presença de capacitores. No caso apresentado, a existência da ressonância ocorrerá se a frequência de ressonância (rede e capacitores) ocorrer próximo aquelas relativas as 5ª e 7ª harmônicas ( 300 e 420 Hz). O gráfico indica a impedância equivalente com ocorrência de ressonância na 5ª harmônica. Portanto, para a situação apresentada ocorrerá ressonância na 5ª harmônica. A Figura 139 ilustra os efeitos na tensão de alimentação de ressonância registrada. Observa-se o sensível incremento da distorção total de tensão (THDV), bem como a elevação de tensão em valores alem dos previstos simultaneamente a conexão dos capacitores e injeção da energia reativa, ou seja, no instante próximo as 11h35min, os capacitores foram manobrados para a compensação do reativo, ocorrendo a ressonância registrada, podendo-se verificar os efeitos da mesma (observando-se os incrementos de tensão e THDV).

k

N crescente

N decrescente

n 1

2

3

4

6

5

C

8

22.3.2.2 T ransientes

Ponto de ressonância (7ª)


Z Trafo

7

15

17

de manobra de capacitores

Os transientes elétricos gerados por manobra de capacitores é um dos mais conhecidos e documentados. A condição de manobra conhecidas por “back to back” é reportada na citada norma IEEE 1159 e ilustrada nas Figura 140. A inserção de capacitores instalados em bancos, na condição em que algumas células já estejam energizadas gera correntes de “in rush” elevado causando severos efeitos na tensão de alimentação deste sistema.

l1

Figura 138 – Circuito típico ressonante e gráfico da impedância em função da frequência.

131

R esson ân cia

Vptp [V]

L1

L2

L3

A v g/T ot

390 380

Q [kVAr]

100 50 0 Notas sobre o gráfico:

THD[%] Vptp

6

• THDV aumenta de 3% para 6% com capacitores • Aumento da tensão de 4% (o dobro do esperado)

4

NBR 5410

1 1 :3 9 :3 4

1 1 :3 9 :2 5

1 1 :3 9 :1 6

1 1 :3 9 :0 7

THDV aumenta de 3% para 6% com capacitores Aumento da tensão de 4% (o dobro do esperado)

1 1 :3 8 :3 0

Figura 139 – Registro de ressonância harmônica e efeitos na tensão Notas sobre o gráfico:

1 1 :3 8 :2 0

1 1 :3 7 :1 6

1 1 :3 5 :5 4

1 1 :3 4 :3 2

1 1 :3 4 :0 9

1 1 :3 3 :0 0

1 1 :3 2 :3 2

1 1 :3 2 :2 3

1 1 :3 2 :1 3

1 1 :3 2 :0 4

1 1 :3 1 :5 5

Tim e [H H :M M :SS]


750

I(A) VOLTAGE (V XX)

CURRENTE (A )

500 250 0 -250 -500 -750

8

10

12

14

2.0 1.5 1.0 0.5 0 -0.5 -1.0 -1.5

U(V)

0

20

40

60

80

100

TIME (ms)

TIME (ms) Figura 140 – Registro de ressonância harmônica e efeitos na tensão

22.3.2.3- R egulação de tensão , afundamentos e a cintilação ( flicker ) - C argas variáveis e correntes rush ”

132

de

“I n -

A regulação de tensão tem fundamental importância nas instalações, uma vez que existe uma forte dependência da qualidade do processo industrial em relação a qualidade de energia de alimentação das cargas. Controles e acionamentos micro processados nas cargas industriais e de informática (TI), ou ainda aquelas associadas a transformação da energia e qualidade do produto final dependem da qualidade de energia de alimentação e devem prever redes elétricas com bons índices de qualidade de energia, notadamente com relação a regulação de tensão e isenção de afundamentos e transientes. Apesar da regulação de tensão poder ser definida como o desvio de uma tensão medida em relação a um valor nominal ou contratual, nem sempre os procedimentos e regulamentos de medição consideram o fenômeno em curtos intervalos de tempo; não se trata de impor ao sistema elétrico alto níveis de exigência, mas simplesmente entender que cargas podem deixar de operar, caso durante alguns ciclos (dezenas ou centenas de milissegundos), os valores de tensão foram reduzidos a valores abaixo de limites toleráveis por estas cargas. O Módulo 8 do Prodist é um importante avanço na legislação brasileira na relação entre concessionárias e consumidores, os critérios lá estabelecidos, contudo podem não ser suficientes para manter as cargas em suas especificações adequadas de alimentação, portanto o assunto merece ser pesquisado nas instalações de forma pontuais. A análise deve considerar não somente as condições no ponto de acoplamento entre concessionária e consumidor, mas nos diversos barramentos de uma instalação típica. A avaliação das tensões deve considerar (e o Módulo 8 considera também esta abordagem), a avaliação do comportamento da tensão em regime permanente e as variações de curta duração. Enquanto

em regime permanente os valores são integrados em períodos de 10 minutos (no caso do Módulo 8), em curta duração são estudados em intervalos de tempo bem menores A tabela 3 do Módulo 8, aqui reproduzida como Tabela 49 apresenta a classificação das tensões de leitura em regime permanente em relação a tensão nominal aqui considerada em 220/127V. A tabela 9 do mesmo documento, reproduzida como Tabela 50 apresenta a classificação dos valores de tensão na classificação da variações de tensão de curta duração. Uma outra definição para afundamentos poder ser encontrada na IEEE 1159, onde os afundamentos (tratados por “voltage sags” na literatura internacional) ocorrem em tempos desde ½ ciclo (8 ms) a 1 minuto com variações da tensão desde 0,1 a 0,9 pu; Tabela 49 – Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (220/127) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura em Relação à Tensão Nominal (Volts) Adequada

(201 TL 231)/(116 TL 133)

Precária

(189 TL<201 ou 231
Crítica

(TL<189 ou TL>233)/(TL<109 ou TL>140)

(109 TL<116 ou 133
Afundamentos podem ser causados por razões internas e externas

Os afundamentos de tensão podem ser causados por razões internas das instalações (comportamento da própria carga) ou por razões externas, como por exemplo, no circuito de alimentação da concessionária. No primeiro caso (razões internas) a operação de cargas com alto consumo de energia reativa na partida ou regime de operação. Algumas cargas que possuem características de consumo considerável de energia reativa durante o ciclo típico de operação (além da energia reativa consumida na partida) são, por exemplo, aquelas de transporte vertical e

Tabela 50 - Classificação das Variações de Tensão de Curta Duração Classificação

Denominação

Duração da Variação

Amplitude da tensão (valor eficaz) em relação à tensão de referência

Variação Momentânea

Interrupção Momentânea de Tensão

Inferior ou igual a três segundos

Inferior a 0,1 p.u

NBR 5410

de Tensão

Afundamento Momentâneo de Tensão Superior ou igual a um ciclo e inferior ou igual a três segundos

Superior ou igual a 0,1 e inferior a 0,9 p.u

Elevação Momentânea de Tensão

Superior ou igual a um ciclo e inferior ou igual a três segundos

Interrupção Temporária de Tensão

Superior a três segundos e inferior ou igual a um minuto

Inferior a 0,1 p.u

Variação Temporária

Afundamento Temporário de Tensão


Superior ou igual a 0,1 e inferior a 0,9 p.u

de Tensão

Elevação Temporária de Tensão


Superior a 1,1 p.u

Superior a 1,1 p.u

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS horizontal como os elevadores, guindastes, esteiras e pontes rolantes; equipamentos eletromédicos (raio X, ressonância e outros), equipamentos industriais como as injetoras, extrusoras, trefilas, misturadores, prensas, estações de soldas principalmente as de solda a ponto, fornos, compressores e outros equipamentos. Nota-se nestes casos o afundamento da tensão, simultaneamente com o consumo da energia reativa. A solução para estes afundamentos no caso da potência de curto circuito

da instalação não ser adequada (redes fracas de baixa potência de curto são susceptíveis a estes fenômenos), pode ser a injeção controlada da energia reativa evitando ou atenuando o fenômeno, tratado mais adiante. A Figura 141 ilustra o afundamento independente da carga e a Figura 142 ilustra o afundamento causado pela carga, impossibilitando sua partida, na sequência com a injeção de reativos por manobra estática o afundamento é compensado e a operação do sistema é estabelecida.

Cycle-cycle trend view

I (A )

550 500 450

Q (k V A r)

60 50 40 30

U L (V )

365 360 355

133

350 1 3 :5 4 :2 1 :3 2 8

1 3 :5 4 :3 1 :1 4 1

1 3 :5 4 :4 0 :9 5 4

1 3 :5 4 :5 0 :7 6 7

1 3 :5 5 :0 0 :5 8 0

1 3 :5 5 :1 0 :3 9 3

Estim ated tim e Figura 141 - Afundamento independente da carga (causas externas)

L1

Vptp [V]

475

L2

L3

A v g/T ot

450 425

P [kW]

400 250 0

Q [kVAr]

500 250 0

Figura 142 - Afundamento decorrente do consumo instantâneo de energia reativa impossibilitando a operação da carga e solução com compensa-ção estática de energia reativa reduzindo o afundamento

NBR 5410

1 6 :2 8 :5 3

1 6 :2 8 :2 6

1 6 :2 7 :5 9

1 6 :2 7 :3 2

1 6 :2 7 :0 6

1 6 :2 6 :4 0

1 6 :2 6 :1 4

1 6 :2 5 :4 9

1 6 :2 5 :2 4

1 6 :2 4 :5 8

1 6 :2 4 :3 1

1 6 :2 4 :0 5

1 6 :2 3 :4 0

1 6 :2 3 :1 3

1 6 :2 2 :4 8

1 6 :2 2 :2 3

Tim e [H H :M M :SS]


Cycle-cycle trend view 60 50

kV A r

245

30

240

20

235

V L -L

10 0

V L -L

Cycle-cycle trend view

250

40

230

260

225

250

220

240

215

230

210

220

1 6 :1 6 :0 3 :8 5 8

1 6 :1 6 :4 0 :5 1 9

1 6 :1 7 :1 9 :9 0 5

1 6 :1 8 :1 4 :3 9 1

1 6 :1 9 :0 7 :6 1 7

1 6 :2 0 :0 0 :8 4 3

Estim ated tim e

3 minutos

210 1 6 :0 6 :2 5 :8 0 1

1 6 :0 9 :5 3 :2 2 7

1 6 :1 3 :2 0 :2 8 9

1 6 :1 6 :0 5 :7 3 8

1 6 :1 9 :3 7 :6 4 2

Estimated time

Figura 143 - Registro de consumo de reativo e tensão

O Módulo 8 do Prodist também trata o assunto na tabela 7 (Tabela 51 deste guia) estabelecendo limites de “Plt” (flicker de longo tempo) e “Pst” (flicker de curto tempo). A medição do flicker é efetuada com instrumentos específicos. Tabela 51 - Limites de Pst e Plt

134

Valor de Referência Adequado Precário Crítico

PstD95%

< 1 p.u. / FT

1 p.u. – 2 p.u. / FT > 2 p.u. / FT

PltS95%

< 0,8 p.u. / FT

0.8 – 1.6 p.u. / FT > 1,6 p.u. / FT

A solução é a correção do problema com substituição de células ou grupo de capacitores queimados ou fusíveis, alem da pesquisa das razões do defeito, e ainda introduzindo técnicas conhecidas a fim de evitar que o fenômeno volte a ocorrer. A Figura 144 ilustra esta situação em medição tomada no ponto de acoplamento comum da concessionária com o consumidor. Queima de capacitores e fusíveis de proteção dos mesmos não devem ser considerados como ocorrência rotineira e merecem pesquisa de possível ressonância ou outro fenômeno.

NBR 5410

22.3.2. 5 Desbalanceamento de Tensão O desbalanceamento de tensão é um dos pontos importantes, quando se consideram os aspectos de perdas elétricas. A determinação do desbalanceamento, conforme prescrições da IEC e do Prodist é definida pela relação das componentes de sequências negativa e positiva ou ainda a relação das componentes de sequência zero e de sequência positiva. Definições anteriores que relacionavam o desbalanceamento de tensão para diferenças entre leituras de tensões eficazes registradas entre fases e a média entre elas, não são mais aplicáveis e devem ser evitadas. Como referencia de valores limites, o que se observa na literatura consultada é que valores acima de 1,0% de desbalanceamento de tensão passam a merecer cuidados especiais. Uma das causas importantes da ocorrência do desbalanceamento de tensão, além da existência de cargas monofásicas e ligadas entre fases e neutro em sistemas estrela a quatro fios, é a queima de células capacitivas de forma desigual entre as fases e a queima de fusíveis de proteção dos bancos de capacitores. O que acaba ocorrendo é a injeção não uniforme de reativos entre as fases, causando o desequilíbrio de tensão.

Figura 144 – Registro de tensão eficaz em sistema com células de capacitores queimadas

A Figura 145 ilustra a medição de um ponto de acoplamento entre concessionária e consumidor, onde pode-se observar a monitoração continua além das tensões de linha, das variáveis desbalanceamento de tensão (relação das tensões de sequência negativa e positiva), Plt e distorção total de tensão.


135

Figura 145 - Relatório de monitoração de ponto de acoplamento (concessionária e consumidor)

22.3.2.6 Operação das cargas com fontes diversas O uso de geradores como fonte de energia em instalações (fonte principal ou fonte de substituição e emergência - “back up”) tem se popularizado em função da importância que a energia elétrica assumiu nos processos de produção e administrativos e também nas oportunidades apresentadas pelos sistemas de cogeração largamente utilizados. Desta constatação valem algumas observações importantes.

O comportamento das fontes e, consequentemente, da tensão do sistema que a mesma alimenta as cargas, será dependente da

NBR 5410

Comportamento das fontes na variação da carga

relação da potência de curto-circuito (ou da impedância) desta fonte e da solicitação ou comportamento da carga a cada instante. A cada variação da carga haverá uma resposta da fonte, traduzida pelo comportamento da tensão. Casos mais extremos produzem afundamentos de tensão que podem atingir níveis não tolerados pelas próprias cargas, produzindo efeitos imediatos como a má operação ou desligamento das mesmas. Este efeito é bastante perceptível quando da partida (e seus transientes associados) ou variação de cargas acionadas por motores como os elevadores, bombas, ventiladores, compressores, guindastes. No caso de geradores aplicados como fonte de “back up”, o que se nota é que o comportamento do sistema piora sensivelmente quando o mesmo assume o lugar da fonte principal (transformador), geralmente por conta da menor potência de curto circuito do primeiro em relação o segundo.


Cycle-cycle trend view 60 50

kVAr

40 30 20 10 0 260 250

V L-L

240 230 220 210 1 6 :0 6 :2 5 :8 0 1

1 6 :0 9 :5 3 :2 2 7

1 6 :1 3 :2 0 :2 8 9

1 6 :1 6 :0 5 :7 3 8

1 6 :1 9 :3 7 :6 4 2

Estimated time Figura 146 – Comportamento da tensão de gerador com o consumo de energia reativa de elevador

NBR 5410

136

Existe uma relação direta entre o comportamento da tensão do sistema e a energia reativa consumida pela carga, esta situação é tanto mais perceptível quanto menor for a relação da potência de curto circuito da fonte em relação a carga consumidora de significativa quantidade de energia reativa; a tensão tende a “cair” causando os conhecidos afundamento de tensão. A Figura 146 apresenta o comportamento da tensão do gerador com a operação de um elevador e a Figura 147 apresenta o comportamento da

tensão com a mudança de fonte (transformador para gerador) para uma carga industrial. Limitação dos geradores - a curva de capabildade Os geradores apresentam uma característica de operação fortemente dependente da energia reativa consumida (indutiva) ou fornecida (capacitiva) pela carga.

Figura 147 – Comportamento da tensão com fonte principal (transformador) e de “back-up” (gerador)


Reactive Capability Operating Chart Leading

Lagging 1.2 1.0PF

0.8PF

0.8PF

kW/Rated kVA

1.0

Engine Limit

0.8 0.6PF

A

0.6

0.4PF

0.6PF

0.4PF

0.4

B 0.2PF

-1

0.2PF

0.2

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

kVAr/Rated kVA Figura 148 - Curva de capabilidade (fonte: Caterpillar)

A Figura 148 apresenta esta curva de capabilidade, onde se observa o regime de operação normal limitado pelas curvas azul e vermelha. Analisando-se esta curva, nota-se que na “região capacitiva” (faixa de valores negativos no eixo das abscissas (x)) existe uma importante restrição de operação em relação à região chamada de “indutiva” Observa-se ainda na curva, que o mesmo eixo das abscissas define a relação da potência reativa instantânea da carga pela potência nominal do gerador; a potência reativa negativa seria aquela fornecida por carga capacitiva ou capacitor e a positiva aquela consumida pela carga. O eixo das ordenadas (y) apresenta a relação da potência ativa instantânea da carga pela potência nominal do gerador. Tomando-se para exemplo o caso de um grupo de motores com 1000 kW, fator de potência de regime de 80%; potência reativa da ordem de 750 kvar, alimentado por um gerador de 1500 kVA, e um sistema de compensação de energia reativa de 500 kvar que corrigiria o fator de potência para 97%; observa-se:

250 kvar (750 kvar (carga)-500 kvar(capacitor)), e a relação citada será portanto de 250/1500=0,17. A relação kW/kVA será de 1000/1500= 0,67. Este ponto é representado no diagrama da Figura 148 como ponto “A” e está na faixa adequada de operação. • Se em um segundo instante a carga variar sem que o banco de capacitores acompanhe esta variação, pela própria inércia e tempo de resposta do sistema, e que esta variação de carga seja reduzida em 60%, as novas relações serão: - Nova situação da carga: 400 kW; 80%; 300 kvar - Injeção de energia reativa mantida em 750 kvar - Novo balanço de energia reativa: – 450 kvar (energia reativa injetada) - kvar/kVA= - 450/1500 = -0,3; kW/kVA=0,26 • Esta segunda situação que é ilustrada como o ponto B na curva da Figura 148, é uma situação limítrofe de operação do gerador, isto é, caso a carga fosse reduzida para valores ainda mais reduzidos que 60% do valor original sem o consequente acompanhamento do banco de capacitores, o gerador seria desligado pelo seu sistema de proteção de excitação. A situação é ainda mais crítica nas situações em que o sistema de compensação reativa é composto por bancos fixos. Portanto, caso o sistema de compensação de energia reativa não tenha velocidade para acompanhar a variação da carga, deve ser desligado quando o gerador assume a carga se aplicado como fonte de contingencia, caso a situação possa não atender os limites estabelecidos pela curva de capabilidade.

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• A relação kvar/kVA do eixo das abscissas poderá assumir diversos valores, em função da potência reativa injetada pelos capacitores em relação aquela consumida pelos motores. O valor a se utilizar será, portanto o balanço de reativos (a diferença dos valores consumidos pelos motores e injetados pelos capacitores) em relação a potência nominal do gerador. No caso da situação de máxima demanda, o reativo fornecido pelo gerador será de

137

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Mudança da frequência de ressonância

138

A instalação de capacitores em redes indutivas como aquelas típicas em que as fontes são transformadores ou geradores, acaba por definir uma frequência de ressonância. O circuito ressonante apresenta valores diferentes em função de: • Potencia de curto circuito da rede com transformador • Idem porem com gerador • Qual o valor da energia reativa injetada (em bancos automáticos, cada estagio deve ser considerado independentemente) Assumindo-se transformador de 1500 kVA como fonte principal, com impedância de 5% e gerador de 1500 kVA com reatância subtransitória de 15% como fonte de “back up” e banco de capacitores de 750 kvar, obtém-se: • Harmônica de ressonância para operação pelo transformador: 6,3 (ou 378 Hz em rede 60 Hz) • Idem porem para o gerador: 3,6 (ou 220 Hz em rede 60 Hz) O que se nota é que dependendo do conteúdo harmônico da carga, e da concepção do banco de capacitores a simples mudança de fonte poderá causar o indesejável efeito de ressonância harmônica. As conclusões são evidentes e chamam a atenção para a necessidade de analise em separado do comportamento do sistema elétrico, seja ele de que aplicação for, em função de trocas de fontes e em especial aplicação de geradores como fontes de contingencia ou de “back up” na presença de sistemas de compensação de energia reativa. Estes por sua vez devem atender as expectativas de operação do sistema em todo o ciclo, inclusive sob os aspectos de ressonância harmônica. 22.4 Soluções aplicáveis aos problemas de qualidade de energia nas instalações elétricas

22.4.1UPS (Uninterruptible Power Source)

NBR 5410

Os UPS, também conhecidos no Brasil como “no-breaks”, são equipamentos normalmente alimentados pelas fontes convencionais (concessionária e geradores) para alimentação das

Figura 149– UPS com dupla conversão

cargas de tecnologia de informação (apesar de aplicação industrial em processos críticos como químicos e farmacêuticos, alem de alimentação da instrumentação) em escritórios, data centers, bancos e aplicações similares e são utilizados como fontes de contingencia (ou “back up”). A configuração de UPS dupla conversão é ilustrada na Figura 149. A principal função do UPS (ou conjunto de UPSs) é manter as cargas em operação em qualquer tipo de anormalidade da fonte “normal” de alimentação. Existem inúmeras configurações de montagens dos UPS, bem como do arranjo entre estes equipamentos, de forma a se obter melhores indicadores de confiabilidade e disponibilidade. Como principal atributo, os UPS possuem em geral baterias como fonte de energia adicional e com autonomia suficiente para atender o suprimento de energia às cargas, durante a transferência da fonte principal da concessionária para o gerador. Alguns casos quando não existem fontes auxiliares como geradores, os UPSs alimentam a carga até que as baterias atinjam seus limites de carga (autonomia). A configuração com baterias não é a única possível dos UPS. Sistemas conhecidos como dinâmicos e outros semelhantes conhecidos como “fly-whell”, possuem topologias que mantêm a carga alimentada com fontes redundantes baseado em energia cinética e acoplamentos específicos de novas fontes em geradores que são mantidos alimentando as cargas durante todo o ciclo de operação. De uma forma geral, os UPSs tem como principal função manter a tensão de alimentação das cargas de tecnologia de informação que são especialmente sensíveis à variação da tensão de alimentação, no intervalo permitido pela curva ITIC ilustrada na Figura 150, preservando assim a operação normal das cargas, evitando a perda de dados, informações, processamento e mesmo a integridade física dos equipamentos de tecnologia de informação. Esta curva ITIC apresenta o envoltório de zona permitida (de cor branca), que limita os valores de tensão e tempos de ocorrência permitidos na alimentação destas cargas. Caso ocorram registros fora da zona permitida, as cargas estarão sujeitas á má operação, como os pontos ilustrados de ocorrência na Figura 150.


Figura 150 – Curva ITIC e registros

22.4.2 Soluções para adequação da distorção harmônica de tensão (presença de cargas não lineares) nas redes elétricas. As soluções para os casos onde devido às altas concentrações de cargas não lineares com distorção de corrente, a tensão atinge valores acima dos limites são as seguintes: • Distribuição de cargas em outras fontes Nesta situação, cargas não lineares são realocadas na instalação de modo a reduzir os valores de distorção de tensão nos barramentos onde as mesmas são conectadas. • Aumento da potência das fontes O aumento da potência reduz a impedância de curto circuito a montante da carga, reduzindo as distorções de tensão nos barramentos. • Especificação de cargas com controle de emissão A IEC 61000-3-2 apresenta limites para as harmônicas de corrente dos equipamentos monofásicos de até 16 A. Os equipamentos são classificados em A, B,C e D e para cada um deles existem restrições aplicáveis, cujo objetivo é restringir a circulação de correntes harmônicas nas instalações e como consequência evitar os efeitos de perdas e aquecimentos associados, além de controlar a distorção de tensão nos barramentos. • Instalação de filtros A instalação de filtros de harmônicas é outra possibilidade para adequação dos valores registrados de distorção de tensão. De uma forma geral os filtros evitam que as harmônicas circulem pelas fontes, reduzindo, portanto as tensões harmônicas a montante e por consequência reduzindo também as distorções de tensão nos barramentos de baixa tensão. Os filtros mais comumente aplicáveis são os filtros passivos e filtros ativos e estão descritos na seqüência.

Os filtros passivos são normalmente compostos por conjuntos

139

A Figura 151 apresenta o registro da distorção harmônica de tensão em um barramento onde um filtro passivo com manobra estática , com tempo de resposta de 16 ms e composto por 6 grupos de 100 kvar foi instalado. Neste caso todos os grupos estão sintonizados em frequência próxima à 5ª harmônica. Há uma relação de compromisso muito importante na construção deste filtro, visto que operam em paralelo e buscam a injeção de energia reativa em intervalos muito curtos, filtrando a 5ª harmônica simultaneamente. A distorção de tensão é reduzida de valores médios de 8% para 5%. • Filtros Ativos Os filtros ativos, apesar de terem a mesma função dos passivos são concebidos por equipamentos eletrônicos que injetam correntes harmônicas defasadas daquelas geradas pelas cargas, de modo que ao se somarem se cancelem. Enquanto os filtros passivos são normalmente dependentes e especificados pelos valores dos indutores, capacitores e elementos de manobra que os compõe, os filtros ativos são especificados pelos ampères que irão filtrar. A Figura 152 apresenta o registro da distorção harmônica de tensão em um barramento onde um filtro passivo com manobra estática , com tempo de resposta de 16 ms e composto por 6 grupos de 100 kVar foi instalado.

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• Filtros passivos

de indutores e capacitores sintonizados em uma frequência de ressonância característica. Podem também ser construídos em conjuntos de forma a serem sintonizados em várias frequências desejáveis simultaneamente. A função dos filtros passivos é a de absorver as correntes harmônicas da carga, impedindo que as mesmas circulem pela rede. Devido a própria construção, também injetam energia reativa na rede, enquanto as harmônicas são absorvidas (em geral a absorção das harmônicas não é total, mas uma parcela daquelas geradas pela carga). Caso a carga seja variável, a construção destes filtros deve prever o arranjo em grupos de filtros de forma a adequar a operação dos mesmos à variação da carga, evitando sobre compensação de energia reativa.


Libra Terminais - Start up - PT02 Ação Engenharia e Instalações Ltda

1 7 ,5 Distorção total de tensão (THDV)

1 5 ,0

Antes 8% depois 5%

THD[%] Vptp

1 2 ,5 1 0 ,0 7 ,5 5 ,0 2 ,5

1 3 :3 2 :5 0 1 3 :3 3 :2 5 1 3 :3 4 :0 0 1 3 :3 4 :3 5 1 3 :3 5 :1 1 1 3 :3 5 :4 9 1 3 :3 6 :2 3 1 3 :3 6 :5 5 1 3 :3 7 :3 0 1 3 :3 8 :0 3 1 3 :3 8 :3 7 1 3 :3 9 :1 0 1 3 :3 9 :4 2 1 3 :4 0 :1 6 1 3 :4 0 :5 1 1 3 :4 1 :2 6

T im e [H H :M M :S S ] Figura 151 – comportamento da distorção harmônica de tensão no barramento sem e com filtro

140

Figura 152 – Diagrama de instalação de filtro ativo e comportamento das formas de onda de corrente

• Filtros antirressonantes – solução para evitar

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ressonância em capacitores

Sistemas antirressonantes, ou filtros antirressonantes, são filtros passivos como os acima apresentados, porém cuja sintonia não é próxima às frequências presentes na corrente das cargas, mas em outra faixa. Esta aplicação é bastante comum e econômica quando se deseja proteger os capacitores e evitar que os mesmos provoquem ressonância harmônica em redes que suportam a presença de cargas não lineares e não se deseja a redução da distorção de corrente. Os indutores antirressonantes adequadamente dimensionados elevarão a impedância do ramo do capacitor de forma a controlar as correntes harmônicas que circularão nos capacitores e na rede, conforme ilustrado na Figura 153. Para a decisão entre utilização de filtro ressonante ou anti-

ressonante, pode-se fazer uso da norma IEEE 519 que estabelece limites de distorção de tensão a serem atendidos, isto é, mesmo na presença de cargas altamente deformantes, nem sempre se faz necessário a aplicação de filtro sintonizado. O que definirá será a resposta do sistema elétrico existente (fontes e outras cargas) alem das cargas deformantes na presença dos capacitores a serem instalados. A injeção de reativos com filtro anti-ressonante (indutor e capacitor) reduz a corrente fundamental na proporção da relação do fator de potência original e o corrigido (após a injeção dos reativos). É de se esperar um natural aumento da distorção de corrente (THDI) e redução da distorção de tensão (THDV), por conta de circulação de parte das correntes harmônicas pelos capacitores. A aplicação de filtros sintonizados em frequências existentes no sistema reduzirá a distorção de tensão significativamente.


k

n 1

2

3

4

6

5 Ponto de ressonância (5ª)

Impedância do transformador

C 1.1

7

8


C 1. N

L1

Motor DC (Fonte de problemas)

L 2 .1

L 2. N

Figura 153 – Implementação de reatores antirressonantes e comportamento da impedância em função da frequência.

Incremento da tensão, esperado pela presença de capacitores em instalações elétricas

Normalmente em sistemas industriais sem ressonância, e com injeções típicas de reativos, este incremento de tensão não ultrapassa valores da ordem de 1% a 2%. Caso a tensão se eleve acima destes valores é grande a possibilidade de ressonância e o caso merece investigação A expressão a seguir fornece uma estimativa do incremento de tensão devido à injeção de potência reativa na ausência de ressonância:

adequados e de boa procedência quando da presença das harmônicas. Analise de condições de ressonância e respostas do sistema elétrico em todas as condições de operação. • Sistemas que possuam adequados dispositivos de manobra associados aos capacitores ou conjuntos capacitores e reatores. Atualmente são disponíveis modernos sistemas que manobram os capacitores por tiristores, com tempos de resposta extremamente curtos compatíveis aos períodos de operação de cargas extremamente variáveis. • A isenção de transientes de manobra de capacitores também tem sua implementação viabilizada com a manobra efetuada com dispositivos semi-condutores. Algumas soluções paliativas têm sido introduzidas. Contudo a solução definitiva é a aplicação de manobra dos capacitores na condição chamada de “zero crossing” isto é, os capacitores são desligados do sistema elétrico quando suas correntes passam por zero e a conexão também é efetuada em condição específica isentando a rede dos transientes nas duas condições de manobra. Esta possibilidade é típica de manobra de capacitores por tiristores, e aplicada nos equipamentos de compensação de energia reativa tempo real, que possuem manobra por elementos semi-condutores, com precisão na manobra e tempo de comutação bastante reduzidos. Outra condição a ser considerada e nem sempre possível de ser evitada é a possibilidade de manobra acidental de capacitores précarregados ou energizados, com danos aos dispositivos de manobra eletromecânicos. Cuidados complementares devem ser tomados com relação à sensibilidade de capacitores á condições operacionais diferentes das nominais com redução dramática de vidas úteis, notadamente limites de tensão de operação e temperatura ambiente. Eficiência energética e redução das perdas elétricas.

%V: Variação percentual de tensão esperada Qcap: Potência reativa injetada (kvar) Ztr(%): Impedancia do transformador em % Ptr: Potência do Transformador (kVA)

A redução das correntes elétricas das cargas nos circuitos e transformadores com a correta inserção de capacitores reduz na proporção quadrática da corrente as perdas por efeito Joule nos mesmos. Manutenção de sistemas em regime capacitivo, além de elevar a tensão aumentam as correntes circulando pelos circuitos elevando as perdas elétricas. A manutenção da tensão operacional próxima da nominal reduz a perda nos circuitos magnéticos, e já é um método de melhoria do fator de potência.

Pontos importantes para uma compensação de energia reativa

Aumento da capacidade da instalação

% V= Qcap (kvar) . Ztr (%) / Ptr (kVA) Onde:

adequada

A solução para os fenômenos acima descritos deve atender os pontos:

Do ponto de vista de otimização de investimentos de implementação e de operação a potência aparente (kVA) de uma instalação deve ser tão próximo quanto possível da potência ativa (kW). Numa situação ideal kW=kVA. • Cargas com ciclos curtos de operação, cargas extremamente variáveis - a compensação de energia reativa tempo real. A instalação dos capacitores deve considerar de preferência a

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• Criteriosa medição que atenda as premissas de analise do perfil de carga, incluindo as harmônicas com período de avaliação adequado bem como quanto a resolução da medição. • Implementação de sistemas antirressonantes com reatores

141

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS inserção dos mesmos no sistema elétrico, somente quando a carga associada estiver operando sob o risco de sobrecompensação de reativos e fenômenos associados (sobretensões e outros). Caso a carga possua ciclo de operação variável ou ainda extremamente variável (ordem de ciclos), será necessário adequar a manobra dos capacitores ao ciclo de operação da carga. O atendimento a esta premissa atende com folgas as condições previstas na portaria 414 da ANEEL quanto a tarifação do excedente de energia reativa. Os sistemas de compensação tempo real têm sido instalados em inúmeras cargas consideradas como criticas tais como solda a ponto (Figura x), injetoras, equipamentos eletromédicos, guindastes, cargas de refrigeração, sistemas ferroviários, prensas, nas citadas plantas de geração eólica entre outros.

kVAs

currents

voltages

285 280 275 1000

With the equalizer

Without the equalizer

• Equivalência entre as potencias ativa e aparente: Pode-se assumir que a potência aparente (kVA) e a potência ativa (kW) serão iguais durante todo o tempo de operação da carga; desde que o compensador reativo seja dimensionado para tal. • Compensação de flicker: A compensação instantânea de energia reativa confere ao sistema competência para compensar o flicker; cintilação causada por afundamentos de tensão provocados em geral por cargas que consomem consideráveis quantidade de energia reativa em curtos intervalos de tempo e em ciclos repetitivos. A Figura 155 ilustra um equipamento instalado para compensação de energia reativa consumida em guindaste portuário e a Figura 156 apresenta o comportamento da potência reativa consumida pela carga e aquela injetada pelo compensador estático. O que se observa é praticamente um espelho, onde em intervalos de dezenas de milissegundos o sistema de compensação se adequa a situação da carga, praticamente anulando o reativo fornecido pela rede da concessionária.

500

600 300 0

30 7 97-21 33 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 00 02 04 06 08 Time

NBR 5410

142

Figura 154- compensação tempo real em sistema de solda a ponto

As restrições apontadas nos modelos apresentados podem ser minoradas com a injeção de energia reativa com a aplicação de elementos estáticos de manobra de capacitores (ou conjuntos LC), também chamada de compensação tempo real, devido à rápida comutação dos componentes é outra forma de compensação do fator de potência, notadamente quando o ciclo da carga é muito rápido impedindo a especificação dos sistemas convencionais. As principais características do sistema de compensação estática são: • Tempos de manobra desde 16 ms, aplicados em cargas “rápidas” como prensas, sistemas de solda a ponto ilustrados na Figura 154, cargas de industria ), fornos a arco, guindastes, elevadores, sistemas de geração eólica, injetoras, equipamentos para indústria gráfica e de papel, eletromédicos, centrífugas para industria de açúcar e outras cargas que apesar de tratadas por “especiais”, estão cada vez mais presentes em todos os processos. • Isenção de transientes de manobra: A característica conhecida como “zero crossing” da manobra estática, permite compensação reativa com isenção de transiente de manobra. • Possibilidade de compensação reativa monofásica: Cargas ligadas entre 2 fases ou entre fase e neutro como soldas a ponto podem ter sua energia reativa compensada com a inserção de capacitores ligados da mesma forma que as cargas, promovendo injeção reativa adequada. • Eficiência na regulação de tensão: Quanto mais rápida for a compensação melhor a regulação de tensão

Figura 155 - Equipamento de compensação de energia reativa tempo real instalado 430 kvar/480V

• Partida de motores – redução da corrente de partida e redução de afundamentos

A redução de corrente de partida de motores é um dos mais tradicionais métodos de evitar afundamentos de tensão devido as correntes de “in–rush” (ou de partida) dos motores. Após as chaves compensadoras e as chaves estrelas triângulo aplicadas à exaustão e ainda presentes em grande quantidade nas instalações elétricas no Brasil, devido à popularização da eletrônica de potência, os dispositivos mais aplicados na atualidade para este fim são os equipamentos “soft starter” ou partida suave e os


200 150 100

Q [kVAr]

50 0 -5 0 -1 0 0 -1 5 0

1 3 :3 8 :4 1 1 3 :3 9 :1 9 1 3 :3 9 :5 8 1 3 :4 0 :3 7 1 3 :4 1 :1 6 1 3 :4 1 :5 5 1 3 :4 2 :3 2 1 3 :4 3 :1 2 1 3 :4 3 :4 8 1 3 :4 4 :2 7 1 3 :4 5 :0 4 1 3 :4 5 :4 3 1 3 :4 6 :2 0 1 3 :4 6 :5 7 1 3 :4 7 :3 3 1 3 :4 8 :1 4

T im e [H H :M M :S S ] Figura 156 – Potência reativa consumida pela carga e injetada pelo compensador

inversores de frequência que possuem função de operação também durante o período de operação normal da carga (regime síncrono). A Figura 23 apresenta o conceito de operação dos soft starters, onde sistemas equipados com acionamentos estáticos (controle estático) controlam a tensão de alimentação, controlando por consequência a corrente absorvida da rede pelos motores. Eventualmente os soft starters não podem ser aplicados em função de restrições de conjugado e escorregamento. Neste caso devem ser aplicados os inversores de frequência que possuem maiores recursos de ajuste ou a injeção de energia reativa controlada durante a partida, conforme exposto na sequência.

143

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Figura 157 – controle de corrente e tensão por soft starter

• Uso de compensadores estáticos de energia reativa na regulação de tensão e nos afundamentos na partida de motores. A partida de motores assíncronos apesar de ser um assunto bastante estudado ainda causa controvérsias, pois nem sempre os dispositivos de partida especificados atendem seus propósitos. O objetivo deste trabalho é apresentar a possibilidade de se efetuar a compensação da energia reativa consumida no período de partida de grandes motores ou de um grupo de motores, como ferramenta para compensação dos afundamentos de tensão associados e efeitos indesejáveis. Correntes de partida de motores apresentam importantes componentes reativas, fazendo com que estas correntes atinjam valores desde 3 a 8 vezes os valores nominais da situação de regime, por um período típico da ordem de dezenas a centenas de ciclos. Da mesma forma que nos transformadores, estas correntes são independentes da carga e assumem estes altos valores em função do modelo da impedância, no caso do motor. Como consequência desta corrente, o barramento e a instalação onde o motor está ligado, será submetido a um afundamento de tensão, cuja severidade dependerá justamente da potência de curto circuito (da fonte) e do ponto de conexão. De forma a atenuar este fenômeno, umas das possíveis soluções é a injeção de energia reativa através de compensadores estáticos, no mesmo instante em que o motor está partindo; em outras palavras, a energia reativa consumida pelo motor, durante a partida pode ser fornecida não só pela fonte (causando o afundamento de tensão), mas também por fonte de reativos externa, no mesmo instante e em proporção controlada, de forma a reduzir o efeito do afundamento de tensão citado. Quanto maior for a parcela do reativo injetado pelo compensador, menor será o afundamento de tensão experimentado. O equipamento pode não se tratar de um compensador de energia reativo clássico, que opera fundamentalmente durante o regime da carga, mas


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144

um equipamento especialmente desenhado para operar durante a partida de cargas que demandam consideráveis valores de energia reativa, nada impedindo que os dois equipamentos possam operar simultaneamente. Os efeitos destes afundamentos são os mais indesejáveis possíveis, como a interferência operacional em outras cargas, queima e má operação de equipamentos e a ainda a inibição da partida da própria carga que está tentando colocar em operação, pois a tensão pode atingir valores suficientemente baixos para que a bobina do contator seja “desatracada”, causando a abertura do mesmo em regime de partida, com alta possibilidade de danificação. O mesmo pode ocorrer caso algum outro acionamento eletrônico esteja associado a partida do motor. A construção do compensador de partida é semelhante àquela do compensador estático de energia reativa (clássico), isto é, capacitores associados a reatores (filtros) manobrados por elementos estáticos em tempos de resposta da ordem de 1 ciclo de rede e protegidos por fusíveis. A operação é também semelhante, tomando-se informação do comportamento da carga e da rede, através de transformadores de corrente adequadamente instalados, como ilustrado na Figura 158, ou na Figura 159 com o uso de transformador para injeção de reativo em tensões superiores. Apresenta-se a seguir um exemplo de aplicação num sistema de bombeamento em empresa de saneamento na Colômbia, com a partida de 3 bombas de 500 cv. Observa-se na Figura 160 que as duas primeiras bombas

Figura 158 – esquema de ligação típico de compensador de partida

Figura 159 – esquema de ligação para compensação em média tensão

Figura 160 - TENTATIVA DE PARTIDA DA TERCEIRA BOMBA (COM FALHA)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS conseguem partir, mas a terceira bomba encontra problemas. A Figura 161 detalha o comportamento da tensão e corrente no instante da tentativa da partida desta terceira bomba. A Figura 162 apresenta o comportamento da partida da terceira bomba, (por diversas vezes), com a injeção de energia reativa pelo compensador estático, neste caso o afundamento

de tensão registrado é tolerado pelo acionamento da bomba. Como conclusão, observa-se que a técnica apresentada é uma boa ferramenta para partida de motores de media a alta potência, em baixa ou média tensão inclusive na situação em que as fontes são geradores em sistemas isolados cuja potência de curto-circuito possam não ser favoráveis.

Figura 161 – DETALHE DO COMPORTAMENTO DA TENSÃO E CORRENTE NA TENTATIVA DE PARTIDA DA TERCEIRA BOMBA

145

NBR 5410

Figura 162 – PARTIDA BEM SUCEDIDA DA TERCEIRA BOMBA COM COMPENSAÇÃO DE ENERGIA REATIVA


NBR 14039

146


147

NBR 14039


NBR 14039

148


ABNT NBR 14039:2005

Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV

Sumário 150


150

3 Origem da instalação

150

4 Aspectos gerais de projeto

152

5 Proteção contra choques elétricos

157

6 Proteção contra efeitos térmicos (incêndios e queimaduras)

162

7 Proteção contra sobrecorrentes

163

8 Proteção contra sobretensões

165

9 Proteção contra mínima e máxima tensão e falta de fase e inversão de fase

165

10 Proteção das pessoas que trabalham nas instalações elétricas de média tensão

166

11 Proteção contra fuga de líquido isolante

167

12 Proteção contra perigos resultantes de faltas por arco

167

13 Seleção e instalação dos componentes

168

14 Linhas elétricas

172


185

16 Aterramento e equipotencialização

196

17 Seccionamento e comando

199

18 Transformadores

199

19 Subestações

211

20 Verificação final

219

21 Manutenção e operação

224

22 Considerações sobre projeto de aterramento de subestações

229

23 Qualidade da energia elétrica nas instalações de média tensão

241

149

NBR 14039

1 Introdução


1 Introdução A NBR 14039 teve sua origem na necessidade da atualização da antiga norma “NB 79 – Execução de instalações elétricas de alta tensão” que abrangia as instalações na faixa de tensão de 0,6 a 15 kV, que vigorou até 1996. Além disso, era necessário adequar a norma a critérios internacionais de segurança das instalações e de seus usuários. Com isto, foi publicada em abril de 1998 a norma ABNT NBR 14039 - Instalações elétricas de média tensão de 1,0 a 36,2 kV. Esta norma foi baseada na norma francesa NF C 13200:1987 e seguiu a mesma estrutura da norma NBR 5410. Durante os anos de 1997 a 2003, a norma foi revisada e, em outubro de 2000 foi publicada uma emenda, alterando-a para NBR 14039:2000. A edição em vigor na época da preparação deste Guia é a de 2005.


NBR 14039

150

A NBR 14039 estabelece as condições mínimas de projeto e execução de instalações elétricas de média tensão, com tensão nominal de 1,0 kV a 36,2 kV, à frequência industrial, de modo a garantir segurança e continuidade de serviço. A NBR 14039 abrange as instalações de geração, distribuição e utilização de energia elétrica, sendo que as instalações especiais tais como marítimas, de tração elétrica, de usinas, pedreiras, luminosas com gases (neônio e semelhantes) devem obedecer às normas específicas aplicáveis em cada caso. A NBR 14039 não se aplica às instalações elétricas de concessionários dos serviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica; às instalações de cercas eletrificadas; e aos trabalhos com circuitos energizados. As instalações de média tensão dos concessionários são de uso e controle exclusivo de seus profissionais próprios e terceirizados autorizados. Essas instalações possuem características próprias e diferentes das instalações dos consumidores (usuários) finais. As instalações elétricas de cercas eletrificadas devem atender à NBR IEC 60335-2-76. Por fim, o trabalho com circuitos energizados está explicitamente fora do escopo da NBR 14039, pela sua importância e grau de risco aos trabalhadores e as responsabilidades a isso associadas, sendo tratados em detalhe na Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho e Emprego NR-10 (ver a parte específica deste Guia sobre a NR-10). A NBR 14039 aplica-se às instalações novas ou às reformas em instalações existentes e às instalações de caráter permanente ou temporário. As modificações destinadas a, por exemplo, acomodar novos equipamentos ou substituir os existentes não implicam necessariamente reforma total da instalação. As prescrições da NBR 14039 constituem as exigências mínimas a que devem obedecer as instalações elétricas de média tensão, para que elas não venham, por suas deficiências, prejudicar e perturbar as instalações vizinhas ou causar danos às pessoas e aos animais e à conservação dos bens e do meio ambiente. Tais perturbações elétricas ao sistema do concessionário e outros consumidores são,

por exemplo, ruídos, tensões e correntes harmônicas, afundamentos de tensão, sobretensões, dentre outros efeitos elétricos. Os danos às pessoas são tipicamnete os excessos de ruídos sonoros, de calor ou vibrações às estruturas e habitantes nas proximidades, o surgimento de tensões de passo e de toque perigosas.

3 Origem da instalação A norma aplica-se a partir de instalações alimentadas pelo concessionário e também se aplica às instalações alimentadas por fonte própria de energia em média tensão. No caso da alimentação pelo concessionário, a norma é válida a partir do ponto de entrega definido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Destaque-se que, no trecho entre o ponto de entrega e a origem da instalação, pode ser necessária a aplicação, além das prescrições da NBR 14039, das normas e/ou padrões do concessionário em geral e, em particular, suas prescrições em relação à conformidade dos valores de graduação (sobrecorrentes temporizadas e instantâneas de fase / neutro) e capacidade de interrupção da potência de curto-circuito. A Resolução 456 de 2000 da ANEEL definia que ponto de entrega era o ponto de conexão do sistema elétrico do concessionário com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento (Figura 1).

Figura 1 – Ponto de entrega conforme a Resolução 456 de 2000 da ANEEL

No entanto, a Resolução 414 de 2010 da ANEEL modificou a definição de ponto de entrega que passou a ser o ponto onde é realizada a conexão do sistema elétrico da distribuidora com a unidade consumidora e situa-se no limite da via pública com a propriedade onde esteja localizada a unidade consumidora (Figura 2).

Figura 2 – Ponto de entrega conforme a Resolução 414 de 2010 da ANEEL


Figura 3 - Caso 1

P = dispositivo geral de comando e proteção M = medição LXXII = ramal de entrada LXIII = ramal de ligação

Na Resolução 414 há algumas exceções em relação à definição do ponto de entrega, dentre as quais se destacam: • Quando se tratar de condomínio horizontal, onde a rede elétrica interna não seja de propriedade da distribuidora, o ponto de entrega se situará no limite da via pública com o condomínio horizontal; • Quando se tratar de condomínio horizontal, onde a rede elétrica interna seja de propriedade da distribuidora, o ponto de entrega se situará no limite da via interna com a propriedade onde esteja localizada a unidade consumidora; • Quando se tratar de fornecimento a edificações com múlti plas unidades consumidoras, em que os equipamentos de transformação da distribuidora estejam instalados no interior da propriedade, o ponto de entrega se situará na entrada do barramento geral.

• Caso 1 - Instalações alimentadas diretamente por rede de distribuição pública em média tensão: a origem da instalação corresponde aos terminais de saída do dispositivo geral de comando e proteção (Figura 3) ou, no caso excepcional em que tal dispositivo se encontre antes da medição, a origem corresponde aos terminais de saída do transformador de instrumento de medição (Figura 4). • Caso 2 - Instalações alimentadas por subestação de transformação: a origem da instalação corresponde aos terminais de saída do transformador; se a subestação possuir vários transformadores não ligados em paralelo, a cada transformador corresponde uma origem, havendo tantas instalações quantos forem os transformadores (Figura 4). • Caso 3 - nas instalações alimentadas por fonte própria de energia em baixa tensão, a origem é considerada de forma a incluir a fonte como parte da instalação (Figura 5).

Tanto a Resolução 456 de 2000 quanto a Resolução 414 de 2010 definem:

151

origem da instalação

Figura 5 - Caso 3

NBR 14039

LXII – ramal de entrada: conjunto de condutores e acessórios instalados pelo consumidor entre o ponto de entrega e a medição ou a proteção de suas instalações; LXIII – ramal de ligação: conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede da distribuidora e o ponto de entrega; Uma vez definidos estes conceitos, podemos analisar as seguintes situações em relação à origem da instalação conforme 3.5 da NBR 14039:

Figura 4 - Caso 2


4 Aspectos gerais de projeto 4.1 Potência de alimentação

152

Em 4.2.1 da NBR 14039 prescreve-se que, na determinação da potência de alimentação de uma instalação ou de parte de uma instalação, devem-se prever os equipamentos a serem instalados, com suas respectivas potências nominais e, após isso, considerar as possibilidades de não simultaneidade de funcionamento destes equipamentos (fator de demanda), bem como capacidade de reserva para futuras ampliações. É importante observar que o texto da norma refere-se às potências nominais dos equipamentos e não às absorvidas por eles. Isso significa que não é possível a aplicação do chamado fator de utilização no cálculo da potência de alimentação. Lembre-se que o fator de utilização é aquele que multiplica a potência nominal de um aparelho para se obter a potência média absorvida por ele durante sua operação. Esse é geralmente o caso de motores, sendo tipicamente considerado, nesta situação, um fator de utilização da ordem de 0,75. No entanto, reitera-se que a prescrição da norma não permite a utilização de tal fator no cálculo da potência de alimentação. A determinação do fator de demanda exige um conhecimento detalhado da instalação e das condições de funcionamento dos equipamentos de média tensão a ela conectados. Sua determinação deve ser realizada a partir de um estudo muito detalhado, pois, caso não seja adequadamente avaliado, o valor final da potência de alimentação pode resultar em subdimensionamento dos circuitos elétricos. Conforme o caso, a potência de alimentação deve ser determinada por cargas ou por grupo de cargas e, geralmente, baseia-se nos dados conhecidos de outras instalações similares. No que diz respeito às cargas deve-se considerar para um equipamento a sua potência nominal dada pelo fabricante ou calculada a partir dos dados de entrada (tensão nominal, corrente nominal e fator de potência), ou calculada a partir da potência de saída, caso seja conhecido o rendimento do equipamento (Figura 6).

Do mesmo modo, deve ser dada atenção especial às cargas superiores a 50 kW, principalmente motores, pois seus funcionamentos podem interferir na operação de outros componentes e equipamentos. O regime de partida do motor é fundamental para verificação do ajuste necessário no relé de proteção geral nas funções 50/51 (Fase e Neutro) e para estabelecer coordenação e seletividade entre os vários níveis de proteção. É fundamental determinar o tempo e regime de funcionamento das cargas para que seja possível estimar o consumo de energia tendo em vista a contratação da melhor condição possível de fornecimento junto ao concessionário. 4.2 Perturbações Em 4.2.2 a NBR 14039 indica que a instalação de média tensão não deve prejudicar o funcionamento da rede de distribuição pública em serviço normal, e seus aparelhos e equipamentos, quando em operação, não devem causar perturbações significativas na rede. As perturbações mais comuns que uma instalação de média tensão pode provocar numa rede de distribuição são as seguintes: variação de tensão, afundamento de tensão, elevação de tensão, surto de tensão, desequilíbrio de tensão, tensões e correntes harmônicas, flicker e aumento de potência reativa (redução do fator de potência). Todas as perturbações mencionadas são tratadas genericamente como problemas de qualidade de energia e são possíveis de identificar por meio de equipamentos de medição apropriados e eliminados ou mitigados com a aplicação de procedimentos e tecnologias conhecidos pelos especialistas no assunto. 4.3 Esquemas de aterramento Os esquemas de aterramentos, definidos em 4.2.3 da NBR 14039, referem-se aos modos possíveis de ligação do condutor neutro e do condutor de proteção ao eletrodo de aterramento da instalação de média tensão. São definidos pela combinação de três letras (XYZ), a saber: • Primeira letra (X) - situação da alimentação em relação à terra: T = um ponto de alimentação (geralmente o neutro) diretamente aterrado; I = isolação de todas as partes vivas em relação à terra ou aterramento de um ponto através de uma impedância.

NBR 14039

• Segunda letra (Y) - situação das massas da instalação elétrica de média tensão em relação à terra: T = massas diretamente aterradas, independentemente do aterramento eventual de ponto de alimentação; N = massas ligadas diretamente ao ponto de alimentação aterrado (em corrente alternada, o ponto aterrado é normalmente o neutro). Figura 6 – Determinação da potência nominal de um equipamento

Cargas sensíveis à falta de fase e às oscilações de tensão devem ser claramente identificadas, pois será necessário prever a devida proteção, conforme indicado no item 9 deste guia.

• Terceira letra (Z) – situação de ligações eventuais com as massas da subestação: R = as massas da subestação estão ligadas simultaneamente ao aterramento do neutro da instalação e às massas da instalação;

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS N = as massas da subestação estão ligadas diretamente ao aterramento do neutro da instalação, mas não estão ligadas às massas da instalação; S = as massas da subestação estão ligadas a um aterramento eletricamente separado daquele do neutro e daquele das massas da instalação. Quando a instalação de média tensão é alimentada a partir de uma subestação (AT/MT) que pertence ao próprio consumidor, a escolha do tipo de esquema de aterramento é uma decisão do projetista. No entanto, quando a instalação de média tensão é alimentada a partir de uma rede de distribuição pública na qual o condutor neutro não é fornecido, não é possível a utilização dos esquemas de aterramento do tipo TN.

porém suficientes para provocar o surgimento de tensões de contato perigosas. São considerados dois tipos de esquemas, TTN e TTS, de acordo com a disposição do condutor neutro e do condutor de proteção das massas da subestação, a saber: • Esquema TTN, no qual o condutor neutro e o condutor de proteção das massas da subestação são ligados a um único eletrodo de aterramento (figura 8);

4.3.1 Esquema TNR O esquema TNR possui um ponto da alimentação diretamente aterrado, sendo as massas da instalação e da subestação ligadas a esse ponto através de condutores de proteção (PE) ou condutor de proteção com função combinada de neutro (PEN). Nesse esquema, toda corrente de falta direta fase-massa é uma corrente de curtocircuito (figura 7).

Rρn é a resistência do eletrodo de aterramento comum à massa da subestação e do neutro; RA é a resistência do eletrodo de aterramento das massas da instalação. Figura 8 - Esquema TTN

• Esquema TTS, no qual o condutor neutro e o condutor de proteção das massas da subestação são ligados a eletrodos de aterramento distintos (figura 9).

153

RρnA é a resistência do eletrodo de aterramento comum à massa da subestação, do neutro e das massas da instalação. Figura 7 - Esquema TNR

No esquema TNR, a corrente de falta entre fase e massa da subestação ou da instalação tem um caminho constituído exclusivamente por condutores metálicos, sendo, portanto, um percurso de baixa impedância que resulta em uma elevada corrente de falta. Neste caso, as faltas podem ser detectadas e automaticamente seccionadas por dispositivos de proteção contra sobrecorrentes adequadamente dimensionados e instalados nos condutores de fase. Nestes casos, a determinação da corrente de falta deve considerar as impedâncias da fonte, dos condutores de fase que alimentam a falta e do condutor de proteção. 4.3.2 E squemas TTN

e

TTS

Figura 9 - Esquema TTS

Nos esquemas TTx, a corrente de falta entre fase e massa da subestação ou da instalação tem um caminho que inclui a terra sendo, portanto, um percurso de impedância elevada que resulta em uma baixa corrente de falta. As impedâncias deste percurso incluem principalmente as resistências dos eletrodos de aterramento das massas e do neutro. A detecção e seccionamento automático destas baixas correntes de falta geralmente não são possíveis com a utilização de dispositivos de proteção contra sobrecorrentes e, por isso, faz-se necessário o emprego de dispositivos diferenciais residuais.

NBR 14039

Os esquemas TTx possuem um ponto da alimentação diretamente aterrado, estando as massas da instalação ligadas a eletrodos de aterramento eletricamente distintos do eletrodo de aterramento da subestação. Nesse esquema, as correntes de falta direta fase-massa devem ser inferiores a uma corrente de curto-circuito, sendo,

Rρ é a resistência do eletrodo de aterramento da subestação; Rn é a resistência do eletrodo de aterramento do neutro; RA é a resistência do eletrodo de aterramento das massas da instalação


4.3.3 Esquemas ITN, ITS

e

ITR

Os esquemas ITx não possuem qualquer ponto da alimentação diretamente aterrado ou possuem um ponto da alimentação aterrado através de uma impedância (Z), estando as massas da instalação ligadas a seus próprios eletrodos de aterramento. Nesse esquema, a corrente resultante de uma única falta fase-massa não deve ter intensidade suficiente para provocar o surgimento de tensões de contato perigosas. São considerados três tipos de esquemas, ITN, ITS e ITR, de acordo com a disposição do condutor neutro e dos condutores de proteção das massas da instalação e da subestação, a saber: • Esquema ITN, no qual o condutor neutro e o condutor de proteção das massas da subestação são ligados a um único eletrodo de aterramento e as massas da instalação ligadas a um eletrodo distinto (Figura 10);

Rρn é a resistência do eletrodo de aterramento comum à massa da subestação, do neutro e das massas da instalação Figura 12 - Esquema ITR

Nos esquemas ITx, a corrente de uma primeira falta entre fase e massa da subestação ou da instalação tem um caminho que inclui a impedância (Z), quando ela existir, ou a capacitância do circuito, sendo, portanto, um percurso de impedância elevada que resulta em uma baixa corrente de falta. 4.4 A terramento

Conforme 4.2.3.4 da NBR 14039, quando a instalação for alimentada por concessionário, o condutor neutro, se existir e o concessionário permitir, deve ser aterrado na origem da instalação, visando uma melhoria na equalização de potenciais que é essencial para garantir a segurança das pessoas.

154 Rρn é a resistência do eletrodo de aterramento comum à massa da subestação e do neutro; RA é a resistência do eletrodo de aterramento das massas da instalação. Figura 10 - Esquema ITN

• Esquema ITS, no qual o condutor neutro, os condutores de proteção das massas da subestação e da instalação são ligados a eletrodos de aterramento distintos (Figura 11);

4.5 Tensão

nominal

De acordo com 4.2.5, a tensão nominal da instalação de média tensão será a maior tensão (valor eficaz) entre fases encontradas em condições normais de operação, em qualquer tempo e ponto da instalação ou parte desta, mesmo que a instalação tenha várias tensões nominais, uma para cada parte. A norma prevê os seguintes valores para tensões nominais: 3 kV; 4,16 kV; 6 kV; 13,8 kV; 23,1 kV e 34,5 kV. 4.6 Correntes

Rρ é a resistência do eletrodo de aterramento da subestação; Rn é a resistência do eletrodo de aterramento do neutro; RA é a resistência do eletrodo de aterramento das massas da instalação.

NBR 14039

do neutro

Figura 11 - Esquema ITs

• Esquema ITR, no qual o condutor neutro, os condutores de proteção das massas da subestação e da instalação são ligados a um único eletrodo de aterramento (Figura 12).

de curto - circuito

Conforme 4.2.6, as instalações de média tensão devem ser projetadas e construídas para suportar com segurança os efeitos térmicos e mecânicos resultantes de correntes de curtocircuito, considerando simultaneamente o estudo de quatro tipos de curtos-circuitos: trifásico; bifásico; entre duas fases e neutro; e entre fase e neutro (Figura 13). Dependendo do tamanho e topologia da instalação, o cálculo das correntes de curto-circuito pode se tornar um assunto complexo que envolve modelos matemáticos sofisticados. É preciso ter em conta que simplificar demasiadamente estes cálculos pode resultar em valores inadequados que levariam a um subdimensionamento dos componentes da instalação, comprometendo a segurança das pessoas e do patrimônio. Por outro lado, a simplificação em exagero pode também


Figura 13 – Tipos de curtos-circuitos considerados na aplicação da NBR 14039

valores das correntes de curto-circuito máximas e mínimas que são utilizadas, respectivamente, para selecionar os componentes das instalações e para determinar os valores nominais e de ajustes das proteções de sobrecorrentes. 4.7 I nfluências

externas

A classificação das influências externas sobre a instalação de média tensão deve ser realizada nas fases de elaboração e execução das instalações elétricas, sendo fundamental para a correta seleção e utilização dos componentes e para a garantia da segurança e funcionamento da instalação. Conforme 4.3 da NBR 14039, cada condição de influência externa é designada por um código que compreende sempre um grupo de duas letras maiúsculas e um número, como descrito a seguir: • Primeira letra: indica a categoria geral da influência externa: A = meio ambiente; B = utilização; C = construção das edificações. • Segunda letra (A, B, C,...) indica a natureza da influência externa. • Número (1, 2, 3,...) indica a classe de cada influência externa. Em geral, quanto maior o número, mais severa é a intensidade daquela determinada influência.

NBR 14039

resultar em valores igualmente inadequados que resultam em sobredimensionamento da instalação, ocasionado assim um acréscimo de custo desnecessário. Exemplos de cálculos de curtos-circuitos e seus efeitos podem ser obtidos nas normas IEC 60909-0 e IEC 60949, ainda sem tradução para o português. Obviamente outros métodos de cálculos podem ser utilizados na determinação das correntes de curto-circuito, cabendo ao projetista determinar aquele que achar mais conveniente. A norma IEC 60909-0 baseia-se Teorema de Thevenin e pode ser aplicada em sistemas até 230 kV. Ela calcula uma fonte de tensão equivalente no ponto de curto-circuito, determinando em seguida a corrente neste ponto. No modelo da IEC, as fontes e os motores são substituídos por suas impedâncias (de sequência positiva, negativa e zero). Em geral, nas instalações elétricas de média tensão são feitas algumas considerações que simplificam a aplicação da IEC 60909-0, tais como: a falta ocorre em um único ponto; durante todo o curto-circuito, as tensões que provocam a circulação de corrente e as impedâncias dos componentes da instalação não variam de forma significativa; são desprezadas todas as resistências de contato e de arco; durante o curtocircuito, o número de fases afetadas não se modifica; todas as capacitâncias e admitâncias paralelas das linhas são desprezadas; e a corrente de carga é desprezível. Com os cálculos da IEC 60909-0 é possível determinar os

155

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 1 – Resumo das codificações das influências externas Influência externa

Categorias Meio ambiente

Codificação

Tabela

Temperatura ambiente

AA

1

Altitude

AC

2

Presença de água

AD

3

Presença de corpos sólidos

AE

4

Presença de substâncias corrosivas ou poluentes

AF

5

Descrição

Solicitações mecânicas:

Utilizações

Construção das edificações

NBR 14039

156

- Choques mecânicos

AG

6

- Vibrações

AH

6

Presença de flora e mofo

AK

7

Presença de fauna

AL

8

Influências eletromagnéticas, eletrostática ou ionizantes

AM

9

Radiações solares

AN

10

Raios

AQ

11

Competência das pessoas

BA

12

Resistência elétrica do corpo humano

BB

13

Contatos das pessoas com o potencial local

BC

14

Condições de fuga das pessoas em emergência

BD

15

Natureza das matérias processadas ou armazenadas

BE

16

Materiais de construção

CA

17

Estrutura das edificações

CB

18

A codificação indicada anteriormente é exatamente igual àquela utilizada pela norma NBR 5410 de instalações elétricas de baixa tensão. A Tabela 1 resume as codificações das Tabelas 1 a 18 em função das duas primeiras letras (categoria e natureza da influência). Na NBR 14039, há três tipos de tabelas de influências externas diretamente relacionadas entre si, conforme indicado na Figura 14. A partir dos conceitos anteriores, cabe ao projetista classificar as influências externas predominantes na instalação elétrica de média tensão, observando-se que nem todas as influências precisam estar presentes numa instalação ou, às

Figura 14 – Relação entre as tabelas de influências externas

vezes, mesmo presentes, elas podem ser desprezadas. Para efeito de exemplo de aplicação das tabelas indicadas na Figura 14, suponha-se que tenha sido determinado que, no local onde será instalado um equipamento de média tensão, existe a possibilidade de que a água, ao respingar, forme uma película nas paredes ou pisos. Conforme a Tabela 3 da NBR 14039, isso configura uma codificação de influência externa AD3 (aspersão de água). A partir desta constatação, a Tabela 24 indica que o equipamento deverá possuir um grau de proteção mínimo IPX3 e os componentes da linha elétrica que o alimenta devem ter proteção adicional à penetração de água com graus IP adequados, a princípio sem revestimento metálico externo.


Figura 15 – Medidas de proteção contra choques elétricos em instalações elétricas de média tensão

5 Proteção contra choques elétricos Conforme 5.1 da NBR 14039, a proteção contra choques elétricos no âmbito das instalações de média tensão deve ser prevista pela aplicação das medidas de proteção contra contatos diretos e contatos indiretos, conforme indicado na Figura 15. As medidas de proteção contra choques elétricos por contato direto visam impedir que pessoas e animais tenham acesso direto às partes vivas da instalação (condutores de fase e neutro). Por outro lado, as medidas de proteção contra contato indireto visam impedir o choque elétrico a partir de uma massa condutora da instalação normalmente não energizada que se torna energizada devido a um defeito na isolação básica de um componente. Para se realizar com sucesso a proteção contra choques elétricos por contato indireto é necessário manter as partes condutoras acessíveis (carcaças e massas em geral) das instalações dentro dos limites de tensão estabelecidos pela IEC/TR 60479-1, independentemente do valor da tensão nominal da instalação. 5.1 Proteção

contra contatos diretos

5.1.1 Proteção

157

por isolação das partes vivas

De acordo com 5.1.1.1, a isolação é destinada a impedir todo contato com as partes vivas da instalação elétrica, que devem ser completamente recobertas por uma isolação que só possa ser removida através de sua destruição. Para os componentes montados em fábrica, a isolação deve atender às prescrições relativas a esses componentes, normalmente uma norma técnica (Figura 16a). Para os componentes montados em obra (Figura 16b), a NBR 14039 prescreve que a proteção deve ser garantida por uma isolação capaz de suportar as solicitações mecânicas, químicas, elétricas e térmicas às quais possa ser submetida, devendo ser verificada a qualidade desta isolação através de ensaios análogos aos realizados em fábrica naqueles componentes. É muito importante notar que, dependendo do tipo de componente que recebeu isolação, não será muito fácil realizar ensaios em campo similares àqueles que são conduzidos em fábrica, mesmo considerando-se que os ensaios aos quais a NBR 14039 se refere seriam os ensaios de rotina realizados em fábrica. A dificuldade de realizar ensaios em campo equivalentes aos de laboratório reside em aspectos de capacidade e tamanho dos equipamentos de ensaio (fontes, medidores, etc.) e na segurança das pessoas em relação à realização dos ensaios.

NBR 14039

Conforme 5.1.1 da NBR 14039, a proteção total (plena) contra contatos diretos deve ser assegurada por meio de isolação das partes vivas e/ou pelo uso de barreiras ou invólucros. Além disso, é prevista uma proteção parcial por meio do uso de obstáculos e/ou por colocação fora de alcance das partes vivas. As medidas de proteção total podem ser adotadas nas instalações situadas em locais de acesso a pessoas comuns (inadvertidas - BA1 conforme Tabela 12 da NBR 14039),

enquanto que as medidas de proteção parcial somente podem ser utilizadas em instalações em locais acessíveis a pessoas advertidas (BA4) ou qualificadas (BA5). Sob nenhuma hipótese admite-se a omissão das medidas de proteção contra contatos diretos nas instalações cobertas pela NBR 14039.


a) isolação (cabo elétrico) aplicada em fábrica

b) isolação (de emenda de cabo) montada em obra

Figura 16 – Proteção por isolação das partes vivas

5.1.2 Proteção por meio de barreiras ou invólucros

NBR 14039

158

De acordo com a NBR IEC 60050-826:

• Invólucro: elemento que assegura proteção de um equipamento contra determinadas influências externas e proteção contra contatos diretos em qualquer direção. • Barreira: elemento que assegura proteção contra contatos diretos, em todas as direções habituais de acesso. Conforme 5.1.1.2 da NBR 14039, as barreiras e invólucros devem conferir, em geral, pelo menos o grau de proteção IP3X (impede a penetração de corpos com dimensões acima de 2,5 mm) ou IP4X (impede a penetração de corpos com dimensões acima de 1 mm) quando suas superfícies superiores forem facilmente acessíveis. As barreiras e invólucros devem ser fixados de forma segura e possuir robustez e durabilidade suficientes para manter os graus de proteção e a apropriada separação das partes vivas nas condições normais de serviço, levando-se em conta as condições de influências externas relevantes. A remoção das barreiras, a abertura dos invólucros ou a retirada de partes dos invólucros deve ser realizada somente após a desenergização das partes vivas protegidas por elas. Essa remoção deve ser possível unicamente com a utilização de chaves

Figura 17 – Exemplo de invólucro

ou ferramentas, sendo que em nenhuma hipótese poderá ser restabelecida a tensão enquanto não forem recolocadas as barreiras ou invólucros. Isso é possível conseguir por meio do uso de intertravamento mecânico e/ou elétrico. São exemplos de invólucros as caixas metálicas de conjuntos de manobra (quadros elétricos) e os invólucros dos barramentos blindados (Figura 17). 5.1.3 Proteção por meio de obstáculos De acordo com 5.1.1.3 da NBR 14039, os obstáculos são destinados a impedir os contatos fortuitos com partes vivas,

Figura 18 –Dimensões e exemplo de obstáculo: tela de proteção em subestação

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS mas não os contatos voluntários por uma tentativa deliberada de contorno do obstáculo. Desta forma, os obstáculos devem impedir uma aproximação física não intencional das partes vivas e os contatos não intencionais com partes vivas por ocasião de operação de equipamentos sob tensão. Os obstáculos podem ser desmontáveis sem a ajuda de uma ferramenta ou de uma chave, entretanto, devem ser fixados de forma a impedir qualquer remoção involuntária. As dimensões dos obstáculos e de sua colocação estão definidas nas Tabelas 19 e 20 da NBR 14039, conforme indicado na Figura 18. Por serem medidas de proteção parcial, os obstáculos somente podem ser utilizados em instalações em locais acessíveis a pessoas advertidas (BA4) ou qualificadas (BA5). São exemplos de obstáculos as telas de proteção que separam os componentes energizados das áreas de circulação em uma subestação.

Tabela 2 – Espaçamentos para instalações internas D

400 para 36,2 kV A

-

R

1 200

Locais de manobra

B

2 700

Altura mínima de uma parte viva com circulação

K

2 000

Altura mínima de um anteparo horizontal

F

1 700

Altura mínima de um anteparo vertical

J

E + 300

Valores de distâncias mínimas da tabela 5

Altura mínima de uma parte viva sem circulação Dimensões máximas mm

E

300

M

1 200

malha

20

Distância máxima entre a parte inferior de um anteparo vertical e o piso Altura dos punhos de acionamento manual Altura da malha

A

5.1.4 Proteção parcial por colocação fora de alcance

A

B

D

A

K

R

F

M

J

E

159 X

W

a) Circulação por um lado

A A B R D

A

F

F

M

W

X

J

E

E

X

b) Circulação por mais de um lado Legenda: Partes vivas Anteparos: tela ou grade metálica

W - Área de circulação permitida a pessoas advertidas X - Área de circulação proibida

Dispositivos de manobra

Figura 19 –Espaçamentos para instalações internas

NBR 14039

Conforme 5.1.1.4 da NBR 14039, a colocação fora de alcance é somente destinada a impedir os contatos fortuitos com as partes vivas. Os espaçamentos (distâncias) indicados na norma devem ser suficientes para que se evite que pessoas circulando nas proximidades das partes vivas em média tensão possam entrar em contato com essas partes, seja diretamente ou por intermédio de objetos que elas manipulem ou transportem nas proximidades das partes vivas. Como regra geral, por ser uma medida de proteção parcial, a colocação fora de alcance somente pode ser utilizada em instalações em locais acessíveis a pessoas advertidas (BA4) ou qualificadas (BA5). No entanto, há uma exceção em que a proteção por colocação fora de alcance pode ser aplicada em locais de acesso de pessoas comuns BA1, que é o caso de linhas aéreas utilizando condutores nus ou protegidos instalados no exterior das edificações. Nesta situação, aplicam-se as distâncias mínimas (H) indicadas na Tabela 3 nos casos de passagens das linhas aéreas por ruas, avenidas, entradas de prédios e demais locais com trânsito de veículos ou de pedestres somente e travessias de ferrovias e rodovias. As linhas aéreas internas às edificações que sejam instaladas em locais de acesso de pessoas comuns BA1 devem ser executadas unicamente com cabos isolados ou linhas pré-fabricadas (barramentos blindados), ficando o uso de linhas aéreas com cabos nus permitidas somente em locais de acesso de pessoas advertidas ou qualificadas (BA4 e BA5), desde que respeitados os afastamentos mínimos indicados na norma. Na NBR 14039, os espaçamentos mínimos previstos para instalações internas são definidos nas figuras 7-a) e 7-b) com os valores das Tabelas 19 e 21 e para instalações externas na Figura 8 com os valores das Tabelas 20 e 21 reproduzidos a seguir, respectivamente, nas figuras 19 e 20 e tabelas 2, 3 e 4. Nas tabelas e figuras indicadas, a altura mínima que deve existir sob as partes vivas para a circulação de pessoas é representada pela letra “B”. Nos casos em que é possível obter esta distância mínima, devem ser instalados obstáculos (anteparo horizontal) sob os condutores nus de forma que as distâncias “A” e “K” sejam respeitadas. No sentido horizontal, sempre é necessário instalar obstáculos entre as pessoas e as partes vivas.

Dimensões mínimas mm Distância entre a parte viva e um anteparo vertical

300 até 24,2 kV

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 3 – Espaçamentos para instalações externas Dimensões mínimas mm Valores de distâncias mínimas da tabela 5

A

-

G

1 500

Distância mínima entre a parte viva e a proteção externa

B

4 000

Altura mínima de uma parte viva na área de circulação

R

1 500

Locais de manobra

D

500

F

2 000

Altura mínima de um anteparo vertical

H

6 000

Em ruas, avenidas e entradas de prédios e demais locais com

Distância mínima entre a parte viva e um anteparo vertical

trânsito de veículos 5 000

Em local com trânsito de pedestres somente

9 000

Em ferrovias

7 000

Em rodovias

J

800

K

2 200

Altura mínima de um anteparo horizontal

L

2 000

Altura mínima da proteção externa

C

2 000

Circulação

E

600

M

1 200

Malha

20

Altura mínima de uma parte viva na área de circulação proibida

Dimensões máximas mm

Distância máxima entre a parte inferior de um anteparo vertical e o piso Altura dos punhos de acionamento manual Abertura das malhas dos anteparos

Figura 20 – Espaçamentos para instalações externas ao nível do piso

Tabela 4 – Distâncias mínimas (valor de “A”) x Tensão nominal da instalação Tensão nominal

Tensão de ensaio a frequência

Tensão suportável nominal de impulso

da instalação kV

industrial (valor eficaz) kV

atmosférico (valor de pico) kV

3

10

20 40

160

4,16

19

60

6

20

40 60

13,8

23,1 34,5

34

50 70

Distância mínima fase/terra e fase/fase Externo mm Interno mm 60

120

60

120

90

120

60

120

1)

120

90

95

160

110

180

125

220

95

160

125

220

145

270

170

320

Estes afastamentos devem ser tomados entre extremidades mais próximas e não de centro a centro. Os valores de distâncias mínimas indicados podem ser aumentados, a critério do projetista, em função da classificação das influências externas. 1)

NBR 14039

5.2 Proteção contra contatos indiretos Conforme 5.1.2 da NBR 14039, a proteção contra contatos indiretos deve ser garantida pelo aterramento e pela equipotencialização e tem por objetivo impedir que apareça na instalação uma tensão de contato que possa resultar em risco de efeito fisiológico perigoso para as pessoas. Embora o seccionamento automático da alimentação faça parte da lista de medidas de proteção contra contatos indiretos na NBR 14039, diferentemente da NBR 5410 que adota esta medida para a proteção das pessoas contra choques elétricos, esta medida na norma de média tensão visa garantir unicamente a integridade dos componentes dos sistemas de aterramento e de equipotencialização e limitar o tempo de duração da falta.

Em resumo, a medida de proteção contra contatos indiretos é considerada atendida quando o aterramento e a equipotencialização forem realizados conforme as prescrições da norma. Diferentemente da NBR 5410, não é previsto o seccionamento automático da alimentação como medida de proteção contra contatos indiretos na média tensão. 5.2.1 Aterramento De acordo com 5.1.2.1.1 da NBR 14039, as massas da instalação de média tensão devem ser ligadas aos condutores de proteção conforme as particularidades de cada esquema de aterramento (ver 4.3 deste guia e Figura 21). As massas simultaneamente acessíveis devem ser ligadas à mesma infraestrutura de aterramento individualmente, por grupos ou coletivamente. Ver mais informações sobre aterramento no item 15 deste guia.


5.2.3 Seccionamento automático da alimentação

Figura 21 – Aterramento da massa (carcaça) do transformador

5.2.2 Ligação equipotencial De acordo com 5.1.2.1.2 da NBR 14039, a tensão de contato em qualquer ponto da instalação não pode ser superior à tensão de contato limite (UL), com valor indicado na Tabela 22 da norma (Tabela 6 a seguir). Ainda conforme o conceito da NBR 14039, esta regra é satisfeita se em cada edificação existir uma ligação equipotencial principal, reunindo os condutor(es) de proteção principal(is); os condutores de equipotencialidade principais ligados a canalizações metálicas de utilidades e serviços e a todos os demais elementos condutores estranhos à instalação, incluindo os elementos metálicos da construção e outras estruturas metálicas (Figura 22); o(s) condutor(es) de aterramento; o(s) eletrodo(s) de aterramento de outros sistemas (por exemplo, de sistemas de proteção contra descargas atmosféricas, etc.). Ver mais informações sobre equipotencialização no item 15 deste guia.

Tabela 5 - Valores máximos da tensão de contato limite UL (V)

Natureza da corrente Alternada, 15 Hz – 1 000 Hz Contínua sem ondulação 2)

Situação 11) 50

Situação 21) 25

120

60

161

1) A situação 1 aplica-se a áreas internas e a situação 2 aplica-se a áreas externas. NOTAS 1 Uma tensão contínua “sem ondulação” é convencionalmente definida como apresentando uma taxa de ondulação não superior a 10% em valor eficaz; o valor de crista máximo não deve ultrapassar 140 V para um sistema em corrente contínua sem ondulação com 120 V nominais ou 70 V para um sistema em corrente contínua sem ondulação com 60 V nominais. 2 Os valores máximos da tensão de contato limite apresentados são para tensão de contato de duração maior ou igual a 10 s. Para tempos inferiores a 10 s, podem ser utilizados os valores obtidos na figura A.1.

5.2.3.1 Seccionamento automático da alimentação em esquema TNx Em um esquema TNx todo defeito de isolamento é um curtocircuito fase/neutro. Quando a proteção é assegurada por dispositivos de proteção contra sobrecorrente, a avaliação da corrente de curtocircuito mínima é necessária, a fim de verificar se o dispositivo atua adequadamente, ou seja, se ele efetivamente secciona o circuito quando percorrido pela corrente de curto-circuito mínima. Na determinação da corrente de curto-circuito mínima deve ser considerada a impedância do percurso da corrente de falta (Zs), que, em geral, inclui a fonte (transformador próprio ou da concessionária ou gerador), os condutores de fase que são percorridos pela corrente de falta e o condutor de proteção. Uma vez determinado o valor da corrente de curto-circuito mínima, deve ser calculada a tensão de contato em todas as massas para assegurar o atendimento dos valores máximos da Tabela 5.

NBR 14039

Figura 22 – Equipotencialização de estrutura metálicas (telas de proteção)

De acordo com 5.1.2.2 da NBR 14039, o seccionamento automático da alimentação destina-se unicamente a evitar que uma corrente se mantenha por um tempo que possa resultar em sobreaquecimento na instalação. Para que isso seja conseguido, esta medida de proteção requer a coordenação entre o esquema de aterramento adotado e as características dos condutores de proteção e dos dispositivos de proteção. A proteção por seccionamento automático da alimentação pressupõe que as medidas de proteção por aterramento e equipotencialização descritas anteriormente estejam presentes. Uma vez atendidos estes requisitos, um dispositivo de proteção deve secionar automaticamente a alimentação do circuito ou equipamento protegido contra contatos indiretos por este dispositivo sempre que uma falta entre parte viva e massa no circuito ou equipamento considerado der origem a uma tensão de contato superior ao valor apropriado de UL (Tabela 5). Neste ponto é importante deixar claro que, embora a norma utilize os valores máximos da tensão de contato limite para a determinação do seccionamento automático da alimentação, não há nenhuma relação entre este seccionamento e a proteção das pessoas contra choques elétricos, sendo que o objetivo deste seccionamento é unicamente evitar sobreaquecimento dos componentes da instalação.


5.2.3.2 Seccionamento automático da alimentação em esquema TTx

6.1 Proteção contra incêndio

Nos esquemas TTx a corrente de defeito é limitada pelas resistências de tomadas de terra e do neutro e pela resistência das ligações eventuais, utilizadas por interconexão das massas e das tomadas de terra. Mesmo que a corrente do primeiro defeito seja importante, não é permitido que sua detecção seja assegurada por dispositivos de proteção contra sobrecorrentes. Por outro lado a detecção de pequenas correntes de fuga resultante de uma degradação lenta da isolação não é possível com esses dispositivos cujo limiar de funcionamento é muito elevado (muitas vezes sua corrente nominal). Por isso, é necessário recorrer aos dispositivos sensíveis à corrente diferencial sem a necessidade de verificar as condições de disparo, ou seja, não é preciso realizar nenhum cálculo para comprovar o atendimento das condições de seccionamento automático.

Os componentes elétricos da instalação de média tensão não devem apresentar perigo de incêndio para os materiais vizinhos. Para tanto, os componentes fixos, cujas superfícies externas possam atingir temperaturas que venham a causar perigo de incêndio a materiais adjacentes devem ser montados sobre materiais ou contidos no interior de materiais que suportem tais temperaturas e sejam de baixa condutância térmica. Outra alternativa é separar os componentes dos elementos da construção do prédio por materiais que suportem tais temperaturas e sejam de baixa condutância térmica. Ou, finalmente, os componentes da instalação de média tensão devem ser montados de modo a permitir a dissipação segura do calor, a uma distância segura de qualquer material em que tais temperaturas possam ter efeitos térmicos prejudiciais, sendo que qualquer meio de suporte deve ser de baixa condutância térmica. Além disso, os componentes fixos que apresentem efeitos de focalização ou concentração de calor devem estar a uma distância suficiente de qualquer objeto fixo ou elemento do prédio, de modo a não submetê-los, em condições normais, a uma elevação perigosa de temperatura. Os materiais dos invólucros que sejam dispostos em torno de componentes elétricos durante a instalação devem suportar a maior temperatura susceptível de ser produzida pelo componente. Materiais combustíveis não são adequados para a construção destes invólucros, a menos que sejam tomadas medidas preventivas contra a ignição, tais como o revestimento com material incombustível ou de combustão difícil e de baixa condutância térmica. Para atender às prescrições anteriores, fica evidente que é fundamental conhecer previamente as temperaturas máximas atingidas pelos componentes, assim como as temperaturas suportadas pelos materiais e elementos adjacentes à instalação de média tensão. Além disso, é importante conhecer as características principais dos materiais combustíveis que possam estar adjacentes aos componentes elétricos, notadamente suas condutâncias térmicas.

5.2.3.3 Seccionamento automático da alimentação em esquema ITx

162

Nos esquemas ITx, é permitido não seccionar automaticamente o circuito no primeiro defeito de isolamento, uma vez que, geralmente, utiliza-se este esquema de aterramento em situações nas quais, por razões de segurança das pessoas ou do patrimônio, é necessário assegurar a continuidade do serviço. Desta forma, é recomendado que se utilizem dispositivos supervisores de isolamento (DSI) ou sistemas de localização de faltas para que, logo após a aparição do primeiro defeito de isolamento, proceda-se rapidamente à busca e eliminação deste defeito. Isso é muito importante, pois a permanência de um primeiro defeito conduz ao funcionamento da instalação com um ponto ligado à terra, correspondendo a uma condição de funcionamento para a qual a instalação não foi adequadamente dimensionada, o que pode levar ao surgimento de tensões e/ou correntes perigosas que coloquem os componentes da instalação em risco de falha.

NBR 14039

6 Proteção contra efeitos térmicos (incêndios e queimaduras) Conforme 5.2 da NBR 14039, as pessoas, os componentes fixos de uma instalação elétrica, bem como os materiais fixos adjacentes, devem ser protegidos contra os efeitos prejudiciais do calor ou radiação térmica produzida pelos equipamentos elétricos, particularmente quanto aos riscos de queimaduras (pessoas), prejuízos no funcionamento seguro de componentes da instalação e combustão ou deterioração de materiais (incêndios). O conceito das prescrições da norma em relação a este assunto baseia-se na limitação da temperatura máxima que os componentes da instalação de média tensão podem atingir em regime normal de funcionamento. A partir do conhecimento destas temperaturas, a norma lembra que devem ser observadas distâncias mínimas entre estes componentes e os demais materiais adjacentes a eles para evitar incêndios. As temperaturas máximas também são fixadas para partes dos componentes que são manuseadas pelos operadores de forma a evitar queimaduras.

6.2 Proteção contra queimaduras De acordo com 5.2.3 da NBR 14039, as partes acessíveis de equipamentos elétricos que estejam situadas na zona de alcance normal não devem atingir temperaturas que possam causar queimaduras em pessoas e, para tanto, devem atender aos limites de temperatura indicados na tabela 23 da norma (Tabela 7 a seguir). Além disso, todas as partes da instalação que possam, em serviço normal, atingir, ainda que por períodos curtos, temperaturas que excedam os limites dados na Tabela 7, devem ser protegidas contra qualquer contato acidental. Isso pode ser conseguido, por exemplo, pela colocação fora de alcance ou pela instalação de barreiras ou obstáculos que impeçam o contato acidental com as superfícies quentes. Não devem ser considerados os valores indicados na Tabela 6 nos casos em que existirem normas específicas que limitem as temperaturas nas superfícies dos componentes elétricos no que concerne a proteção contra queimaduras.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 6 - Temperaturas máximas das superfícies externas dos equipamentos elétricos dispostos no interior da zona de alcance normal

Tipo de superfície

Temperaturas máximas °C

Superfícies de alavancas, volantes ou punhos de dispositivos de controle manuais: - metálicas

55

- não-metálicas

65

Superfícies previstas para serem tocadas em serviço normal, mas

unitária com capacidade instalada menor ou igual a 300 kVA, a proteção geral na média tensão deve ser realizada por meio de um disjuntor acionado através de relés secundários com as funções 50 e 51, fase e neutro (onde é fornecido o neutro), ou por meio de chave seccionadora e fusível sendo que, neste caso, adicionalmente, a proteção geral, na baixa tensão, deve ser realizada através de disjuntor (Figura 23).

não destinadas a serem mantidas à mão de forma contínua: - metálicas

70

- não-metálicas

80

Superfícies acessíveis, mas não destinadas a serem tocadas em serviço normal: - metálicas

80

- não-metálicas

90

NOTAS 1 Esta prescrição não se aplica a materiais cujas normas fixam limites de temperatura ou de aquecimento para as superfícies acessíveis. 2 A distinção entre superfícies metálicas e não-metálicas depende da condutividade térmica da superfície considerada. Camadas de tinta e de verniz não são consideradas como modificando a condutividade térmica da superfície. Ao contrário, certos revestimentos não condutores podem reduzir sensivelmente a condutividade térmica de uma superfície metálica e permitir considerá-la como não-metálica. 3 Para dispositivos de controle manuais, dispostos no interior de invólucros, que somente sejam acessíveis após a abertura do invólucro (por exemplo, alavancas de emergência ou alavancas de desligamento) e que não sejam utilizados freqüentemente, podem ser admitidas temperaturas mais elevadas.

7 Proteção contra sobrecorrentes As sobrecorrentes são tradicionalmente divididas em dois tipos: correntes de sobrecarga, que ocorrem em um circuito sem que haja falta, e correntes de curto-circuito, que resultam de falta direta entre condutores vivos ou entre um ou mais condutores vivos e a terra. Em 5.3, a NBR 14039 trata da proteção geral contra sobrecorrentes na subestação de entrada de energia e a proteção contra sobrecorrentes dos condutores vivos em geral. 7.1 Proteção geral (subestação de entrada de energia)

Em 5.3.1.2, no caso de uma subestação com capacidade instalada maior que 300 kVA, a proteção geral na média tensão deve ser realizada exclusivamente por meio de um disjuntor acionado através de relés secundários com as funções 50 e 51, fase e neutro (onde é fornecido o neutro), conforme Figura 24.

163

7.2 Natureza dos dispositivos de proteção Quando aplicável, a proteção contra sobrecargas deve ser assegurada por dispositivos que interrompam a corrente quando um condutor ao menos é percorrido por uma corrente de sobrecarga. Essa interrupção deve ocorrer em um tempo suficientemente curto para que os condutores não sejam danificados. Da mesma forma, a proteção contra curtos-circuitos deve ser assegurada por dispositivos que interrompam a corrente quando um condutor ao menos é percorrido por uma corrente de curto-circuito. Essa interrupção deve ocorrer em um tempo suficientemente curto para que os condutores não sejam danificados. De um modo geral, os dispositivos de proteção contra os curtos-circuitos são escolhidos entre fusíveis ou disjuntores munidos de disparos associados aos relés. De acordo com 6.3.3.5.1, um dispositivo que assegura a proteção contra curtos-circuitos deve atender às seguintes condições: a) sua capacidade de interrupção deve ser no mínimo igual à corrente de curto-circuito presumida no ponto onde este dispositivo é instalado; b) o tempo de atuação do dispositivo deve ser menor do que o tempo de circulação da corrente de curto-circuito presumida de forma que

NBR 14039

No caso de alimentação da instalação de média tensão pelo concessionário, a NBR 14039 divide a proteção geral em duas situações: subestações de entrada de energia com capacidade instalada menor ou igual a 300 kVA e subestações com capacidade maior que 300 kVA. Em ambos os casos, o dispositivo de proteção deve estar situado entre o ponto de entrega de energia e a origem da instalação em média tensão. Desta forma, o dispositivo localizase próximo à medição, sendo que a definição do ajuste adequado da proteção geral decorre da máxima demanda esperada e das partidas simultâneas e solicitações momentâneas de cargas; daí a necessidade de se conhecer o mais detalhadamente possível o regime de funcionamento da instalação, decorrente do processo produtivo. Considerando-se que a legislação permite que a demanda contratada seja ultrapassada em até 10%, e que o intervalo de integração de demanda é de 15 minutos, o cálculo da proteção deve ser o mais acurado possível. O sistema geral de proteção da unidade consumidora deve permitir coordenação com o sistema de proteção da concessionária, ser dimensionado e ajustado de modo a permitir adequada seletividade entre os dispositivos de proteção da instalação. Em 5.3.1.1, a NBR 14039 prescreve que uma subestação

Figura 23 – Proteção geral de subestações menores que 300 kVA

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS a temperatura dos condutores atinja um valor menor ou igual aos valores especificados na Tabela xx. c) o dispositivo de proteção deve atuar para todas as correntes de curto-circuito, inclusive para a corrente de curto-circuito presumida mínima, a qual, geralmente, corresponde a um curto-circuito bifásico no ponto mais distante da linha elétrica. Conforme 5.3.4.1 da NBR 14039 é possível utilizar dispositivos que garantem simultaneamente a proteção contra correntes de sobrecarga e contra correntes de curto-circuito. Eles devem poder interromper qualquer sobrecorrente menor ou igual à corrente de curto-circuito presumida no ponto em que o dispositivo está instalado. Tais dispositivos podem ser disjuntores acionados através de relés secundários com as funções 50 e 51, fase e neutro (onde é fornecido o neutro), não sendo aceitos relés com princípio de funcionamento com retardo a líquido. As funções do relé mencionadas anteriormente são definidas pela norma ANSI conforme a seguir: • Função 50 - relé de sobrecorrente instantâneo; • Função 51 - relé de sobrecorrente temporizado.

164

Os transformadores para instrumentos conectados aos relés secundários devem ser instalados sempre a montante do disjuntor a ser atuado, garantindo assim a proteção contra falhas do próprio dispositivo (Figura 24).

Relé eletromecânico

Relé Numérico Digital

Relé Estático

IED

Figura 25 – Evolução dos relés de sobrecorrente

Quando forem utilizados relés com as funções 50 e 51 microprocessados, deve ser garantido que numa falta de energia, exista uma fonte de alimentação de reserva, com autonomia mínima de 2 h, garantindo a sinalização dos eventos ocorridos e o acesso à memória de registro dos relés. A característica dos relés de sobrecorrente é representada pelas suas curvas tempo x corrente (Figura 26), que variam conforme o tipo do relé. Nos modelos eletromecânicos e estáticos, a curva característica relé é fixa, sendo que nos relés digitais e microprocessados as curvas podem ser alteradas por meio de parametrização em campo do próprio relé.

NBR 14039

Figura 24 – Ligação do relé secundário de sobrecorrente

Os primeiros relés instantâneos eram do tipo com disco de indução (eletromecânicos), tendo evoluído para relé estático, relé numérico digital e microprocessados (IED – Intelligent Electronic Devices), conforme Figura 25. O IED é um dispositivo eletrônico microprocessado que possui elevada velocidade de processamento (> 600 MHz), multifuncional (realizam medição, comando/controle, monitoramento, religamento, comunicação e proteção). Apresenta várias entradas analógicas para sinais de tensão e corrente e disponibiliza uma grande quantidade de entradas e saídas digitais.

Figura 26 – Curvas de atuação típicas de relés secundários de sobrecorrente

Na proteção de sistemas industriais e comerciais, usualmente é empregada a curva “muito inversa”, sendo as demais curvas aplicadas com mais frequência nos sistemas de distribuição das concessionárias por conta de aspectos de coordenação com elos fusíveis e religadores presentes naquelas redes.


8 Proteção Condições

contra sobretensões

de instalação

Em 5.4 da NBR 14039 é observado que as sobretensões nas instalações elétricas de média tensão não devem comprometer a segurança das pessoas, nem a integridade das próprias instalações e dos equipamentos servidos. Para lidar adequadamente com este assunto, devem ser consideradas as tensões induzidas que vêm pelas linhas aéreas devido à queda de raios diretos ou próximos às linhas de transmissão e de distribuição. Em consequência, nas subestações de média tensão alimentadas por linha aérea devem ser instalados pararraios no ponto de ligação da linha aérea com a subestação. Em geral, nestes casos, utilizam-se pararraios de resistência não linear, com corrente de descarga nominal 10 kA, instalados entre cada um dos condutores de fase e a terra. Os cabos em redes subterrâneas instalados em dutos metálicos ou os cabos com capa metálica ou com armadura de aço não estão sujeitos às sobretensões. Assim, nas subestações alimentadas por uma rede de cabos subterrâneos instalados em dutos metálicos não é necessária a instalação de pararraios. Os cabos instalados em dutos cerâmicos, plásticos, fibrocimento, ou envelopados em concreto não armado estão sujeitos praticamente às mesmas sobretensões que os cabos de uma linha aérea e, consequentemente, nas subestações alimentadas por estes tipos de redes devem ser adotados os mesmos procedimentos indicados no caso de alimentação por linhas aéreas. Devem ainda ser previstos pararraios em todos os pontos de conexão de linhas aéreas com linhas subterrâneas (mesmo que instaladas em dutos metálicos). Pararraios

• NBR 5424:2011 - Guia de aplicação de pára-raios de resistor não linear em sistemas de potência — Procedimento

A especificação dos pararraios deve incluir as seguintes características: •Tensão nominal: máxima tensão eficaz, em frequência nominal, aplicável entre os terminais do pararraios e na qual este deve operar corretamente; • Frequência nominal: frequência utilizada no projeto do pararraios a qual deve coincidir com a frequência da rede a que será ligado; • Corrente de descarga nominal: valor de crista da corrente de descarga com forma de onda de 8/20 μs, utilizado para classificar um pararraios. É também a corrente de descarga para iniciar a corrente subsequente no ensaio de ciclo de operação. • Corrente subsequente: corrente fornecida pelo sistema que percorre o pararraios depois da passagem da corrente de descarga; • Tensão disruptiva de impulso atmosférico: maior valor da tensão atingida antes do centelhamento do pararraios, quando uma tensão de impulso atmosférico, de forma de onda e polaridade dadas, é aplicada entre os terminais do pararraios; • Tensão disruptiva à frequência industrial: valor eficaz da tensão de ensaio de frequência industrial que, aplicado aos terminais do pararraios, causa centelhamento dos centelhadores série; • Tensão disruptiva de impulso normalizada: menor valor de crista de uma tensão de impulso normalizada que, aplicado a um pararraios, provoca centelhamento em todas as aplicações; • Tensão residual: tensão que aparece entre os terminais de um pararraios durante a passagem da corrente de descarga.

165

9 Proteção contra mínima e máxima tensão, falta de fase e inversão de fase

S ubtensão

e sobretensão

Em 5.5.1 da NBR 14039 é indicado que devem ser consideradas medidas de proteção quando uma queda de tensão significativa (subtensão) ou sua falta total e o posterior restabelecimento desta tensão forem suscetíveis de criar perigo para pessoas e bens ou de perturbar o bom funcionamento da instalação. Em particular, os motores elétricos trifásicos de média tensão podem ter seu funcionamento bastante prejudicado no caso de redução significativa ou falta total de tensão em uma de suas fases. Algumas causas de variações de tensão numa instalação de média incluem, dentre outras, problemas de regulação de tensão, variações bruscas de cargas, ocorrências de faltas e, manobras indevidas dos circuitos.

NBR 14039

Os pararraios aliviam as sobretensões advindas de surtos ou descargas atmosféricas no sistema ou na subestação, atuando como limitadores de tensão. Eles impedem que valores acima de um valor pré-determinado de tensão danifiquem os equipamentos a jusante da sua instalação. Um pararraios é constituído basicamente por um elemento resistivo não-linear (associado ou não a um centelhador em série). Quando a tensão no circuito está dentro dos valores normais, o pararraios apresenta uma impedância elevadíssima, atuando então como se fosse um circuito aberto. Por outro lado, quando ocorre uma sobretensão, a impedância do pararraios diminui acentuadamente, circulando então uma corrente pelo do resistor não-linear, o que faz com que não seja ultrapassado o valor de tensão especificado nos seus terminais. As normas técnicas brasileiras aplicáveis aos pararraios são as seguintes:

• NBR 5309:1991 - Pára-raios de resistor não-linear a carboneto de silício (SiC) para circuitos de potência de corrente alternada - Método de ensaio • NBR 5287:198 - Pára-raios de resistor não linear a carboneto de silício (Sic) para circuitos de potência de corrente alternada - Especificação • NBR 8186:2011 - Guia de aplicação de coordenação de isolamento

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Em 5.5.2, a norma completa a prescrição indicando que, quando aplicável, a proteção de máxima tensão (sobretensão) deve atuar no dispositivo de seccionamento apropriado. O aumento de tensão pode comprometer, principalmente, a vida útil da isolação dos componentes de média tensão, causando falhas precoces particularmente em transformadores e motores. No caso da proteção contra quedas (subtensão) e faltas de tensão, normalmente são utilizados relés de subtensão (função ANSI 27), enquanto que, no caso da proteção contra sobretensão, normalmente são utilizados relés de sobretensão (função ANSI 59). Em ambos os casos, os relés são acoplados a dispositivos de seccionamento (disjuntores ou chaves seccionadoras). e a conexão destes relés é feita através Tanto os relés de subtensão quanto os relés de sobretensão poderão ser retardados se o funcionamento do equipamento protegido admitir uma falta de fase, uma mínima tensão de curta duração ou uma máxima tensão de curta duração. Os relés de subtensão e sobretensão operam sob o princípio da medição indireta das tensões de fase por meio de um transformador de potencial (TP), podendo ser programados para operar somente quando os valores das três tensões de fase diminuem (função 27) ou aumentam (função 59) em relação nível especificado, ou quando os valores de somente duas fases variam ou quando o valor de quaisquer das três fases varia em relação ao nível especificado.

NBR 14039

166

I nversão

de fase

Em 5.6 é previsto que, quando aplicável, as instalações de média tensão devem ser protegidas contra inversão (sequência) de fase, de forma que o relé de proteção correspondente (função ANSI 47) atue no dispositivo de seccionamento apropriado (disjuntor ou chave seccionadora). Isso é particularmente recomendado na proteção de motores elétricos de média tensão, porque, quando se invertem duas fases (uma troca pela outra), um motor trifásico inverte o seu sentido de rotação, causando sérios problemas no sistema mecânico acoplado ao seu eixo. É usual encontrar no mercado relés de proteção que combinam as funções de proteção contra subtensão (tensão mínima), sobretensão (tensão máxima) e inversão (sequência) de fase, como indicado na Figura 27.

Figura 27 - Relé multifunção (subtensão – função 27, sobretensão – função 59 e inversão de fase – função 47)

10 Proteção das pessoas que trabalham nas instalações elétricas de média tensão

Em relação à proteção e segurança das pessoas que trabalham nas instalações elétricas de baixa, média ou alta tensão, devem ser observadas as exigências da norma regulamentadora NR-10, do Ministério do Trabalho e Emprego (ver parte deste guia sobre a NR10). É importante saber que, sob o ponto de vista legal, a aplicação da NR-10 se sobrepõe à NBR 14039, porém, em 5.7, a NBR 14039 traz algumas prescrições que complementam ou esclarecem os requisitos da NR-10. A norma NBR 14039 indica que as instalações elétricas devem ser construídas e instaladas de forma que possam ser empregadas as medidas necessárias para garantir a proteção das pessoas que trabalham nas instalações elétricas. Dentre essas medidas, destaque para que os equipamentos de proteção a serem utilizados pelos trabalhadores são, no mínimo, os capacetes, óculos de segurança, luvas, detector de tensão, botas e estrado ou tapete isolante. Além disso, os equipamentos de média tensão devem ser providos de meios que permitam, quando necessário, o seu isolamento da instalação e devem permitir que a instalação completa ou partes da instalação possam ser isoladas, dependendo das condições operacionais. Isto pode ser realizado, por exemplo, desligando-se seccionadores ou removendo-se elos ou interligações. É importante observar que a instalação completa ou partes das instalações que possam ser energizadas por várias fontes devem ser dispostas de forma que todas as fontes possam ser isoladas. Nos casos em que os terminais de neutro de vários equipamentos estiverem ligados em paralelo, deve ser possível isolá-los individualmente. Para evitar graves choques elétricos, devem ser providos meios para descarregar os equipamentos que ainda possam transferir potencial elétrico mesmo após a sua desconexão da instalação, como, por exemplo, capacitores. É preciso atenção no procedimento de descarregar os capacitores, pois eles podem ser danificados se descarregados pela colocação em curto-circuito dos terminais, antes de decorrido um intervalo (geralmente da ordem de 1 minuto) após a retirada do potencial. Deve-se sempre utilizar resistores de valores apropriados para realizar a descarga com segurança para o pessoal e o equipamento. Além dos capacitores, é preciso atenção ao lidar com cabos de média tensão de grandes comprimentos (centenas de metros) que podem adquirir cargas elétricas muito altas devido à elevada capacitância do cabo. Para eliminar o risco de reenergização indevida que possa colocar as pessoas em situações perigosas, sempre que partes removíveis, como, por exemplo, os fusíveis ou disjuntores extraíveis, são utilizadas para a desconexão da instalação completa ou parte dela e são substituídas por coberturas ou barreiras, estas devem ser montadas de tal forma que a sua remoção somente possa ser executada com o uso de ferramenta apropriada. Os equipamentos que são operados manualmente devem permitir o uso de dispositivos de travamento mecânico, tais como cadeados, para evitar o seu religamento indevido.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS As pessoas que trabalham nas instalações elétricas devem possuir e saber utilizar dispositivos (fixos ou portáteis) para a verificação do estado de desenergização em todos os pontos onde o trabalho for realizado. Por razão de segurança das pessoas, no caso de instalações de média tensão é muito recomendável que sejam utilizados detectores de tensão sem contato, facilmente encontrados no mercado. Cada parte de uma instalação que possa ser isolada de outras partes deve possuir dispositivos que permitam o seu aterramento e curto-circuito, evitando assim os riscos de choques elétricos para os operadores. Além disso, equipamentos como, por exemplo, transformadores e capacitores devem ser providos de meios para seu aterramento e curto-circuito no ponto de sua instalação. Este requisito não deve ser aplicado a partes do sistema onde isto não for praticável ou for impróprio, como são os casos de transformadores ou máquinas elétricas com terminações seladas ou terminações flangeadas de cabos. Nestes casos, o aterramento e o curto-circuito devem ser realizados nos respectivos cubículos ou compartimentos situados nos lados primário e secundário. Para cada parte da instalação, devem ser providos pontos de conexão, facilmente acessíveis e apropriadamente dimensionados, ao sistema de aterramento e às partes vivas para permitir a conexão dos dispositivos de aterramento e curto-circuito temporário (Figura 28) . Os mecanismos existentes em cubículos ou compartimentos devem ser projetados de forma a permitir a conexão manual dos dispositivos de aterramento e curto-circuito.

Figura 28 – Conexão para aterramento e curto-circuito temporário

11 Proteção contra fuga de líquido isolante

12 Proteção contra perigos resultantes de faltas por arco

Simplificadamente, o arco voltaico é uma espécie de “curtocircuito através do ar”, que se movimenta em alta velocidade (da ordem de 100 m/s) e elevadas temperaturas (milhares de graus K). Isso provoca destruição total ou parcial dos componentes elétricos (painéis, dispositivos, etc.), dos materiais em seu entorno e pode causar graves lesões (algumas até fatais) nas pessoas que estejam próximas, mesmo que elas sejam BA4 ou BA5. Desta forma, conforme 5.9 da NBR 14039, para diminuir o risco de formação dos arcos, os dispositivos e equipamentos que podem gerar arcos durante a sua operação devem ser selecionados e instalados de modo a garantir a segurança das pessoas que trabalham nas instalações. Para tanto, devem ser utilizados dispositivos de abertura sob carga, chave de aterramento resistente ao curto-circuito presumido, sistemas de intertravamento, fechaduras com chave não intercambiáveis, coberturas sólidas ou barreiras ao invés de coberturas perfuradas ou telas, equipamentos ensaiados para resistir às faltas de arco internas. Além disso, devem ser empregados dispositivos limitadores de corrente e selecionados tempos de interrupção muito curtos (isso pode ser obtido através de relés instantâneos ou por dispositivos sensíveis a pressão, luz ou calor, atuando em dispositivos de interrupção rápidos). Outras medidas de proteção incluem ainda a existência de corredores operacionais tão curtos, altos e largos quanto possível, além da recomendação de se operar a instalação a uma distância segura, uma vez que a realização de simples manobras dentro de uma subestação pode dar origem a um arco voltaico. Esse arco pode causar queimaduras de elevado grau, além da inalação de gases tóxicos e quentes emanados pelos componentes elétricos submetidos a altíssimas temperaturas. Outro problema importante durante o arco elétrico é o estrondo causado pelo deslocamento de ar, que pode atingir um nível de ruído muito elevado, podendo levar até à perda temporária ou às vezes definitiva da audição. Os perigos não param por aí, pois é comum que o arco provoque o arremesso de equipamentos, partes ou peças derretidos a vários metros de distância, colocando assim o operador em risco de ser atingido por eles. Finalmente, as ondas de pressão decorrentes do arco são capazes de arremessar uma pessoa a alguns metros, o que pode ter consequências muito sérias para sua saúde. De forma geral, após a devida análise dos riscos (ver parte relativa à NR-10 deste Guia), podem-se estabelecer procedimentos de segurança do operador que incluam o uso de roupas especiais para a proteção contra queimaduras. Pelo lado da instalação, podem ser utilizados painéis à prova de arco elétrico, conforme a norma IEC 616641 (ainda sem equivalente no Brasil), além de se prever a realização de manobras a distância por meio de painéis com interface homem-máquina (IHM). Mesmo com a utilização de painéis à prova de arco, devem ser utilizados relés de detecção de arco de modo a reduzir

167

NBR 14039

Além de eventuais documentos sobre o assunto que são de cumprimento obrigatório emitidos por autoridades (prefeitura, bombeiro, companhia de saneamento ambiental, etc.), a NBR 14039 traz em 5.8 algumas prescrições sobre a maneira mais adequada de lidar com possíveis vazamentos de líquidos utilizados como isolantes elétricos que podem fazer parte de componentes de média

tensão. São os casos de transformadores, geradores, disjuntores, chaves, dentre outros equipamentos. Esse assunto é tratado com mais detalhes em 13.8 deste guia.


168

Figura 29 - Princípio de funcionamento de detecção de arco voltaico (cortesia SEL)

significativamente a energia dissipada durante a ocorrência do evento. A tecnologia mais atual na área de proteção contra arcos elétricos baseia-se em duas técnicas: apenas na detecção da luminosidade emitida pelo arco elétrico; ou na detecção da luz emitida pelo arco associada a uma verificação do nível da corrente elétrica nos circuitos (Figura 29) . Neste caso, o objetivo é evitar operações indevidas nos casos onde existe a possibilidade de eventualmente o sensor de arco ficar exposto à incidência direta de alguma outra fonte de luz que não aquela proveniente do arco (por exemplo, a luz do sol, flash de máquina fotográfica, lâmpadas incandescentes, etc.). Os sensores de luminosidade são instalados internamente nos painéis próximos aos barramentos, aos disjuntores, chaves e outros dispositivos potencialmente geradores de arcos. As saídas dos sensores atuam relés que, por sua vez, operam dispositivos de seccionamento, interrompendo assim o arco no início de sua formação, reduzindo a energia correspondente e todos os perigos resultantes relatados anteriormente.

NBR 14039

13 Seleção e instalação dos componentes Na seção 6 da NBR 14039 são apresentadas inúmeras prescrições relativas à seleção e instalação dos mais diversos componentes de uma instalação elétrica de média tensão, que são estruturadas conforme indicado na Figura 30.

Figura 30 – Estrutura da NBR 14039 para prescrições de seleção e instalação de componentes


13.1 P rescrições

comuns a todos os componentes da

instalação

13.1.1 N ormas

técnicas

A escolha do componente e sua instalação devem permitir que sejam obedecidas as medidas de proteção para garantir a segurança, as prescrições para garantir um funcionamento adequado ao uso da instalação e as prescrições apropriadas às condições de influência externas previsíveis, conforme 4.7 deste Guia. Todos os componentes da instalação de média tensão devem satisfazer as normas brasileiras da ABNT que lhes sejam aplicáveis e, quando elas não existirem, devem atender as normas IEC e ISO. Conforme 6.1.2.2 da NBR 14039, quando não houver normas NBR, IEC e ISO, os componentes devem então ser selecionados através de acordo entre o projetista e o instalador. Nestes casos é comum a utilização de normas regionais (MERCOSUL, COPAN, CANENA, CENELEC, etc.) ou estrangeiras, tais como normas americanas (NEMA, UL, ANSI, IEEE, etc.), alemãs (DIN, VDE, etc.), francesas (NF C), italianas (CEI), dentre outras. 13.1.2 C ondições

de serviço

Em relação às condições de serviço (operação) da instalação elétrica de média tensão, a norma estabelece requisitos sobre a escolha adequada dos componentes em relação à tensão, corrente, frequência, potência e compatibilidade entre eles. No caso da tensão, em 6.1.3.1.1 é prescrito que os componentes devem ser adequados à tensão nominal (valor eficaz em corrente alternada) da instalação, acrescentado que, se numa instalação que utiliza o esquema ITx o condutor neutro for distribuído, os componentes ligados entre uma fase e o neutro devem ser isolados para a tensão entre fases. A tensão nominal, padronizada na NBR 10478, dos equipamentos de média tensão utilizados nas instalações deve ser igual ou superior à tensão nominal da instalação. Em 4.2.5.5, a norma NBR 14039 prescreve que os valores de tensão máxima para o equipamento em função da tensão nominal da instalação devem ser selecionados de acordo com a norma do equipamento. De um modo geral, a tensão máxima para o equipamento pode ser determinada conforme a Tabela 7. Tabela 7 – Tensão máxima para equipamentos de média tensão Tensão máxima para o

instalação (kV)

equipamento – valor eficaz (kV)

3

3,6

4,16

7,2

6

7,2

13,8

15 ou 17,5

23,1

24,5

34,5

36,2

13.1.3 Influências externas De acordo com 6.1.3.2.1, os componentes devem ser selecionados e instalados de acordo com as prescrições da tabela 24 da norma, aqui reproduzida como Tabela 8. Esta tabela indica as características dos componentes em função das influências externas a que podem ser submetidos, as quais são determinadas, seja por um grau de proteção, seja por conformidade com ensaios. Quando um componente não possuir, por construção, as características correspondentes às influências externas do local, ele pode ser utilizado sob a condição de que seja provido, por ocasião da execução da instalação, de uma proteção complementar apropriada. Esta proteção não pode afetar as condições de funcionamento do componente protegido. Dentre muitos exemplos desta proteção complementar, citam-se a instalação de barreiras ao redor dos componentes ou abrigálos em invólucros adequados, usar ventilação, refrigeração ou aquecimento forçados de ar no local onde o componente está instalado, etc. Na prática, em todas as instalações, existem diferentes influências externas se produzem simultaneamente, sendo que seus efeitos podem ser independentes ou influenciar-se mutuamente. Nestes casos, os graus de proteção devem ser escolhidos de modo a satisfazer todas as condições. Na leitura da Tabela 8 (tabela 24 da norma), a palavra “normal” que figura na terceira coluna significa que o componente deve satisfazer, de modo geral, as Normas Brasileiras aplicáveis ou, na sua falta, as normas IEC e ISO ou outras que foram acordadas entre o projetista e o instalador. As características dos componentes necessárias para atender aos requisitos da Tabela 8 devem constar das informações técnicas fornecidas pelos fabricantes.

169

NBR 14039

Tensão nominal da

Em relação à corrente, os componentes devem ser escolhidos considerando-se a corrente de projeto (valor eficaz em corrente alternada) que possa percorrê-los em serviço normal. Deve-se igualmente considerar a corrente suscetível de percorrê-los em condições anormais (sobrecarga e curto-circuito),levando-se em conta a duração da passagem de uma tal corrente, em função das características de funcionamento dos dispositivos de proteção. Caso a freqüência tenha alguma influência sobre as características dos componentes, então a frequência nominal do componente deve corresponder à frequência da corrente no circuito pertinente. Atenção especial deve ser dada à presença acentuada na instalação de frequências harmônicas que possam causar perturbações. Sobre a potência, obviamente os componentes devem ser adequados às condições normais de serviço, considerando os regimes de carga que possam ocorrer durante a operação. Em 6.1.3.1.5, a norma indica que os componentes devem ser escolhidos de modo a não causar, em serviço normal, quaisquer efeitos prejudiciais, quer aos demais componentes, quer à rede de alimentação, incluindo condições de manobra. Cuidados específicos em relação à oxidação devem ser observados no caso do emprego de condutores de alumínio.


Código AA

Temperatura ambiente (4.3.1.1)

AA4

-5°C a + 40°C

AA3 AA5 AA6 AC

AC1 AC2

Componentes especialmente projetados ou disposições apropriadas1)

-5°C a + 40°C

Normal

+ 5°C a + 60°C

Altitude (4.3.1.2) d 1 000 m ! 1 000 m

Presença de água (4.3.1.3)

AD2

Quedas de gotas de água

AD3 AD4 AD5 AD6 AD7 AD8 AE

AE1 AE2 AE3


A - Condições ambientais (4.3.1)

- 25°C a + 5°C

AD

AD1

170


Normal (em certos casos podem ser necessárias precauções especiais) Componentes especialmente projetados ou disposições apropriadas 1) Normal

Podem ser necessárias precauções especiais, tais como a aplicação de fatores de correção.

Desprezível

IPX0

Aspersão de água

IPX3

Projeção de água Jatos de água Ondas

Imersão

Submersão

Presença de corpos sólidos (4.3.1.4)

IPX1 IPX4 IPX5 IPX6 IPX7 IPX8

Desprezível

IPOX

Objetos muito pequenos (1 mm)

IP4X

Objetos pequenos (2,5 mm)

IP3X

Ver também 5.1.2

IP5X Se as poeiras puderem penetrar sem

IP6X Se as poeiras não penetrarem no componente

AE4

Poeira

AF

Presença de substâncias corrosivas ou

AF1

Desprezível

Normal

Intermitente

Proteção contra corrosão definida pelas especificações dos componentes

AF2 AF3 AF4

poluentes (4.3.1.5)

Agentes atmosféricos

Permanente

AG

Choques mecânicos (4.3.1.6)

AG2

Médios

AG1 AG3 AG4 AH

AH1 AH2 AH3 AK

AK1 AK2

prejudicar funcionamento do componente

De acordo com a natureza dos agentes

Componentes especialmente projetados de acordo com a natureza dos agentes

Fracos

Normal. Por exemplo, componentes para uso doméstico ou análogo

Significativos

Proteção reforçada

Muito significativos Vibrações (4.3.1.6)

Componentes para uso industrial, quando aplicável, ou proteção reforçada Proteção muito reforçada

Fracas

Normal

Significativas

Disposições especiais

Média

Presença de flora ou mofo (4.3.1.7) Desprezível Riscos

Componentes especialmente projetados ou

Normal

Proteções especiais tais como:

- grau de proteção aumentado (ver AE);

NBR 14039

- componentes especiais ou revestimentos protegendo os invólucros; AL

Presença de fauna (4.3.1.8)

AL2

Riscos

AL1

Desprezível

- disposições para evitar a presença de flora. Normal

A proteção pode compreender:

- um grau de proteção adequado contra a penetração de corpos sólidos (ver AE);



Características exigidas para seleção e instalação dos componentes - uma resistência mecânica suficiente (ver AG);

- precauções para evitar a presença de fauna (como limpeza, uso de pesticidas); AM

Influências eletromagnéticas, eletrostáticas ou

AM1

Desprezível

AM2

ionizantes (4.3.1.9)

- componentes especiais ou revestimentos protegendo os invólucros

Normal

Correntes parasitas

Proteções especiais tais como: - isolação adequada;

- revestimentos protetores especiais; - proteção catódica; AM3 AM4

AM5 AM6

- eqüipotencialidade suplementar.

Eletromagnéticas


Ionizantes

-distanciamento das fontes de radiação; -- interposição de telas protetoras; -- invólucros especiais.

Eletrostáticas


Induções

- isolação apropriada do local;

- eqüipotencialidade suplementar. Proteções especiais tais como:

- distanciamento das fontes de corrente induzida; AN

Radiações solares (4.3.1.10)

AN2

Significativas

AN1

- interposição de telas protetoras.

Desprezíveis

Normal

Disposições especiais tais como:

- materiais resistentes à radiação ultravioleta; - revestimentos de cores especiais;

AQ

AQ1

171

- interposição de telas protetoras

Raios (4.3.1.11) Desprezíveis

Normal B - Utilizações (4.3.2)

BA

Competência das pessoas (4.3.2.1)

BA4

Advertidas

BA1 BA5 BB

BB1 BB2 BB3 BC

BC3 BD

BD1 BD2

Comuns

Componentes protegidos contra contatos diretos e indiretos

Qualificadas

nos locais que só sejam acessíveis a pessoas devidamente autorizadas

Resistência elétrica do corpo humano (4.3.2.2)

Componentes não protegidos contra contatos diretos admitidos apenas

Elevada

Normal

Fraca

Medidas de proteção apropriadas (ver 5.8.1)

Normal

Contatos das pessoas com o potencial local (4.3.2.3)

Normal

Freqüentes

Componentes protegidos contra contatos diretos e indiretos

Normal

Normal

Fuga das pessoas em emergência (4.3.2.4) Longa

Componentes constituídos de materiais não propagantes de chama e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos ou utilização de materiais não propagantes de chama e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos

Natureza das matérias processadas ou armazenadas

BE1


BE2

(4.3.2.5)

Normal

Riscos de incêndio

Disposições tais que uma elevação significativa da temperatura, ou

Componentes constituídos de materiais não propagantes de chama. uma faísca, no componente, não possa provocar incêndio no exterior.

NBR 14039

BE

que envolvam os componentes da instalação



BE3


Utilização de materiais não propagantes de chama e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos que envolvam os componentes da instalação

Riscos de explosão

Componentes adequados para atmosferas explosivas C - Construção de edificações (4.3.3)

CA

Materiais de construção (4.3.3.1)

CB

Estrutura das edificações (4.3.3.2)

CA1 CB1 CB2

Não combustíveis

Normal


Normal

Propagação de incêndio

Componentes constituídos de materiais não propagantes de chama,

incluindo fogo de origem não elétrica. Barreiras corta-fogo. Utilização

de materiais não propagantes de chama e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos que envolvam os componentes da instalação CB3

13.1.4 I dentificação

172

Movimentos

dos componentes

A identificação dos componentes de uma instalação elétrica é uma das exigências da Norma Regulamentadora NR-10 (vide item 3.4.6 do Guia NR-10). Esse assunto também é tratado em 6.1.5 da NBR 14039, ao prescrever que, genericamente, as placas indicativas ou outros meios adequados de identificação devem permitir identificar a finalidade dos dispositivos de comando e proteção, a menos que não exista qualquer possibilidade de confusão. Se o funcionamento de um dispositivo não puder ser observado pelo operador e disso puder resultar perigo, uma placa indicativa, ou um dispositivo de sinalização, deve ser colocado em local visível ao operador. Os dispositivos de proteção devem estar dispostos e identificados de forma que seja fácil reconhecer os respectivos circuitos protegidos. As posições de “fechado” e “aberto” dos equipamentos de manobra de contatos não visíveis devem ser indicadas por meio de letras e cores, devendo ser adotada a seguinte convenção: I – vermelho: contatos fechados; O – verde: contatos abertos.

NBR 14039

Para evitar enganos que podem colocar as pessoas e as instalações sob risco, convenciona-se que, nas as chaves seccionadoras, a posição da alavanca ou punho de manobra para baixo deve corresponder ao equipamento desligado. No caso de disjuntores, os cabos ou barramentos provenientes da fonte devem estar conectados sempre nos bornes superiores de entrada. 13.1.5 D ocumentação

da instalação

A documentação de uma instalação elétrica é uma das exigências da Norma Regulamentadora NR-10 (vide item 2 do

NOTA -Podem ser previstos detectores de incêndio

Juntas de dilatação ou de expansão nas linhas elétricas

Guia NR-10). Esse assunto também é tratado em 6.1.7 da NBR 14039, que determina que a instalação de média tensão deve ser executada a partir de projeto específico e deve conter no mínimo a seguinte documentação: plantas; esquemas (unifilares e outros que se façam necessários); detalhes de montagem, quando necessários; memorial descritivo; especificação dos componentes: e uma descrição sucinta do componente, características nominais e normas a que devem atender. Para facilitar a operação e manutenção, é imprescindível que, depois de concluída a instalação, toda a documentação indicada anteriormente seja revisada de acordo com o que foi executado (projeto “como construído” ou “as built”).

14 Linhas

elétricas

Em 6.2, a NBR 14039 traz uma série de prescrições relativas às instalações de média tensão, que incluem os tipos de linhas elétricas admitidas (6.2.2 da norma), as características dos cabos de média tensão e seus acessórios, além dos barramentos blindados (6.2.3), a escolha das linhas elétricas de acordo com as influências externas (6.2.4), aspectos de conexões elétricas (6.2.8) e diversas considerações sobre as instalações propriamente ditas dos cabos (6.2.9, 6.2.10 e 6.2.11). 14.1 Tipos

de linhas elétricas

Uma linha elétrica é um conjunto constituído por um ou mais condutores (cabos), com os elementos de sua fixação e suporte (condutos) e, se for o caso, de proteção mecânica, destinado a transportar energia elétrica. Os tipos de linhas elétricas admitidos pela NBR 14039 estão indicados na tabela 25 da norma, reproduzida neste guia na Tabela 9. Outros tipos de linhas elétricas, além dos constantes da tabela, podem ser utilizados, desde que atendam às prescrições gerais a seguir.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 9 – Tipos de linhas elétricas

Método de instalação número

Descricão

Metodo de referencia a utilizar para a

1

Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio) e

a

capacidade de condução de corrente

um cabo tripolar ao ar livre

2

b

Três cabos unipolares espaçados ao ar livre

3


4

Três cabos unipolares espaçados em canaleta fechada no solo

c

um cabo tripolar em canaleta fechada no solo

5

d e

Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio) e um cabo tripolar em eletroduto ao ar livre


f

Três cabos unipolares em banco de dutos ou eletrodutos enterrados

g

8


h

9

Três cabos unipolares espaçados diretamente enterrados

i

6

um cabo tripolar em banco de dutos ou eletroduto enterrado no solo

7

14.2 I dentificação

e espaçados –– um cabo por duto ou eletroduto não condutor um cabo tripolar diretamente enterrados

das linhas elétricas

Em 6.1.5.2, a NBR 14039 prescreve que as linhas elétricas devem ser dispostas ou marcadas de modo a permitir sua identificação quando da realização de verificações, ensaios, reparos ou modificações da instalação. Isso pode ser conseguido, por exemplo, pela padronização das cores da tubulação para cada tipo de linha (média tensão, baixa tensão, comando, etc.) ou pela instalação em condutos (leitos, eletrocalhas, etc.) colocados em diferentes níveis (alturas), conforme Figura 31. Os cabos unipolares ou veias de cabos multipolares de média tensão devem ser identificados conforme essa função por anilhas, etiquetas ou outro meio indelével qualquer. Em caso de identificação por cor, devem ser usadas as cores indicadas na Tabela 10.

173

Figura 31 – Disposição das linhas elétricas conforme 6.1.5.2 da NBR 14039

Tabela 10 – Cores de identificação de cabos elétricos

Função

Cor

Neutro

Azul-claro

Condutor de proteção (PE)

Verde-amarelo ou verde

Condutor de proteção

combinado com neutro (PEN)

condutor neutro, se o circuito não possuir condutor neutro ou se o cabo possuir um condutor periférico utilizado como neutro.

Na falta da dupla coloração verde-amarela, admite-se o uso apenas da cor verde.

Com identificação verde-amarela nos pontos visíveis ou acessíveis, na veia

Azul-claro Em corrente alternada:

- fase A:

vermelha;

- fase C:

marrom;

- fase B: Fases

Observação

É permitido usar a coloração azul-claro para outras funções, que não a de

do cabo multipolar ou na cobertura do cabo unipolar.

branca;

- pólo positivo:

vermelha;

- condutor médio:

branca.

- pólo negativo:

preta;

---x---

NBR 14039

Em corrente contínua:


Figura 32 – Construção típica de um cabo de média tensão

14.3 Cabos

174

unipolares e multipolares de média tensão

14.3.1 Construção Em 6.2.3, a NBR 14039 prescreve que os cabos utilizados nas linhas elétricas indicadas na Tabela 10 devem atender às prescrições da NBR 6251. A construção típica de um cabo de média tensão é aquela mostrada na Figura 32.

isolação sólida, a existência de ar entre o condutor e a isolação pode dar origem a ionizações nestes vazios, causando a degradação do material isolante. Com a aplicação de uma camada semicondutora diretamente sobre o condutor, o campo elétrico torna-se uniforme e os vazios são eliminados (Figura 33).

Condutor O cobre e o alumínio são os dois metais mais utilizados na fabricação de condutores elétricos, tendo em vista suas propriedades elétricas e mecânicas, bem como seu custo. Ao longo dos anos, o cobre tem sido o mais usado em condutores providos de isolação, enquanto que o alumínio é mais empregado em condutores nus para redes aéreas. Segundo as normas técnicas de condutores elétricos, o cobre utilizado deve ter pureza de cerca de 99,99%, enquanto que a pureza do alumínio é em torno de 99,5%.

NBR 14039

Blindagem

semicondutora do condutor ( interna )

Como as linhas de campo elétrico de um condutor energizado são sempre radiais em relação à superfície do condutor, elas assumem uma forma distorcida que acompanha as irregularidades da superfície do condutor, provocando concentração de esforços elétricos em determinados pontos. Nos cabos de média tensão com

Condutor sem blindagem

Condutor com blindagem

Figura 33 – Função da blindagem semicondutora do condutor (interna )

I solação As isolações de praticamente todos os cabos de média tensão são constituídas por materiais sólidos termoplásticos (cloreto de polivinila e polietileno) ou termofixos (borracha etileno-propileno e polietileno reticulado). Entre as características comuns a todos os materiais isolantes sólidos estão: • Homogeneidade da isolação e boa resistência ao envelhecimento em serviço; • Ausência de escoamento;

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Insensibilidade às vibrações; • Bom comportamento ao fogo. A seguir são apresentadas as características específicas de cada um dos materiais isolantes sólidos mencionados. • Cloreto de polivinila (PVC): sua rigidez dielétrica é elevada, porém menor do que a de outros isolantes; suas perdas dielétricas são elevadas, principalmente acima de 20 kV; sua resistência aos agentes químicos em geral é muito boa; tem boa resistência à água; não propaga a chama, mas sua combustão emite grande quantidade de fumaça, gases corrosivos e tóxicos. Por motivo de aumento significativo nas perdas no dielétrico em função da elevação de tensão, em 6.2.3.5 a NBR 14039 limita o uso de cabos com isolação em cloreto de polivinila (PVC) ou copolímero de cloreto de vinila e acetato de vinila ou polietileno termoplástico (PE) aos circuitos com tensão nominal até 3,6/6 kV. • Borracha etileno-propileno (EPR): excelente rigidez dielétrica; sua flexibilidade é muito grande, mesmo a temperaturas baixas; apresenta uma resistência excepcional às descargas e radiações ionizantes, mesmo a quente; suas perdas (no dielétrico) são baixas nas misturas destinadas aos cabos de média tensão; possui uma resistência à deformação térmica que permite temperaturas de 250 °C, durante os curtos-circuitos; possui boa característica no que diz respeito ao envelhecimento térmico, o que permite conservar densidades de corrente aceitáveis quando os cabos funcionam em temperatura ambiente elevada; • apresenta baixa dispersão da rigidez dielétrica e é praticamente isento do treeing (fenômeno de formação de arborescências no material, provocando descargas parciais localizadas e sua conseqüente deterioração); • Polietileno reticulado (XLPE): excelente rigidez dielétrica; apresenta uma resistência à deformação térmica bastante satisfatória em temperaturas de até 250 °C; a reticulação do polietileno permite a incorporação de cargas minerais e orgânicas utilizadas para melhorar o comportamento mecânico, a resistência às intempéries e, sobretudo, o comportamento ao fogo; apresenta dispersão relativamente alta da rigidez dielétrica, bem como o fenômeno do treeing com alguma freqüência (mas isso pode ser contornado com misturas especiais de XLPE). Blindagem da isolação

Figura 34 – Função da blindagem da isolação (externa )

Cobertura Os cabos de média tensão são protegidos com uma cobertura de PVC, polietileno, neoprene, polietileno clorossulfonado, material não halogenado (com baixa emissão de fumaça, gases tóxicos e corrosivos), dentre outros materiais. A escolha do tipo de material da cobertura é função das influências externas (ver 13.1.3 deste guia) a que o cabo estará submetido, principalmente no que se refere à presença de água (AD), substâncias corrosivas (AF), solicitações mecânicas (AG), presença de fauna (roedores, cupins – AL), radiação solar (NA), e condição de fuga das pessoas em emergência (BD) O PVC é o material de cobertura mais econômico e com resistência suficiente para o uso corrente na maioria das aplicações, porém emite uma quantidade apreciável de fumaça, gases tóxicos e corrosivos quando queima. O polietileno (pigmentado com negro de fumo para torná-lo resistente à luz solar) é frequentemente utilizado nas instalações em ambientes com alto teor de ácidos, bases ou solventes orgânicos, assim como em instalações sujeitas às intempéries. Nas aplicações onde são necessárias as características dea baixa emissão de fumaça, gases tóxicos e corrosivos são utilizados os materiais não halogenados na cobertura dos cabos de média tensão. Em algumas situações, dependendo das influências externas (particularmente para proteção mecânica), pode ser necessário incluir no cabo de média tensão uma proteção metálica adicional com função de armação. As armações mais usuais são compostas por fitas planas de aço, aplicadas helicoidalmente; ou fitas de aço ou alumínio, aplicadas transversalmente, corrugadas e intertravadas (interlocked). As armações com fios de aço são recomendadas quando se deseja atribuir ao cabo resistência aos esforços de tração. 14.3.2 Escolha da tensão nominal dos cabos de média tensão Em 6.2.3, a NBR 14039 prescreve que a tensão nominal dos cabos deve ser escolhida em função das características da instalação. Isso se refere particularmente ao esquema de aterramento utilizado,

175

NBR 14039

Consiste em uma camada de material semicondutor (blindagem semicondutora externa) e uma camada de material condutor (fios ou fitas metálicas) aplicados diretamente sobre a isolação. Esse conjunto (blindagem semicondutora e blindagem metálica) confina e distribui uniformemente o campo elétrico no interior do cabo isolado, o que não aconteceria caso não existisse esse conjunto. A construção que não tem o conjunto da blindagem da isolação recebe o nome de” cabo com campo não radial”, enquanto que aquela que possui a blindagem da isolação é chamada de “cabo com campo radial” (Figura 34). Da mesma maneira que a blindagem interna, a blindagem externa deve ser construída de modo a eliminar qualquer possibilidade de vazios entre ela e a superfície externa da isolação.

Conforme 6.2.3.3 da NBR 14039, nas instalações com tensão nominal superior a 3,6/6 kV, os cabos unipolares e as veias dos cabos multipolares devem ser do tipo a campo elétrico radial.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 11 – Tensão nominal dos cabos de média tensão em função do esquema de aterramento

Tensão nominal (mínima) do cabo Uo/U (kV) Tensão nominal da

Esquemas de

Esquema de

instalação U (kV)

aterramento TN e TT

aterramento IT

3

1,8/3

3,6/6

4,16

3,6/6

6/10

6

3,6/6

6/10

13,8

8,7/15

12/20

23,1

15/25

20/35

34,5

20/35

--x--

uma vez que a ligação direta do neutro ao aterramento (nos casos do TNx e TTx) ou a ligação indireta por meio de impedância ou a não ligação do neutro (esquema ITx) tem influência na tensão aplicada sobre a isolação em casos de faltas. No passado, anteriormente às definições dos esquemas de aterramento conforme a NBR 14039, a tensão nominal dos cabos era escolhida em função do neutro ser aterrado ou isolado, o que era conhecido na época como, respectivamente, sistemas NA e NI. Além de diversos aspectos construtivos dos cabos, a NBR 6251 define as tensões nominais dos cabos designando-as por Uo/U, sendo Uo o valor eficaz da tensão entre condutor de fase e a terra ou entre o condutor de fase e a blindagem metálica da isolação e U é o

NBR 14039

176

Figura 35 – Exemplos de utilização de terminais e emendas

valor eficaz da tensão entre condutores (fases). Os valores das tensões nominais previstas na NBR 6251 para cabos de média tensão são os seguintes (em kV): 1,8/3; 3,6/6; 6/10; 8,7/15; 12/20; 15/25; 20/35. A partir destes valores nominais dos cabos de média tensão e da tensão nominal da instalação, é possível determinar a tensão de isolamento mínima dos cabos em função do esquema de aterramento, conforme Tabela 11. 14.4 Acessórios para cabos de média tensão Em 6.2.3.6, a NBR 14039 prescreve que os acessórios necessários para a correta instalação dos cabos devem ser compatíveis elétrica, química e mecanicamente com eles, atendendo às condições de influências externas previstas para o local de instalação. Os acessórios para cabos de média tensão compreendem principalmente os terminais e as emendas (Figura 35). Os terminais são acessórios que ligam duas extremidades do cabo de média tensão aos equipamentos e componentes em geral de um circuito elétrico. As emendas são acessórios que possibilitam a conexões entre dois ou mais trechos de cabos, visando adequar o comprimento do cabo às necessidades do circuito, executar reparos em cabos ou realizar derivações em circuitos.


14.4.1 Terminais Princípio de funcionamento Como visto em 14.3.1, os cabos de média tensão possuem o conjunto de blindagem da isolação (camada de material semicondutor e blindagem metálica a fios ou fitas), cuja função é confinar e garantir uma perfeita distribuição do campo elétrico no interior da isolação. Quando for necessário ligar um cabo de média tensão a campo elétrico radial em qualquer outro componente da instalação (cabo, bucha, isolador, chave, disjuntor, etc.), é imperativo que esse confinamento do campo elétrico seja mantido e, neste sentido, os seguintes aspectos devem ser considerados: • Deve ser mantida uma distância adequada entre o condutor elétrico do cabo e a blindagem da isolação, pois o condutor certamente está a um potencial bem mais elevado (de fase). Essa medida evita a ocorrência de descarga elétrica entre o condutor e a blindagem (arco). • As linhas de campo elétrico devem ser controladas na região onde houve a interrupção da blindagem, uma vez que a eliminação da blindagem na ponta do cabo, para obter o afastamento necessário mencionado no item anterior, provoca uma descontinuidade na geometria radial do campo elétrico, que gera esforços elétricos superiores àqueles para os quais o cabo foi projetado, podendo levar o cabo à falha. A distância necessária entre o condutor e a blindagem a fim de evitar a referida descarga elétrica é função da tensão entre fase (condutor) e terra (blindagem) na instalação e da propriedade dielétrica do meio isolante entre o condutor e a blindagem. No caso do meio isolante ser o ar, muitas variáveis que reduzem sua propriedade dielétrica podem estar presentes, tais como umidade, partículas sólidas em suspensão, agentes químicos, salinidade, dentre outras. Isso leva a um aumento de distância considerável entre condutor e blindagem para evitar a ocorrência de correntes de fuga que percorrerá a superfície da isolação, que poderá provocar a queima da isolação, caracterizada por um “trilhamento” sobre a superfície, conhecido como “tracking e erosão”. Neste sentido,

b) Terminal com corpo em porcelana

c) Terminal polimérico

Figura 36 – Tecnologias de terminais para cabos de média tensão

Tipos de terminais para cabos de média tensão Para atender os requisitos anteriores de forma segura e com o menor tamanho possível, existem as seguintes tecnologias disponíveis de terminais para cabos de média tensão a campo radial (Figura 36), que devem atender a norma NBR 9314 - Emendas e terminais para cabos de potência com isolação para tensões de 3,6/6 kV a 27/35 kV:

177

• Terminais enfaixados (ou terminais com fitas); • Terminais com isoladores de porcelana; • Terminais poliméricos (ou terminais elastoméricos); • Terminais termocontráteis; • Terminais contráteis a frio; • Terminais desconectáveis.

d) Terminal contrátil a frio

e) Terminal termocontrátil

d) Terminal desconectável

NBR 14039

a) Terminal enfaixado

é sempre necessário revestir a isolação do cabo com material de elevada resistência à erosão. No entanto, nas instalações internas não há espaço ou estrutura adequada para a fixação de um terminal com tais dimensões e, nestes casos, o terminal deverá ser menor e bastante confiável, pois a distância entre condutor e blindagem será levada aos valores mínimos ainda seguros. O desenho das saias é projetado para que seja obtida entre o condutor e a blindagem uma distância equivalente à que seria necessária se o meio fosse o ar. Essa distância é chamada de “linha de fuga”, que é quantificada em mm/kV. O valor da linha de fuga, em mm/kV é função da classe de tensão do terminal, do material da saia do isolador, da geometria (formato da saia) e da área da superfície da saia. Na região do corte do cabo, as linhas de campo que partem perpendicularmente ao condutor convergem rapidamente para o extremo da blindagem, criando aí uma concentração de linhas com o conseqüente aumento dos esforços elétricos naquela região, que podem causar a perfuração do dielétrico. Para aliviar esses esforços são empregados, na maioria dos casos, os chamados cones de alívio de tensão, também conhecidos como defletores geométricos. Portanto, o cone de alívio de tensão é um prolongamento da blindagem do cabo que, por causa de sua configuração geométrica, promove o afastamento adequado entre a blindagem externa e o condutor, mantendo regulares os espaçamentos entre as linhas de campo.


14.4.2 Emendas

14.5 Escolha das linhas elétricas de acordo com as influências

Princípio de funcionamento Executar uma emenda é reconstituir em campo todos os componentes de um cabo elétrico de média tensão, utilizando técnicas e materiais específicos para essa finalidade. Ao final da montagem da emenda, o novo conjunto obtido (cabo + emenda) deve possuir características elétricas, físicas, mecânicas, etc., no mínimo semelhantes àquelas que o cabo originalmente apresentava. Os componentes que devem ser reconstituídos em campo são: condutor, blindagem semicondutora do condutor (interna), isolação, blindagem semicondutora da isolação (externa), blindagem metálica do condutor, e cobertura. Tipos de emendas para cabos de média tensão Existem diferentes técnicas e materiais para realizar a reconstituição de cada uma das partes de um cabo de média tensão a campo radial (Figura 37), que devem atender a norma NBR 9314 - Emendas e emendas para cabos de potência com isolação para tensões de 3,6/6 kV a 27/35 kV, conforme a seguir:

NBR 14039

178

• Emendas enfaixadas (ou emendas com fitas); • Emendas termocontráteis; • Emendas contráteis a frio; • Emendas desconectáveis.

externas

Em 6.2.4, a NBR 14039 trata da escolha das linhas elétricas em função das influências externas significativas presentes na instalação. A tabela 26 da NBR 14039 apresenta várias influências externas e suas respectivas exigências específicas em relação aos cabos e aos condutos (a Tabela 12 a seguir reproduz a tabela 26 da norma). Destaque para as situações de influências externas BD2 (condição de fuga longa das pessoas em situação de emergência) e BE2 (risco de incêndio pela presença de substâncias combustíveis e líquidos com alto ponto de fulgor). Em ambos os casos, as linhas elétricas de média tensão aparentes devem atender a uma das seguintes condições: • No caso de linhas constituídas por cabos de média tensão fixados em paredes ou em tetos, ou constituídas por condutos abertos (leitos, bandejas, etc.), os cabos devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos; • No caso de linhas em condutos fechados, os condutos devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênios e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos.

a) Emenda enfaixada

b) Emenda termocontrátil

c) Emenda contrátil a frio

d) Emenda desconectável

Figura 37 – Tecnologias de emendas para cabos de média tensão

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 12 - Seleção e instalação de linhas elétricas em função das influências externas

Código AA3

Classificação

A - Condições ambientais (4.3.1) AA = Temperatura ambiente (4.3.1.1)

- 25°C a + 5°C


Para temperaturas inferiores a -10°C, os cabos com isolação e/ou

cobertura de PVC e PE termoplástico, bem como os condutos de PVC,

não devem ser manipulados nem submetidos a esforços mecânicos, visto AA4 AA5

- 5°C a + 40°C + 5°C a + 40°C + 5°C a + 60°C

AA6

que o PVC e o PE termoplástico podem tornar¬se quebradiços

Quando a temperatura ambiente (ou do solo) for superior aos valores

de referência (20°C para linhas subterrâneas e 30°C para as demais), as capacidades de condução de corrente dos condutores e cabos isolados devem ser reduzidas de acordo com 6.2.5.3

AC = Altitude (4.3.1.2)

(sem influência) AD = Presença de água (4.3.1.3)

AD1 / AD2

Desprezível Queda de gotas de água

Nenhuma limitação

AD5 / AD6

Ondas Imersão

adicional à penetração de água com os graus IP adequados, a princípio

AD3 / AD4 AD7 AD8

Aspersão de água Projeção de água Jatos de água

Submersão

AE = Presença de corpos sólidos (4.3.1.4)

Nas condições AD3 a AD6, só devem ser usadas linhas com proteção sem revestimento metálico externo

Cabos especiais para uso sob água e obrigatório o emprego de condutores com construção bloqueada. Linhas com graus IP adequados, a princípio sem revestimento metálico externo

AE1

Desprezível

Nenhuma limitação

AE3

Objetos muito pequenos

Nenhuma limitação

AE2 AE4 AF1 AF2 AF3

Objetos pequenos Poeira

Desprezível

Agentes presentes na atmosfera Intermitente

Permanente

AG1

Fracos

AG3 AG4

Limitações restritas às influências AF, AJ e BE

AF = Presença de substâncias corrosivas ou poluentes (4.3.1.5)

AF4

AG2

Nenhuma limitação, desde que não haja exposição a danos mecânicos

AG = Choques mecânicos (4.3.1.6)

Médios Significativos Muito significativos

AH = Vibrações (4.3.1.6)

Nenhuma limitação

As linhas devem ser protegidas contra corrosão ou contra agentes

químicos. Os cabos uni e multipolares com cobertura extrudada são considerados adequados

Só é admitido o uso de cabos uni ou multipolares adequados aos agentes químicos presentes

Nenhuma limitação

Linhas com proteção leve, sendo que os cabos uni e multipolares usuais são considerados adequados

Linhas com proteção reforçada (AG3) e muito reforçada (AG4), observandose que os cabos uni e multipolares providos de armação metálica são considerados adequados (armação intertravada para condição AG4)

AH1

Fracas

Nenhuma limitação

AH3

Significativas

Só podem ser utilizadas linhas flexíveis constituídas por cabos uni ou

AH2

Médias

AK = Presença de flora ou mofo (4.3.1.7)

AK1 AK2

Desprezível Riscos

179

Nenhuma limitação

multipolares flexíveis Nenhuma limitação

Deve ser avaliada a necessidade de utilizar: - cabos providos de armação,

se diretamente enterrados; - materiais especiais ou revestimento adequado protegendo cabos ou eletrodutos

AL1

Desprezível Riscos

Nenhuma limitação

Linhas com proteção especial. Se existir risco devido à presença de roedores e cupins, deve ser usada uma das soluções: - cabos providos de armação -

materiais especialmente aditivados ou revestimento adequado em cabos ou eletrodutos

NBR 14039

AL2

AL = Presença de fauna (4.3.1.8)


Classificação


AM = Influências eletromagnéticas, eletrostáticas ou ionizantes (4.3.1.9)

AM1

AM2 / AM3 AM4 / AM5 AM6 AN1 AN2

Desprezível

Nenhuma limitação

Eletrostáticas

revestimento metálico contínuo e aterrado, ou também por distanciamento.

Correntes parasitas Eletromagnéticas Ionizantes

Indução AN = Radiações solares (4.3.1.10)

Desprezível

Significativas

Para as condições AM2, AM3 e AM5, a proteção pode ser garantida por Para a condição AM4, deve-se recorrer a normas específicas

Cabos com projeto especial, levando em consideração o fator de blindagem Nenhuma limitação

Os cabos ao ar livre ou em condutos abertos e os condutos devem ser resistentes às intempéries. A elevação da temperatura da superfície dos cabos deve ser levada em conta nos cálculos da capacidade de condução de corrente

B –– Utilizações BA = Competência das pessoas (4.3.2.1) (sem influência) BB = Resistência elétrica do corpo humano (4.3.2.2)

BB1 / BB2 BB3

Elevada Normal Fraca

Nenhuma limitação

Só devem ser utilizados, em princípio, cabos uni ou multipolares sem

armação condutora. Admite-se o uso de cabos multipolares providos de

armação condutora, desde que esta seja ligada ao condutor de proteção do BC = Contatos de pessoas com o potencial local (4.3.2.3)

BC3

Freqüentes

circuito, nas duas extremidades

Só devem ser utilizados, em princípio, cabos sem armação condutora.

Admite-se utilizar cabos multipolares providos de armação condutora,

desde que esta seja ligada ao condutor de proteção do circuito nas duas

extremidades. Admite-se também o uso de eletrodutos metálicos, desde que

180

BD = Fuga das pessoas em emergência (4.3.2.4)

BD1 BD2

Normal Longa

aterrados nas duas extremidades Nenhuma limitação

As linhas elétricas aparentes devem atender a uma das seguintes

condições: a) no caso de linhas constituídas por cabos fixados em paredes ou em tetos, ou constituídas por condutos abertos, os cabos devem

ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênio e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos b) no caso de linhas em condutos fechados, estes devem ser resistentes ao fogo

sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênios e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos BE = Natureza dos materiais processados ou armazenados (4.3.2.5)

BE1


Nenhuma limitação

As linhas elétricas aparentes devem atender a uma das seguintes condições: a) no caso de linhas constituídas por cabos fixados em paredes ou em tetos, ou

BE2

Riscos de incêndio

constituídas por condutos abertos, os cabos devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênio e com baixa emissão

de fumaça e gases tóxicos b) no caso de linhas em condutos fechados, estes

devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de BE3

Riscos de explosão

C - Construção das edificações

halogênios e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos

Linhas protegidas por escolha adequada da maneira de instalar

NBR 14039

CA = Materiais de construção (4.3.3.1)

CA1

Não combustíveis

Nenhuma limitação

CA2

Combustíveis

no caso de linhas constituídas por cabos fixados em paredes ou em tetos, ou

As linhas elétricas aparentes devem atender a uma das seguintes condições: a) constituídas por condutos abertos, os cabos devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênio e com baixa emissão


Classificação


de fumaça e gases tóxicos b) no caso de linhas em condutos fechados, estes

devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênios e com baixa emissão de fumaça e gases tóxicos CB1

CB = Estrutura das edificações (4.3.3.2)


Nenhuma limitação

As linhas elétricas aparentes devem atender a uma das seguintes condições: a) no caso de linhas constituídas por cabos fixados em paredes ou em

tetos, ou constituídas por condutos abertos, os cabos devem ser resistentes CB2

Propagação de incêndio

ao fogo sob condições simuladas de incêndio, livres de halogênio e com

baixa emissão de fumaça e gases tóxicos b) no caso de linhas em condutos fechados, estes devem ser resistentes ao fogo sob condições simuladas

de incêndio, livres de halogênios e com baixa emissão de fumaça e gases CB3 CB4

Movimentos Flexíveis

14.2.6 Instalação de cabos elétricos de média tensão As diversas condições de instalação dos cabos elétricos de média tensão são tratadas em 6.2.9, 6.2.10 e 6.2.11 da NBR 14039. A seguir são destacadas algumas destas prescrições. • Independentemente do tipo de linha elétrica, nos casos de vizinhança entre linhas elétricas de média tensão e canalizações não elétricas (água, gás, telecomunicações, etc.), as linhas e as canalizações devem ser dispostas de forma a manter entre suas superfícies externas uma distância mínima de 20 cm. • Como regra geral, uma linha elétrica de média tensão não deve compartilhar a mesma canaleta ou poço com as canalizações não elétricas (Figura 38). Além disso, as linhas elétricas de diferentes tensões nominais não devem ser colocadas nas mesmas canaletas ou poços. Há exceções mencionadas na norma para essas duas regras, porém todas são difíceis de garantir que sejam mantidas conforme projetado ao longo de toda a vida da instalação. • Os condutos fechados (eletrodutos, eletrocalhas, canaletas com tampas, etc.) podem conter condutores de mais de um circuito, quando as três condições seguintes forem simultaneamente atendidas: a) os circuitos pertencerem à mesma instalação, isto é, se originarem do mesmo dispositivo geral de manobra e proteção, sem a interposição de equipamentos que transformem a corrente elétrica.

tóxicos

Linhas flexíveis ou contendo juntas de dilatação e de expansão

Só podem ser utilizadas linhas flexíveis constituídas por cabos uni ou multipolares flexíveis

b) as seções nominais dos condutores fase estiverem contidas dentro de um intervalo de três valores normalizados sucessivos. Por exemplo, é permitido instalar no mesmo eletroduto (ou eletrocalha ou canaleta com tampa) cabos de média tensão de seções 50, 70 e 95 mm2, mas não é permitido instalar cabos 50, 70 e 120 mm2. c) os cabos tiverem a mesma temperatura máxima para serviço contínuo. Assim, por exemplo, podem compartilhar o mesmo conduto fechado diferentes cabos isolados em PVC (classe 70 ºC), assim como podem utilizar o mesmo conduto fechado cabos isolados em EPR e XLPE, pois ambos são classe 90 ºC. No entanto, não se admite misturar no mesmo conduto fechado cabos isolados em PVC e EPR ou XLPE, pois possuem temperaturas de serviço diferentes.

181

Figura 39 – Não é permitido somente um cabo de média tensão unipolar em conduto metálico

NBR 14039

Figura 38 – Linhas elétricas de tensões diferentes e outras canalizações não compartilham a mesma canaleta ou poço

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Quando vários cabos forem reunidos em paralelo, eles devem ser reunidos em tantos grupos quantos forem os cabos em paralelo, com cada grupo contendo um cabo de cada fase ou polaridade. Os cabos de cada grupo devem estar instalados na proximidade imediata uns dos outros. Em particular, no caso de condutos fechados de material condutor, todos os condutores vivos de um mesmo circuito devem estar contidos em um mesmo conduto.

NBR 14039

182

Essa prescrição da norma visa obter o melhor equilíbrio possível de corrente entre os diversos cabos, evitando assim que alguns sejam percorridos por mais correntes do que outros. Quando isso acontece, há o risco de alguns cabos entrarem em sobrecarga, enquanto que outros funcionarão com carga reduzida. Nas situações em que a proteção contra sobrecarga de todos os cabos em paralelo é realizada por um único dispositivo, ele não irá atuar por conta de sobrecargas em cabos individuais, uma vez que ele “enxerga” somente a corrente total do circuito. Desta forma, deve-se buscar uma divisão de corrente igual ou muito próxima entre os cabos ligados em paralelo. Isso é conseguido quando as impedâncias dos cabos em paralelo são aproximadamente iguais. Como a resistência elétrica será praticamente a mesma em todos os condutores (todos tem a mesma seção nominal e comprimento), a variação de impedância entre os cabos em paralelo fica por conta da reatância indutiva (indutância própria + indutância mútua). A indutância própria também é aproximadamente a mesma entre os cabos em paralelo, já que depende apenas da geometria do cabo propriamente dita. No entanto, a reatância mútua depende do arranjo, ou seja, da forma como os cabos são instalados e da distância entre eles. Quando são utilizados cabos tripolares em paralelo por fase, obtém-se uma geometria muito simétrica entre os condutores das diferentes fases que formam cada perna do conjunto em paralelo.

Figura 40 – Arranjos práticos de cabos unipolares em paralelo por fase

Isso faz com que a distribuição de correntes entre os diversos cabos em paralelo na mesma fase seja muito boa. O problema de distribuição desigual de corrente ocorre quando se utilizam cabos unipolares, uma vez que o arranjo dos cabos influencia de modo significativo a reatância mútua. Neste caso, sem realizar cálculos complexos de indutância mútua, as maneiras práticas de conseguir a distribuição de corrente mais uniforme são aquelas indicada na Figura 40. • Devem ser ligadas à terra as blindagens e/ou capas metálicas dos cabos em uma das extremidades. A segunda extremidade pode ser aterrada, desde que a transferência de potencial e a corrente que circula pela blindagem estejam dentro de limites aceitáveis. Este é o caso, por exemplo, de alimentadores longos (centenas de metros), onde a força eletromotriz induzida na blindagem ou capa metálica, quando aterrada em uma só extremidade, pode atingir um valor perigoso para as pessoas ou mesmo causar centelhamento. Ou então, quando se pretende utilizar as blindagens como caminho de retorno da corrente de falta para a fonte. Nos casos em que a blindagem metálica é aterrada em ambas as extremidades, a corrente máxima que irá circular pela blindagem deve ser calculada para que seja dimensionada adequadamente a sua seção nominal. Quando o objetivo é garantir a segurança dos trabalhadores em média tensão e reduzir a ocorrência de centelhamentos indesejados, recomenda-se sempre aterrar a blindagem nas duas extremidades, independentemente do comprimento dos cabos. Esse é o caso da maioria das instalações abrangidas pela NBR 14039. • Na instalação de eletrodutos não enterrados (aparentes ou embutidos), a taxa máxima de ocupação em relação à área da seção

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS transversal dos eletrodutos não deve ser superior a 40% no caso de um cabo ou 30% no caso de dois ou mais cabos. • Somente são admitidos em instalação aparente eletrodutos que não propaguem a chama. Em instalação embutida, os eletrodutos que possam propagar a chama devem ser totalmente envolvidos por materiais incombustíveis. • Em instalações com cabos diretamente enterrados, somente são admitidos cabos unipolares ou multipolares providos de armação; ou cabos unipolares ou multipolares sem armação, porém com proteção mecânica adicional provida pelo método construtivo adotado, como, por exemplo, devidamente protegidos por eletrodutos (Figura 41).

Quando uma linha elétrica enterrada estiver ao longo ou cruzar com condutos de instalações não elétricas, uma distância mínima de 0,20 m deve existir entre seus pontos mais próximos. Em particular, no caso de linhas de telecomunicações que estejam paralelas às linhas de média tensão, deve ser mantida uma distância mínima de 0,50 m. Qualquer linha enterrada deve ser continuamente sinalizada por um elemento de advertência (por exemplo, fita colorida) não sujeito à deterioração, situado no mínimo a 0,10 m acima dela (Figura 43).

Fita de advertência

Figura 43 – Exemplo de fita de advertência

Figura 41 – Instalação de eletrodutos enterrados

Como prevenção contra os efeitos de movimentação de terra, os cabos devem ser instalados, em terreno normal, pelo menos a 0,90 m da superfície do solo. Essa profundidade deve ser aumentada para 1,20 m na travessia de vias acessíveis a veículos e numa zona de 0,50 m de largura, de um lado e de outro dessas vias (Figura 42). Essas profundidades podem ser reduzidas em terreno rochoso ou quando os cabos estiverem protegidos, por exemplo, por eletrodutos que suportem sem danos as influências externas a que possam ser submetidos.

183

NBR 14039

Figura 42 – Profundidades mínimas em instalações com cabos diretamente enterrados

As emendas e derivações devem ser feitas de modo a assegurar a continuidade das características elétricas e mecânicas dos cabos, sendo que, no caso de instalação em eletrodutos enterrado, elas devem estar localizadas em poços de inspeção. Os poços de inspeção devem ser construídos em alvenaria ou material equivalente, ter resistência e drenagens adequadas e dispor de tampa superior resistente à carga a que pode ser submetida. Os poços com mais de 0,60 m de profundidade devem permitir o ingresso de uma pessoa. Para isso, devem ter dimensões mínimas tais que seja possível inscrever-se, na parte inferior livre para circulação, um círculo de diâmetro mínimo de 0,80 m. O tampão de entrada deve ser circular com diâmetro mínimo de 0,60 m. Na parte interna, o poço deve dispor de degraus espaçados em 0,30 m. O piso do poço deve situar-se 0,30 m abaixo da parte inferior do eletroduto de nível mais baixo. Os poços devem ter dispositivo para facilitar a drenagem.


14.7 Linhas elétricas pré- fabricadas ( barramentos blindados ) de média tensão Em 6.2.3.7, a NBR 14039 prescreve que as linhas préfabricadas devem atender às normas específicas e ser instaladas de acordo com as instruções do fabricante. Não há normas NBR ou IEC para barramentos blindados de média tensão. A norma IEEE STD C37.23 - IEEE Standard for Metal-Enclosed Bus é a mais utilizada para estes equipamentos e se aplica aos barramentos blindados e seus acessórios para tensões acima de 600 V até 38 kV.

O condutor tem o formato de um tubo, uma vez que a corrente elétrica circula unicamente pela periferia do condutor por causa do significativo efeito pelicular que ocorre nestas aplicações. Os barramentos blindados de fases isoladas destinamse a conduzir correntes muito elevadas (geralmente acima de 20.000 A), sendo utilizados tipicamente nas interligações entre os geradores e os transformadores elevadores de tensão na usinas hidrelétricas ou em outras aplicações que envolvam correntes da ordem de milhares de ampères.

14.7.1 Construção

184

Os barramentos blindados (ou busways) são equipamentos formados por barras chatas ou tubulares de cobre ou de alumínio, suportadas por isoladores e alojadas em invólucros metálicos. Os principais componentes de um barramento blindado são: condutor; invólucro; isoladores de apoio; buchas de passagem; estrutura de sustentação; conexão com as fontes e cargas. Os condutores são constituídos de barras de cobre eletrolítico, com cantos redondos, de pureza 99,5% ou barras de alumínio com 99,5% de pureza. Nas extremidades dos barramentos são estampados furos para permitir uma fácil conexão na montagem no local da obra. Além disso, as barras podem estar revestidas de prata ou estanho para melhorar a resistência de contato e diminuir as perdas joule. Dependendo da corrente no circuito, são instaladas uma ou mais barras em paralelo por fase. Para aumentar a dissipação térmica, as barras condutoras podem ser pintadas de preto. Outra opção em relação às barras é cobri-las com material isolante. Os isoladores são geralmente de porcelana ou de resina epóxi, montados verticalmente, sustentam os barramentos e ainda permitem sua expansão térmica. Os isoladores devem resistir aos esforços eletrodinâmicos que podem acontecer durante os curtos-circuitos.

Figura 44: Barramento de fases segregadas

14.7.2.2 Barramento de fases segregadas É aquele em que todos os condutores de fase encontram-se em um invólucro comum de metal, mas são segregados por intermédio de barreiras entre as fases (Figura 45).

14.7.2 Tipos Os barramentos blindados de média tensão podem ser de três tipos quanto ao arranjo dos barramentos: barramentos de fases isoladas, barramentos de fases segregadas e barramentos de fases não-segregadas.

NBR 14039

14.7.2.1 Barramentos

de fases isoladas

Nesta construção, cada barramento de fase é instalado dentro de um invólucro metálico redondo, separado dos demais. Neste tipo de busway, o condutor é um tubo de alumínio redondo, que fica apoiado em três isoladores que formam um triângulo, de forma a manter igual distância do condutor até a parede do invólucro (Figura 44).

Figura 45: Barramento de fases segregadas

14.7.2.3 Barramento de fases não-segregadas É aquele em que todos os condutores de fase encontram-se em um invólucro comum de metal sem barreiras entre as fases (Figura 46).


Figura 46: Barramento de fases não-segregadas

14.7.3 Grau de Proteção (IP) As influências externas relativas a uma certada aplicação devem ser bem conhecidas para que seja determinado adequadamente o grau de proteção IP de um barramento blindado. Em particular, a presença de água (AD) e a presença de corpos sólidos são duas das influências externas mais importantes a serem consideradas. Os barramentos blindados podem ser especificados nas versões que vão desde completamente desprotegidos até protegidos contra submersão, de acordo com norma NBR IEC 60529. Em geral, o grau de proteção mais usual dos invólucros para barramentos blindados é o IP55. 14.7.4 Instalação Por serem elementos pré-fabricados, os barramentos blindados devem ser instalados rigorosamente conforme as instruções do fabricante. Além disso, uma vez que o busway tenha sido recebido em obra, deve ser mantida a integridade da embalagem. O local de armazenamento também deve estar limpo, seco e abrigado da radiação solar. Cuidados devem ser tomados para impedir a penetração de objetos durante a instalação do equipamento, pois isso pode colocar em risco a integridade do produto e a segurança das pessoas. Conforme 6.2.11.7.1 da NBR 14039, o invólucro do barramento blindado deve ser solidamente ligado à terra e ao condutor de proteção, em toda sua extensão, por meio de condutor contínuo, acessível e instalado externamente.


15.1 Dimensionamento de cabos elétricos de média tensão

Conforme a NBR 14039, a seção nominal dos cabos elétricos de

15.1.1 Critério de capacidade de condução de corrente O objetivo deste critério de dimensionamento é garantir a vida satisfatória aos cabos elétricos submetidos aos efeitos térmicos produzidos pela circulação de correntes de valores iguais às capacidades de condução de corrente respectivas, durante períodos prolongados em serviço normal. Para a aplicação do critério da capacidade de condução de corrente ao dimensionamento de um cabo elétrico de média tensão é necessário determinar os seguintes elementos de projeto:

185

• A corrente de projeto do circuito (IB), conforme indicado em 4.1 deste guia; • O tipo de cabo elétrico: material de isolação, conforme 14.3.1; e classe de tensão, conforme 14.3.2 deste guia; • O tipo de linha elétrica (maneira de instalar), conforme a Tabela 9 deste guia; • A temperatura ambiente para linhas elétricas não enterradas; • A temperatura do solo e a resistividade térmica do solo para linhas enterradas; • A proximidade de outros cabos (condições de agrupamento). 15.1.1.1Métodos de referência Na Tabela 10 deste guia, para cada método de instalação (indicado por um número), é indicado o método de referência correspondente (indicado por uma letra) utilizado para a obtenção da capacidade de condução de corrente dos cabos de média tensão. É importante notar que os métodos de instalação correspondem a arranjos muito específicos de cabos e condutos (linhas elétricas), conforme indicado nas notas de 6.2.5.1 da NBR 14039 (Tabela 13).

NBR 14039

Este capítulo trata do dimensionamento de cabos elétricos e de barramentos blindados de média tensão.

média tensão deve ser dimensionada pelos seguintes critérios técnicos: capacidade de condução de corrente, queda de tensão, sobrecarga e curto-circuito.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 13 – Detalhes sobre os métodos de referência Método de

Método de referência a

Descrição

de condução de corrente

número 1

Três cabos unipolares justapostos (na

A

externo do cabo, para cabo unipolar, ou no mínimo 0,3 vez o diâmetro

ao ar livre 2

Três cabos unipolares espaçados ao ar livre

3

horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar

4

Três cabos unipolares espaçados em canaleta

B

externo do cabo, para cabo tripolar, sem levar em consideração o efeito

C

Cabos instalados em canaleta fechada, com 0,5 m de largura e 0,5 m de

D

no mínimo 0,5 vez o diâmetro externo do cabo, para cabo unipolar, ou no

da radiação solar direta:


profundidade, e a distância a qualquer superfície adjacente deve ser de

em canaleta fechada no solo fechada no solo

mínimo 0,3 vez o diâmetro externo do cabo, para cabo tripolar.


Cabos instalados num eletroduto não condutor e a distância a qualquer

horizontal) ou em trifólio e um cabo tripolar

E

Cabos instalados em eletrodutos não condutores, metálicos no solo de

Três cabos unipolares justapostos (na horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar

F

no solo

m, e com resistividade térmica de 1,2 K.m/W.

Três cabos unipolares em banco de dutos ou

Cabos unipolares instalados em eletrodutos não condutores espaçados

eletrodutos enterrados e espaçados – um cabo

G


H

considerado, no caso de banco de duto, largura de 0,5 m e altura de 0,5

horizontal ou em trifólio) e um cabo tripolar

m, com quatro dutos, e com resistividade térmica de 1,2 K.m/W.

diretamente enterrados

Cabos instalados diretamente no solo de resistividade térmica de 2,5

Três cabos unipolares espaçados diretamente

9

do duto adjacente em uma vez o diâmetro externo do duto, no solo de resistividade térmica de 2,5 K.m/W, a uma profundidade de 0,9 m. Foi

por duto ou eletroduto não condutor 8

resistividade térmica de 2,5 K.m/W, a uma profundidade de 0,9 m. Foi considerado, no caso de banco de duto, largura de 0,3 m e altura de 0,3

em banco de dutos ou eletroduto enterrado

7

superfície adjacente deve ser de no mínimo 0,3 vez o diâmetro externo do eletroduto, sem levar em consideração o efeito da radiação solar direta.

em eletroduto ao ar livre 6

Cabos instalados sobre isoladores, bandejas, leitos, etc. A distância a qualquer superfície adjacente deve ser de no mínimo 0,5 vez o diâmetro

horizontal ou em trifólio e um cabo tripolar

5

Notas

utilizar para a capacidade

instalação

I

K.m/W, a uma profundidade de 0,9 m.

enterrados

186

15.1.1.2 Tabelas de capacidade de corrente dos cabos elétricos de média tensão

A corrente transportada por qualquer condutor, durante períodos prolongados em funcionamento normal, deve ser tal que a temperatura máxima para serviço contínuo dada na Tabela 14 não seja ultrapassada. Essa condição é atendida se a corrente nos cabos não for superior às capacidades de condução de corrente adequadamente escolhidas nas tabelas 15 e 16 afetadas, se for o caso, dos fatores de correção dados nas tabelas 17 a 23 a seguir.

NBR 14039

Tabela 14 - Temperaturas características dos condutores (Tabela 27 da NBR 14039)

Tipo de isolação

Temperatura máxima para serviço

Cloreto de polivinila (PVC)

contínuo (condutor) °C


70

Polietileno (PE)

70


90


90

Borracha etilenopropileno (EPR 105)

105

As capacidades de corrente dos cabos elétricos definidas nas tabelas 15 e 16 foram calculadas para os arranjos específicos de cabos indicados na última coluna da Tabela 13, não sendo válidas para condições diferentes das indicadas. Por exemplo, as capacidades de condução de corrente em canaletas (métodos de referência C e D) foram calculadas para condições de instalação pré-fixadas, conforme indicado na última coluna da Tabela 13. A alteração de uma ou mais dessas condições de instalação implica uma variação na temperatura no interior da canaleta, diferente da utilizada no cálculo dos valores.

Em todos os casos em que as dimensões dos arranjos diferem das condições indicadas na última coluna da Tabela 13, recomenda-se consultar o fabricante de cabos para o cálculo dos fatores de correção adequados ou calcular diretamente as capacidades de condução de corrente para qualquer arranjo pela aplicação da norma NBR 11301. Esta norma, baseada na IEC 60287-1-1 - Electric cables - Calculation of the current rating - Part 1-1: Current rating equations (100 % load factor) and calculation of losses – General, refere-se ao funcionamento contínuo em regime permanente (fator de carga 100%), em corrente contínua ou em corrente alternada com freqüência de 60 Hz. Essa é a condição normalmente considerada nos projetos usuais de instalações de edificações residenciais, comerciais e industriais de média tensão Não há norma NBR para dimensionamento de cabos elétricos de média tensão com regimes de operação cíclicos. Nestes casos, deve-se utilizar a norma IEC 60853-1 - Calculation of the cyclic and emergency current rating of cables. Part 1: Cyclic rating factor for cables up to and including 18/30(36) kV. Tanto as IEC 60287-1-1 quanto a IEC 60853-1 são normas de difícil aplicação, pois contém numerosos cálculos complexos, somente possíveis de realizar em tempos razoáveis por meio de uso de softwares específicos. Há alguns poucos softwares para estes dimensionamentos disponíveis no mercado, tais como o CYMCAP - Cable Ampacity Calculation, cuja versão original foi desenvolvida em conjunto pela Ontario Hydro (Hydro One), McMaster University e CYME International, com o apoio da Canadian Electricity Association. As tabelas a seguir foram copiadas da NBR 14039, sendo importante notar que a norma não inclui tabelas de capacidade de corrente de cabos com isolação em PVC e PE (limitados aos circuitos com tensão nominal até 3,6/6 kV, conforme comentado em 14.3.1 deste guia). Nestes casos, deve ser consultado o fabricante de cabos.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 15 - Capacidades de condução de corrente, em ampères, para os métodos de referência A, B, C,D, E, F, G, H e I – condutor de cobre – cabos em EPR e XLPE 90 ºC (Tabela 28 da NBR 14039)

Métodos de instalação definidos na tabela 25

A

10

87

105

80

92

67

55

63

65

78

16

114

137

104

120

87

70

81

84

99

25

150

181

135

156

112

90

104

107

126

35

183

221

164

189

136

108

124

128

150

50

221

267

196

226

162

127

147

150

176

70

275

333

243

279

200

154

178

183

212

95

337

407

294

336

243

184

213

218

250

120

390

470

338

384

278

209

241

247

281

150

445

536

382

433

315

234

270

276

311

185

510

613

435

491

357

263

304

311

347

240

602

721

509

569

419

303

351

358

395

300

687

824

575

643

474

340

394

402

437

400

796

959

658

734

543

382

447

453

489

500

907

1100

741

829

613

426

502

506

542

630

1027

1258

829

932

686

472

561

562

598

800

1148

1411

916

1031

761

517

623

617

655

1000

1265

1571

996

1126

828

555

678

666

706

16

118

137

107

120

91

72

83

84

98

25

154

179

138

155

117

92

106

108

125

35

186

217

166

187

139

109

126

128

149

50

225

259

199

221

166

128

148

151

175

70

279

323

245

273

205

156

181

184

211

95

341

394

297

329

247

186

215

219

250

Tensão

120

393

454

340

375

283

211

244

248

281

nominal

150

448

516

385

423

320

236

273

278

311

maior que

185

513

595

437

482

363

265

307

312

347

8,7/15 kV

240

604

702

510

560

425

306

355

360

395

300

690

802

578

633

481

342

398

404

439

400

800

933

661

723

550

386

452

457

491

500

912

1070

746

817

622

431

507

511

544

630

1032

1225

836

920

698

477

568

568

602

800

1158

1361

927

1013

780

525

632

628

660

1000

1275

1516

1009

1108

849

565

688

680

712

Tensão nominal menor ou igual a 8,7/15 kV

C

D

E

F

G

H

I

187

NBR 14039

Seção mm

B

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 16 - Capacidades de condução de corrente, em ampères, para os métodos de referência A, B, C,D, E, F, G, H e I - condutor de cobre – cabos em EPR 105 ºC (Tabela 30 da NBR 14039) Métodos de instalação definidos na tabela 25

Seção mm

A

B

C

D

E

F

G

H

I

10

97

116

88

102

75

60

68

70

84

16

127

152

115

133

97

76

88

90

107

25

167

201

150

173

126

98

112

115

136

35

204

245

182

209

153

117

134

137

162

50

246

297

218

250

183

138

158

162

190

70

307

370

269

308

225

168

192

197

229

95

376

453

327

372

273

200

229

235

270

120

435

523

375

425

313

227

260

266

303

150

496

596

424

479

354

254

291

298

336

185

568

683

482

543

403

286

328

335

375

240

672

802

564

630

472

330

379

387

427

300

767

918

639

712

535

369

426

434

473

400

890

1070

731

814

613

416

483

490

529

500

1015

1229

825

920

693

465

543

548

588

630

1151

1408

924

1035

777

515

609

609

650

800

1289

1580

1022

1146

863

565

676

671

712

1000

1421

1762

1112

1253

940

608

738

725

769

16

131

151

118

132

102

78

90

91

106

25

171

199

153

171

131

100

114

116

135

35

207

240

184

206

156

118

136

138

161

50

250

286

220

244

187

139

160

163

189

70

b

357

272

301

230

169

195

198

228

95

379

436

329

362

278

202

232

236

269

Tensão

120

438

503

377

414

319

229

263

267

303

nominal

150

498

572

426

467

360

256

294

299

336

maior que

185

571

660

484

532

409

288

331

337

375

8,7/15 kV

240

672

779

565

619

479

332

383

389

427

300

768

891

641

699

542

372

430

436

475

400

891

1037

734

800

621

420

488

493

531

500

1018

1192

829

905

703

469

549

553

590

630

1155

1367

930

1020

790

521

616

616

653

800

1297

1518

1033

1124

882

574

686

682

718

1000

1430

1694

1125

1231

961

619

748

739

775

Tensão nominal menor ou igual a 8,7/15 kV

NBR 14039

188

Os fatores de correção da tabela 17 não consideram o aumento de temperatura devido à radiação solar ou a outras radiações infravermelhas. Quando os cabos forem

submetidos a tais radiações, as capacidades de condução de corrente devem ser calculadas pelos métodos especificados na NBR 11301.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 17 - Fatores de correção para temperaturas ambientes diferentes de 30°C 20°C (temperatura do solo) para linhas subterrâneas (Tabela 32 da NBR 14039)

para linhas não subterrâneas e de

Temperatura

Temperatura

Isolação

°C

Ambiente

EPR ou XLPE

15

1,12

10

1,15

20

1,08 1,04

25

0,96

35

0,91

40

0,87

45

0,82

50

0,76

55

0,71

60

0,65

65

0,58

70

0,50

75

0,41

80

Isolação

°C EPR 105

1,13 1,10 1,06 1,03

Do solo

EPR ou XLPE

EPR 105

15

1,04

1,03

10

1,07

25

0,96

0,64

0,46

75

0,58

0,68

0,53

70

0,63

0,72

0,60

65

0,68

0,76

0,65

60

0,73

0,80

0,71

55

0,77

0,84

0,76

50

0,82

0,87

0,80

45

0,86

0,91

0,85

40

0,89

0,94

0,89

35

0,93

0,97

0,93

30

0,97

1,06

0,59

0,38

80

0,54

Tabela 18 - Fatores de correção para cabos contidos em eletrodutos enterrados no solo ou diretamente enterrados, com resistividades térmicas diferentes de 2,5 K.m/W, a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência F, G, H e I (Tabela 33 da NBR 14039)

Resistividade térmica (K.m/W)

Fator de correção métodos F e G Fator de correção métodos H e I

1

1,25 1,46

1,5

1,15 1,24

2

3

1,07

0,94

1,10

0,92

NOTAS 1 Os fatores de correção dados são valores médios para as seções nominais incluídas nas tabelas 28, 29, 30 e 31, com uma dispersão geralmente inferior a 5%. 2 Os fatores de correção são aplicáveis a cabos em eletrodutos enterrados ou diretamente enterrados, a uma profundidade de até 0,9 m. 3 Fatores de correção para resistividades térmicas diferentes podem ser calculados pelos métodos dados na NBR 11301.

Quando devido a condições de funcionamento conhecidas, um circuito ou cabo multipolar for previsto para conduzir não mais do que 30% da capacidade de condução de corrente de seus

189

condutores, já afetada pelo fator de correção aplicável, o circuito ou cabo multipolar pode ser omitido para efeito da obtenção do fator de correção do restante do grupo indicado nas tabelas 19 a 23 a seguir.

Tabela 19 - Fatores de correção para cabos unipolares em plano espaçados ao ar livre a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência B (Tabela 34 da NBR 14039)

Agrupamento de cabos em sistemas trifásicos, instalados em ambientes abertos e ventilados. Estes valores são válidos, desde que os cabos mantenham as disposições de instalação propostas

Número de ternas 1 Número de bandejas

Instalação em bandejas

2

3

Fator de correção (fa)

1

1,00

0,97

0,96

2

0,97

0,94

0,93

3

0,96

0,93

0,92

6

0,94

0,91

0,90

0,94

0,91

0,89

Instalação vertical

No caso de instalações em plano, aumentando-se a distância entre os cabos, reduz-se o aquecimento mútuo. Entretanto, simultaneamente, aumentam-se as perdas nas blindagens metálicas. Por isso torna-se impossível dar indicação sobre disposições para as quais não há necessidade de fator de correção.

NOTAS 1 Esses fatores são aplicáveis a grupos de cabos uniformemente carregados. 2 Os valores indicados são médios para a faixa usual de seções nominais, com dispersão geralmente inferior a 5%.

NBR 14039

Casos onde não há necessidade de correção

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 20 - Fatores de correção para cabos unipolares em trifólio ao ar livre a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência A (Tabela 35 da NBR 14039)

Número de ternas


1

Número de bandejas Instalação em bandejas

2

3


1

1,00

0,98

0,96

2

1,00

0,95

0,93

3

1,00

0,94

0,92

6

1,00

0,93

0,90

1,00

0,93

0,90


Número qualquer de ternas



190

Tabela 21 - Fatores de correção para cabos tripolares ao ar livre a serem aplicados às capacidades de condução de corrente do método de referência A (Tabela 36 da NBR 14039)

Número de cabos


1 Número de bandejas

Instalação em bandejas


NBR 14039



2

3

6

9


1

1,00

0,98

0,96

0,93

0,92

2

1,00

0,95

0,93

0,90

0,89

3

1,00

0,94

0,92

0,89

0,88

6

1,00

0,93

0,90

0,87

0,86

1,00

1,00

0,90

0,87

0,87

Número qualquer de cabos

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 22 - Fatores de correção para cabos unipolares e cabos tripolares em banco de dutos a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência F e G (Tabela 37 da NBR 14039)


Multiplicar pelos valores do método de referência G (um cabo unipolar por duto)

c

c

a c

b

c

a c

b

c

d

d

b

a

d

Até seção 95 mm2 inclusive

1,00

0,90

0,82

Acima de 95 mm2

1,00

0,87

0,77

Multiplicar pelos valores do método de referência F (três cabos unipolares em trifólio por duto)

c

c

a c

b

c

a c

b

c

b

191

b

b

b Até seção 95 mm2 inclusive

0,91

0,85

0,79

Acima de 95 mm2

0,88

0,81

0,73

Multiplicar pelos valores do método de referência F (1 cabo tripolar por duto)

c

a

c c

b

c

a c

b

b

b

b

0,91

0,85

0,79

Acima de 95 mm2

0,88

0,81

0,73

dimensões dos cabos utilizados nas colunas F e G das tabelas 28 a 31. Os valores médios arredondados podem apresentar erros de 10% em certos casos. Se forem necessários valores mais precisos ou para outras configurações, deve-se recorrer à NBR 11301. 2 Dimensões: a = 76 cm, b = 48 cm, c = 20 cm, d = 68 cm.

NBR 14039

1 Os valores indicados são aplicáveis para uma resistividade térmica do solo de 0,9 K.m/W. São valores médios para as mesmas

a c

b


NOTAS

a

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 23 - Fatores de correção para cabos unipolares e cabos tripolares em banco de dutos a serem aplicados às capacidades de condução de corrente dos métodos de referência H e I (Tabela 38 da NBR 14039)

Agrupamento de cabos em sistemas trifásicos, instalados em ambientes abertos e ventilados. Estes valores são válidos, desde que os cabos mantenham as disposições de instalação propostas Multiplicar pelos valores do método de referência I (cabos unipolares espaçados diretamente enterrados) Até seção 95 mm2 inclusive

1,00

0,87

0,80

Acima de 95 mm2

1,00

0,85

0,78


0,86

0,79

0,71

Acima de 95 mm2

0,83

0,76

0,67


0,86

0,79

0,71

Acima de 95 mm2

0,83

0,76

0,67

Multiplicar pelos valores do método de referência H (cabos unipolares em trifólio diretamente enterrados)

Multiplicar pelos valores do método de referência H (cabo tripolar diretamente enterrado)

192

20cm 20cm

NOTAS 1 Os valores indicados são aplicáveis para uma resistividade térmica do solo de 2,5 K.m/W. São valores médios para as mesmas dimensões dos cabos utilizados nas colunas H e I das tabelas 28 a 31. Os valores médios arredondados podem apresentar erros de 10% em certos casos. Se forem necessários valores mais precisos ou para outras configurações, deve-se recorrer à NBR 11301.

90cm

2 Dimensões (para todas as configurações da tabela 38):

Conforme 6.2.5.7 da NBR 14039, quando os condutores e cabos são instalados num percurso ao longo do qual as condições de resfriamento (dissipação de calor) variam, as capacidades de

condução de corrente devem ser determinadas para a parte do percurso que apresenta as condições mais desfavoráveis. A figura 47 ilustra essa situação

NBR 14039

15.1.2 Critério de queda de tensão

Figura 47 – Mudança de maneiras de instalar um cabo ao longo do percurso

Conforme 6.2.7 da NBR 14039, para o cálculo da queda de tensão num circuito, deve ser utilizada a corrente de projeto do circuito (IB), conforme indicado em 4.1 deste guia. A queda de tensão entre a origem de uma instalação e qualquer ponto de utilização em média tensão deve ser menor ou igual a 5% (Figura 48), sendo que quedas de tensão maiores que esta são permitidas somente para equipamentos com corrente de partida elevada, durante o período de partida, desde que dentro dos limites permitidos em suas normas respectivas. Para o cálculo das quedas de tensão devem ser consideradas as impedâncias dos transformadores e dos cabos de média tensão disponíveis nos catálogos dos fabricantes.


Figura 48 – Queda de tensão máxima em instalação MT

15.1.3 Critério de sobrecarga De acordo com 4.1.3.1 da NBR 14039, todo circuito deve ser protegido por dispositivos que interrompam a corrente nesse circuito quando ela ultrapassar o valor da capacidade de condução de corrente nominal em pelo menos um de seus condutores, podendo provocar uma deterioração da instalação caso permaneça por tempo prolongado. A interrupção da corrente de sobrecarga deve acontecer em um tempo suficientemente curto para que os condutores não atinjam os valores de temperatura especificados na Tabela 24. As características dos dispositivos de proteção dos cabos elétricos de média tensão contra curto-circuito podem ser vistas no capítulo 7 deste guia. Os condutores vivos devem ser protegidos contra as correntes de sobrecargas, exceto quando alimentam cargas que possuem sua própria proteção contra as sobrecargas, tais como transformadores, motores, etc. Tabela 24 - Temperaturas limites de sobrecarga dos condutores (Tabela 27 da NBR 14039) Tipo de isolação

Temperatura limite de

em um tempo suficientemente curto para que os condutores não atinjam os valores de temperatura especificados na Tabela 25. As características dos dispositivos de proteção dos cabos elétricos de média tensão contra curto-circuito podem ser vistas no capítulo 7 deste guia. Tabela 25 – Temperaturas limites de curto-circuito dos condutores (Tabela 27 da NBR 14039) Tipo de isolação

Temperatura limite de sobrecarga (condutor) °C


160

Polietileno (PE)

160


250


250


250

193

15.1.4.2 Correntes de curto-circuito nos condutores Os cabos apresentam uma característica de curto-circuito dada pela equação de I2t a seguir:

sobrecarga (condutor) °C Cloreto de polivinila (PVC)

100

Polietileno (PE)

100


130


130


140

15.1.4 Critério de curto-circuito 15.1.4.1 Generalidades

I = Corrente suportada pelo cabo (A) S = Seção nominal do cabo (mm²) t = tempo de duração da corrente de curto-circuito (s) K= Constante que depende do tipo de isolação (ver Tabela 26) Tabela 26 – Fator K dos cabos em função do tipo de isolação Isolação

Condutor

EPR/XLPE 90°

Cobre

142

99

Alumínio

93

65

Cobre

134

87

Alumínio

88

57

Cobre

114

114

Alumínio

74

74

EPR 105° PVC

Conexão prensada Conexão soldada

NBR 14039

Conforme 4.1.3.2 da NBR 14039, todo circuito deve ser protegido por dispositivos que interrompam a corrente nesse circuito quando pelo menos um de seus condutores for percorrido por uma corrente de curto-circuito. A interrupção da corrente de curto-circuito deve acontecer

Em que:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS A partir das equações fornecidas no item “Proteção contra curto-circuito”, pode-se construir as curvas de curta duração dos cabos, que são aquelas encontradas nos catálogos dos fabricantes dos cabos. As Figuras 49, 50, 51 e 52 apresentam as características de corrente de curta duração para cabos de cobre e de alumínio para isolação EPR 90°/XLPE e PVC. Nas Figuras 53 e 54, estão as curvas de danos dos cabos de cobre e de alumínio, respectivamente

Figura 49 – Característica de corrente suportada pelos cabos de cobre EPR 90°/XLPE.

(A)

194

Figura 50 – Característica de corrente suportada pelos cabos de cobre e isolação de PVC.

(B)

NBR 14039

Figura 51 – Característica de corrente suportada pelos cabos de alumínio e EPR 90°/XLPE.

(C)

Figura 52 – Característica de corrente suportada pelos cabos de alumínio e isolação de PVC.

Figura 53 – Curva tempo versus corrente para cabos de cobre com isolação (a) EPR/XLPE 90 °C, (b) EPR/XLPE 105 °C e (c) PVC 70 °C.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Exemplo A seção nominal mínima de um cabo de média tensão 8,7/15 kV, EPR 90 °C, condutor de cobre, que deve suportar uma corrente de curto-circuito de 21 kA, com tempo de eliminação da falta igual a 1 segundo é calculada por:

,

15.1.4.3 Correntes de curto-circuito na blindagem semicondutora metálica do cabo

(A)

A blindagem semicondutora metálica dos cabos apresenta uma característica de curto-circuito dada pela equação de I2t a seguir:

Em que: I = Corrente suportada pela blindagem metálica do cabo (A) S = Seção nominal da blindagem do cabo (mm²) t = tempo de duração da corrente de curto-circuito (s) K= Constante que depende do tipo de isolação (ver Tabela 27) Tabela 27 – Fator K da blindagem semicondutora metálica em

195

função do tipo de isolação

(B)

Isolação

Condutor da blindagem

Fator K

EPR/XLPE 90°

EPR/XLPE 90°

124,2

EPR 105°

EPR 105°

115

PVC

PVC

136,7

Exemplo 1 A máxima corrente de curto-circuito suportada pela blindagem (cobre) de um cabo de média tensão 8,7/15 kV, EPR 90 °C, com seção da blindagem é de 6,16 mm2 é dada por:

Isso significa que a blindagem metálica semicondutora do cabo deste exemplo suporta uma corrente de 765 A durante 1 s. Exemplo 2

NBR 14039

(C)

Figura 54 – Curva tempo versus corrente para cabos de alumínio com isolação (a) EPR/XLPE 90 °C, (b) PR/XLPE 105 °C e (c) PVC 70 °C

Admitindo-se que o cabo do Exemplo 1 é o circuito alimentador de um motor de média tensão, no qual o relé de proteção contra curto-circuito é instantâneo (0,05 s) e o dispositivo de manobra é um disjuntor (tinterrupção = 3 ciclos = 0.05 s), a corrente suportada pela blindagem é dada por (o valor de t na fórmula é 0,05 + 0,05 = 0,10 s):


15.1.4.4 Coordenação A Figura 55 mostra a característica de corrente de curta duração do cabo. Para que o cabo não se danifique até a proteção operar completamente, deve haver um intervalo de coordenação que compreenda o tempo de operação do relé mais o tempo de interrupção do dispositivo de proteção. Ao se dimensionar a proteção dos cabos, deve-se levar em conta que a proteção principal pode falhar e o cabo deve suportar até a proteção de retaguarda (backup) operar. Os tempos de eliminação utilizados normalmente variam entre 0,6 s e 1,5 s. Assim, para efeito de verificação, o intervalo de coordenação utilizado é da ordem de 300 ms. Entretanto, para um dimensionamento mais conservativo, pode-se utilizar um intervalo de 600 ms para dar tempo da proteção de retaguarda operar.

196

Figura 55 – Coordenação entre a proteção de sobrecorrente e o cabo.

15.2 Dimensionamento de barramentos blindados

NBR 14039

O dimensionamento do barramento blindado de média tensão e suas proteções deve considerar os seguintes aspectos gerais: • A corrente nominal do barramento blindado (In) deve ser igual ou superior à corrente de projeto do circuito (IB), incluindo as componentes harmônicas; • A corrente nominal do sistema de barramento blindado deve ser declarada pelo fabricante para uma determinada temperatura de referência do ar ambiente; • O fabricante deve fornecer as informações necessárias para a correta seleção e dimensionamento do dispositivo de proteção contra sobrecarga que irá proteger o barramento blindado ou indicar diretamente o dispositivo de proteção contra sobrecarga que deve ser utilizado; • O fabricante deve fornecer as informações necessárias para a correta seleção e dimensionamento do dispositivo de proteção contra curtocircuito que irá proteger o barramento blindado ou indicar diretamente o dispositivo de proteção contra curto-circuito que deve ser utilizado; • O fabricante deve declarar os valores de resistência elétrica, reatância

e impedância do sistema de barramento blindado nas condições de montagem especificadas a fim de permitir os cálculos das correntes de curto-circuito e de falta em qualquer ponto de uma instalação elétrica que inclua o barramento blindado; • O dispositivo de proteção do barramento blindado deve ter a capacidade de interrupção contra curto-circuito igual ou superior à corrente de curto-circuito presumida no ponto onde o dispositivo for instalado; • O fabricante deve declarar os limites de queda de tensão no sistema de barramento blindado.

16 Aterramento e equipotencialização 16.1 Generalidades O aterramento, que é tratado em 6.4 na NBR 14039, tem como função principal garantir a segurança das pessoas em relação às tensões de passo e toque, além do correto funcionamento das instalações elétricas e dos equipamentos por elas servidos. Um sistema de aterramento é o conjunto de todos os eletrodos e condutores de aterramento, interligados ou não entre si, assim como partes metálicas que atuam direta ou indiretamente com a função de aterramento, tais como: torres e pórticos, armaduras de edificações, capas metálicas de cabos, tubulações e similares. É importante notar que a NBR 14039 trata do aterramento em geral das instalações elétricas de média tensão e não prescreve requisitos específicos para aterramentos de subestações, que são os locais onde geralmente se concentra a maioria dos componentes de média tensão em edificações residenciais, comerciais ou industriais. Para lidar com o aterramento específico de subestações de média tensão, deve-se utilizar a norma NBR 15571- Sistemas de aterramento de subestações – Requisitos (ver item 19.5 deste guia). Esta norma complementa ou substitui as prescrições gerais da NBR 14039 sobre aterramento da área física da subestação. A Figura 56 mostra como lidar, sob o ponto de vista do aterramento, com a aplicação das normas NBR 14039 (geral) e NBR 15571 (específica para subestações) numa instalação elétrica de média tensão. Um sistema de aterramento pode ser dividido em duas partes principais, a saber: •A primeira parte, que fica enterrada (no solo), é denominada “eletrodo de aterramento”, sendo assim definido nas normas mencionadas anteriormente: elemento ou conjunto de elementos do sistema de aterramento que assegura o contato elétrico com o solo e dispersa a corrente de defeito, de retorno ou de descarga atmosférica na terra. • A segunda parte abrange todo o complexo de condutores (rabichos de aterramento, condutores PE, condutores para referência de sistemas e de equipotencialização) e massas metálicas (carcaças de equipamentos, estruturas e outros elementos) situadas acima do nível do solo e que deverão estar convenientemente interligados e aterrados; A seleção e instalação dos componentes dos aterramentos devem ser tais que: • O valor da resistência de aterramento deve satisfazer as condições de proteção e de funcionamento da instalação elétrica, de acordo com o


Figura 56 – Aplicação das normas NBR 14039 e NBR 15571 nos projetos de aterramento em média tensão

esquema de aterramento utilizado. Embora o arranjo e as dimensões do sistema de aterramento sejam mais importantes que o próprio valor da resistência de aterramento, a NBR 14039 recomenda uma resistência da ordem de grandeza de 10 ohms, como forma de reduzir os gradientes de potencial no solo. • O valor da resistência de aterramento obtida não se modifique consideravelmente ao longo do tempo. • Os componentes resistam às solicitações térmicas, termomecânicas e eletromecânicas a que a instalação possa submetê-los; • Sejam adequadamente robustos ou possuam proteção mecânica apropriada para atender às condições de influências externas (ver 4.3). Além disso, devem ser tomadas precauções especificamente para impedir danos aos eletrodos de aterramento e a outras partes metálicas do sistema por efeitos de eletrólise. Isso inclui escolher materiais que reduzam ou eliminem a possibilidade de corrosão eletrolítica, tais como o uso de peças de cobre, cobreadas ou soldas exotérmicas. 16.2 Eletrodo de aterramento O eletrodo de aterramento deve ser construído de tal forma a desempenhar sua função causando a menor perturbação possível, na forma de tensões superficiais no solo sobre o mesmo e em seus arredores ou através do retorno de correntes impulsivas para a instalação elétrica. Quanto ao aspecto construtivo, um eletrodo de aterramento pode ser:

• Uma malha sob o piso da edificação, ou, no mínimo um anel circundando o perímetro da edificação; ou • Eletrodos de aterramento convencionais, indicados na Tabela 28; ou a • As fundações da edificação.

197

Em nenhuma hipótese podem ser usados como eletrodo de aterramento as canalizações metálicas de fornecimento de água e outros serviços, porém elas devem ser incluídas na ligação equipotencial. O uso do eletrodo de aterramento pelas fundações, técnica utilizada há décadas no exterior, baseia-se na constatação de que o conjunto formado pelo ferro imerso em concreto em contato com o solo apresenta resistividades muito baixas, da ordem 30 a 50 Ω.m a 20 ºC. Além disso, a massa de material condutor representada pelas toneladas de aço nas fundações é muito superior à quantidade de material metálico utilizado nos eletrodos convencionais, reduzindo significativamente o valor da resistência de aterramento. 16.3 Condutores de aterramento Os condutores de aterramento destinam-se a ligar o eletrodo de aterramento ao Terminal de Aterramento Principal (TAP) da instalação de média tensão. Os condutores de aterramento seguem as mesmas prescrições dos condutores de proteção (ver 16.5 deste guia), em relação ao dimensionamento, materiais, etc. A exceção a essa regra refere-se ao trecho do condutor de aterramento que estiver enterrado no solo, que deve ter uma seção mínima conforme indicado na Tabela 29.

NBR 14039

• Natural: que não é instalado especificamente para este fim, mas que apresenta as condições necessárias para desempenhar a função, em geral as armaduras de aço das fundações; • Convencional: que é instalado com este fim, como por exemplo, os condutores em anel, as hastes verticais ou inclinadas e os condutores horizontais radiais em forma de malha.

Os seguintes eletrodos de aterramento são previstos pela NBR 14039:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 28 - Eletrodos de aterramento convencionais

Tipo de eletrodo

Dimensões mínimas

Tubo de aço zincado

Cantoneira de (20 mm x 20 mm x 3 mm) com 2,40 m de

Haste de aço zincado

Diâmetro de 15 mm com 2,00 m ou 2,40 m de comprimento

Haste de cobre


Fita de cobre

Enterramento totalmente vertical

comprimento



Enterramento totalmente vertical Enterramento totalmente vertical

50 mm² de seção, 2 mm de espessura e 10 m de

Profundidade mínima de 0,60 m.

Fita de aço galvanizado

100 mm² de seção, 3 mm de espessura e 10 m de

Profundidade mínima de 0,60 m.

Cabo de cobre

50 mm² de seção e 10 m de comprimento

Profundidade mínima de 0,60 m. Posição horizontal

Cabo de aço cobreado



Cabo de aço zincado

comprimento comprimento


Tabela 29 - Seções mínimas convencionais de condutores de aterramento Protegido contra corrosão Não protegido

Protegido mecanicamente

Não protegido mecanicamente

De acordo com 6.4.3.1

Cobre: 16 mm² Aço: 16 mm²

Cobre: 16 mm² (solos ácidos)

25 mm² (solos alcalinos)

contra corrosão Aço: 50 mm²

Na execução da ligação de um condutor de aterramento a um eletrodo de aterramento, deve-se garantir a continuidade elétrica e a integridade do conjunto. Isso é conseguido com o uso de conectores apropriados para essa finalidade ou com a utilização de solda exotérmica. 16.4 Terminal de aterramento principal A instalação de média tensão deve ter um terminal de aterramento principal (TAP) ao qual devem ser ligados os seguintes elementos: • Condutor de aterramento; • Condutores de proteção principais; • Condutores de equipotencialidade principais; • Condutor neutro, se disponível; • Condutores de equipotencialidade ligados a eletrodos de aterramento de outros sistemas (por exemplo, baixa tensão, SPDA, etc.); • Estrutura da edificação (ferragens em geral). O TAP deve estar localizado o mais próximo possível da origem da instalação de média tensão. 16.5 Condutor de proteção (PE)

NBR 14039


Perfil de aço zincado

Haste de aço revestida de cobre

198

Observações

2,40 m de comprimento e diâmetro nominal de 25 mm

O condutor PE é aquele que se origina no Terminal de Aterramento Principal e é ligado às carcaças metálicas dos equipamentos em geral e também realiza a equipotencialização entre massas metálicas (cercas, caixilhos, etc.) e a instalação elétrica. Segundo a NBR 14039, podem ser usados como condutores de proteção:

Largura na posição vertical Largura na posição vertical


• Veias de cabos multipolares de baixa tensão; • Cabos de baixa tensão unipolares ou condutores nus num conduto comum aos condutores vivos; • Cabos de baixa tensão unipolares ou condutores nus independentes; • Proteções metálicas ou blindagens de cabos de média tensão. A seção mínima dos condutores de proteção deve ser calculada de acordo com 6.4.3.1.1 da NBR 14039, ou selecionada de acordo com 6.4.3.1.2. Qualquer que seja o tipo, a seção do condutor PE pode ser calculada pela expressão: S= onde:

l2 t k

S é a seção do condutor (mm2), em milímetros quadrados; I é o valor (eficaz) da corrente de falta que pode circular pelo dispositivo de proteção, para uma falta direta (A); t é o tempo de atuação do dispositivo de proteção, em segundos; k é o fator que depende das temperaturas iniciais e finais e do material: do condutor de proteção, de sua isolação e outras partes. As tabelas 41, 42 e 43 da NBR 14039 dão os valores de k para condutores de proteção em diferentes condições de uso ou serviço. Como alternativa ao cálculo indicado, a seção do condutor de proteção pode ser determinada por uma simples consulta à Tabela 30, que relaciona a seção do PE com a seção do condutor de fase correspondente. Os valores da Tabela 30 são válidos apenas se o condutor de proteção for constituído do mesmo metal que os condutores de fase. Caso não seja, sua seção deve ser determinada de modo que sua condutância seja equivalente à da seção obtida pela tabela. Tabela 30 - Seção mínima do condutor de proteção

Seção dos condutores fase da

Seção mínima do condutor de

instalação S mm²

proteção correspondente Sp mm²

S ≤ 16

S

16 < S ≤ 35

16

S >35

S/2


17 Seccionamento

e comando

As prescrições da NBR 14039 sobre seccionamento e comando são apresentadas em 6.3.6. Os dispositivos de seccionamento devem seccionar efetivamente todos os condutores vivos (fases e neutro) de alimentação do circuito considerado. A distância de abertura entre os contatos do dispositivo deve ser visível, como é o caso, por exemplo, das chaves seccionadoras (Figura 57 a), ou ou ser clara e confiavelmente indicada pela marcação “Desligado” ou “Ligado”, pela utilização dos símbolos “O” e “I”, indicando, respectivamente, as posições aberta e fechada, como, por exemplo, nos disjuntores (Figura 57 b).

Em particular, a instalação de chaves desligadoras e chaves fusíveis deve ser feita de forma a impedir seu fechamento pela ação da gravidade. Quando esta ação atuar no sentido de abertura, as chaves desligadoras devem ser providas de dispositivos de travamento, tais como chaves “kirk”. Além disso, as chaves desligadoras simples e chaves fusíveis devem ser dispostas de forma que, quando abertas, as partes móveis não estejam sob tensão (Figura 58).

Lado da fonte

Lado da carga (parte móvel não está sob tensão com a chave aberta)

Figura 58 – Ligação correta de uma chave seccionadora

Conforme a NBR 14039, o seccionamento pode, por exemplo, ser realizado por meio de seccionadores; por disjuntores; pela retirada de fusíveis ou barras; por terminais especialmente concebidos, que não exijam a retirada de condutores; por dispositivos de comando e contatores.

18 Transformadores

a) distância de abertura claramente visível

b) posições indicadas pelos símbolos “O” e “I” Figura 57 – Sinalização de posição dos dispositivos de seccionamento

Transformador é um dispositivo que funciona sob o princípio da indução eletromagnética mútua entre dois circuitos que são eletricamente isolados, porém magneticamente ligados. Desta forma, é possível realizar a transferência de energia elétrica de um circuito (primário) para outros circuitos (secundário, terciário), modificando assim os valores de tensões, correntes ou impedâncias de um circuito elétrico. Os transformadores são componentes fundamentais em uma instalação elétrica na medida em que a maioria dos equipamentos de utilização das instalações opera em tensão inferior à tensão de fornecimento em média tensão da concessionária. Desta forma, a tensão recebida terá que ser reduzida pelo transformador para o nível de tensão de funcionamento dos equipamentos. Além disso, a medição das grandezas elétricas em média tensão geralmente não é feita de forma direta, necessitando de transformadores de corrente e de potencial para que possa ser medida indiretamente. Estes transformadores têm ainda papel fundamental na operação de relés de proteção utilizados nas subestações. Em 6.5, a NBR 14039 aborda essas duas famílias de equipamentos: transformadores de potência e transformadores de medição (corrente e potencial). 18.1 Transformadores de potência Os transformadores de potência são tratados em 6.5.1 da NBR 14039 e são aqueles cuja finalidade principal é transformar

NBR 14039

Não é admitida a utilização de dispositivos a semicondutores como dispositivos de seccionamento uma vez que não é garantida a separação física dos contatos nestes dispositivos. Os dispositivos de seccionamento devem ser projetados e instalados de modo a impedir qualquer restabelecimento inadvertido.

199

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS energia elétrica em alta, média ou baixa tensão. 18.1.1 Tipos de transformadores de potência

• Transformador submersível: é capaz de funcionar normalmente mesmo quando imerso em água, em condições especificadas (Figura 62).

Conforme a aplicação, existem diferentes tipos de transfor madores conforme a seguir: • Transformador de força: é utilizado em subestações de concessionárias e de consumidores (Figura 59).

Figura 62 – Transformador submersível

• Transformador pedestal (“pad- mounted”): é utilizado em aplicações onde o espaço físico é insuficiente para construção de subestação abrigada (Figura 63).

Figura 59 – Transformador de força

200

• Transformador de distribuição: é utilizado em sistemas de distribuição de energia nas instalações em postes ou plataformas (Figura 60)

Figura 63 – Transformador pedestal

Figura 60 – Transformador de distribuição

• Transformador autoprotegido: incorpora componentes para proteção do sistema de distribuição tanto contra sobrecargas e curtos-circuitos na rede secundária quanto em falhas internas no transformador. Para sobrecorrentes, é dotado internamente de fusíveis de alta tensão e disjuntor de baixa tensão. Além disso, o transformador é provido de dispositivo para fixação de pára-raios externos ao tanque para a proteção contra sobretensões (Figura 64).

NBR 14039

• Transformador subterrâneo: é utilizado em câmaras, abaixo do nível do solo (Figura 61).

Figura 61 – Transformador subterrâneo

Figura 64 – Transformador autoprotegido

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Transformador hermético: nesta construção, o óleo isolante não tem contato com o exterior, uma vez que não existe tanque de expansão, secador e câmara de ar e, consequentemente, não há possibilidade de absorção de umidade. Isso mantém a rigidez dielétrica do óleo em boas condições, prevenindo a oxidação interna e reduzindo a manutenção (Figura 65).

Figura 65 – Transformador hermético

18.1.2 Tipos de isolantes e construções A função do isolante em transformadores é garantir o isolamento elétrico entre suas partes energizadas e permitir a refrigeração interna destas partes através da transferência de calor, substituindo ainda o possível ar existente entre aquelas partes proporcionando alta rigidez dielétrica e baixa condutividade entre si. Transformadores utilizam óleo isolante mineral derivado de petróleo, óleos sintéticos como os óleos silicones e os ascaréis, óleos isolantes de origem vegetal (fabricados a partir de soja, girassol e outras matérias-primas vegetais), os isolantes à base de compostos resinosos a seco (geralmente, epóxi) ou isolados com o gás (SF6 - hexafluoreto de enxofre). A partir da definição do tipo de isolante, um transformador será então classificado quanto à sua construção em: • Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas são imersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou • Transformador seco (ou “a seco”), cujas partes ativas não são imersas em líquido isolante, sendo, geralmente, isolados com resinas (Figura 66).

18.1 3 Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre transformadores de potência são as seguintes: • NBR 5356-1 - Transformadores de potência - Parte 1: Generalidades • NBR 5356-2 - Transformadores de potência - Parte 2: Aquecimento • NBR 5356-3 - Transformadores de potência - Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar • NBR 5356-4 - Transformadores de potência - Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores • NBR 5356-5 - Transformadores de potência - Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-circuitos • NBR 5416 - Aplicação de cargas em transformadores de potência - Procedimento • NBR 5440 - Transformadores para redes aéreas de distribuição Requisitos • NBR 5458 - Transformador de potência — Terminologia • NBR 7036 - Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência para distribuição, imersos em líquidos isolantes • NBR 7037 - Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante mineral • NBR 8926 - Guia de aplicação de réles para a proteção de transformadores - Procedimento • NBR 9368 - Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV — Características elétricas e mecânicas • NBR 9369 - Transformadores subterrâneos - Características elétricas e mecânicas - Padronização • NBR 10022 - Transformador de potência com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV - Características específicas - Padronização • NBR 10295 - Transformadores de potência secos – Especificação • NBR 12454 - Transformadores de potência de tensões máximas até 36,2kV e potência de 225 kVA até 3750 kVA - Padronização • NBR 15349 - Óleo mineral isolante - Determinação de 2-furfural e seus derivados • NBR 15422 - Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos

201

18.1.4 Tipos de transformadores em relação aos tipos de subestações

Figura 66 – Transformador a seco

• Transformador para interior: aquele projetado para ser abrigado permanentemente das intempéries; • Transformador para exterior: aquele projetado para suportar

NBR 14039

Conforme a Seção 9 da NBR 14039 (Subestações), os transformadores podem ser instalados em subestações abrigadas (em alvenaria ou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmaras estanques ou não à penetração de água) e ao tempo (no nível do solo ou acima dele). Neste sentido, existem os seguintes tipos de transformadores definidos na NBR 5458:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 31 – Tipos de transformadores x tipos de subestações

Tipo de subestação

Para uso interior

Abrigada em cabina metálica

X

Abrigada em alvenaria

Para uso exterior

X

Subterrânea estanque

Força X

Distribuição Subterrâneo Submersível

X

Subterrânea não estanque

Ao tempo no nível do solo

X

Ao tempo acima do nível do solo

X

X

X

exposição permanente às intempéries; • Transformador submersível: aquele capaz de funcionar normalmente mesmo quando imerso em água, em condições especificadas; • Transformador subterrâneo: aquele construído para ser instalado em câmara, abaixo do nível do solo. A Tabela 31 indica os tipos de transformadores que podem ser utilizados em função dos tipos de subestações definidos na NBR 14039. 18.1.5 Proteção de transformadores Conforme 6.5.1 da NBR 14039, os transformadores de potência devem ser protegidos contra defeitos internos, sobrecargas e curtoscircuitos e, em certos casos, contra defeitos de isolamento à massa e sobretensões.

202

Tipo de transformador

18.1.5.1 Proteção contra sobrecorrentes (sobrecargas e curtos-circuitos) Para a adequada seleção da proteção dos transformadores contra sobrecorrentes, é preciso levar em consideração os seguintes parâmetros que serão detalhados a seguir: • CET: Corrente de energização de um transformador • ST: Suportabilidade térmica do transformador • STD: Suportabilidade térmica deslocada do transformador Corrente de energização de um transformador (Ponto CET) A corrente de energização (magnetização ou inrush) de um transformador ocorre, entre outras, nas seguintes situações: • Quando da energização do transformador;

X

Pedestal

X

X

X

• Quando da ocorrência de falta externa; • Quando da tensão de restabelecimento após a eliminação de uma falta externa; • Quando da mudança no tipo de falta durante uma contingência, como de falta fase-terra, para falta fase-fase-terra; • Ao instalar um transformador já energizado em paralelo com outro. A corrente de energização (magnetização) circula apenas no enrolamento primário. Assim, deve-se tomar certas precauções com as proteções diferenciais e proteção de terra do primário, pois poderá haver desligamento indevido na energização. A forma de onda, a duração e o valor da corrente de magnetização dependem dos seguintes fatores: • Diretamente proporcional ao tamanho do transformador; • Diretamente proporcional à impedância (potência de curtocircuito) do sistema atrás do transformador; • Inversamente proporcional à qualidade da chapa utilizada para a confecção do núcleo (propriedades magnéticas do material); • Fluxo remanescente no núcleo; • Valor instantâneo da tensão quando o transformador é energizado (chavear o transformador com a tensão passando por zero é a condição mais adversa em termos de valor da corrente de magnetização. • Forma como o transformador é energizado: o valor da corrente de magnetização depende da área de seção entre o núcleo e o enrolamento que está sendo energizado, de forma que valores maiores são obtidos quando o enrolamento interno (de menor diâmetro) é energizado primeiro. Os seguintes valores de corrente de magnetização podem ser utilizados como referência para fins de proteção de sobrecorrente nos estudos de seletividade (Tabela 32).

Tabela 32 – Correntes típicas de energização (magnetização) de transformadores de potência

Corrente de energização (magnetização ou inrush) / duração = 100 ms (In = corrente nominal do transformador)

Tipo de transformador /

Transformadores a

Transformadores a

Transformadores a seco -

Transformador abaixador / Delta no primário

10 x In

8 x In

14 x In

NBR 14039

Ligação primária

Transformador abaixador / estrela aterrada no primário Transformador elevador / Delta no primário

Transformador elevador / estrela aterrada no primário

óleo < 1.0 MVA 14 x In 17 x In 25 x In

óleo ≥ 1.0 MVA

Todos

11,2 x In

19,6 x In

20 x In

35 x In

13,6 x In

23,8 x In


Figura 67 – Curto-circuito fase-terra no secundário de um transformador triângulo-estrela.

Suportabilidade Térmica de um transformador (ST) Esse parâmetro (tempo x corrente) define o limite térmico do transformador, sendo determinado pela norma NBR 5356 conforme a seguir.

houver proteção de relé de terra no neutro), a proteção primária tem de garantir a proteção térmica do transformador.

203

Curva típica de proteção de fase

NBR 14039

A Figura 68 apresenta a proteção típica de fase de um Tempo: tST = 2 s transformador de potência. Para um curto-circuito no secundário (Ponto B), o dispositivo de proteção que opera primeiro é o “1”, como primeiro backup o “2” e o segundo backup o dispositivo “3”. Corrente: IST = 100 / Z% x In A curva de suportabilidade térmica do transformador (CET) está protegida. O ponto CET lançado na folha de verificação gráfica de Sendo: Z% a impedância percentual do transformador (dado do seletividade (curva tempo x corrente) só circula no primário e, assim, fabricante) e In a corrente nominal do transformador. apenas a curva “1” irá enxergá-lo, porém, não opera o dispositivo de proteção “3” e, dessa forma, permite a energização do transformador. Suportabilidade Térmica Deslocada (STD) Devido à elevada impedância do transformador, consegue-se ajustar a unidade instantânea. Assim, para um curto-circuito no secundário, Em função do tipo de conexão dos enrolamentos primário e este dispositivo fica seletivo com as proteções localizadas à jusante e secundário dos transformadores, a corrente de falta à terra no opera instantaneamente para curtos-circuitos no primário. secundário vista pelo primário, em pu, pode ser menor. Assim, a Apresenta-se a seguir a nomenclatura utilizada na folha de suportabilidade térmica do transformador deve ser deslocada para verificação gráfica de seletividade: garantir a sua proteção (Figura 37). Admitindo-se um curto-circuito fase-terra no secundário de um A = Corrente nominal do transformador transformador triângulo-estrela, como sendo igual a 1 pu, impõe B = I´cc no secundário referida ao primário correntes de sequência zero neste secundário, quando o secundário C = I”cc assimétrica no secundário referida ao primário é aterrado. Entretanto, no lado primário, não circula corrente na D = I´cc no primário linha de sequência zero. A corrente de 1 pu na estrela impõe 1 pu E = I”cc assimétrica no primário dentro do enrolamento primário correspondente. CET = Corrente de energização transformador (Inrush) Dentro do delta a corrente é igual a 1 / √ 3 = 0.58 . Assim, ST = Suportabilidade térmica do transformador na ocorrência de um curto-circuito fase-terra entre os terminais STD = Suportabilidade térmica deslocada do transformador secundários e a primeira proteção de terra à jusante (quando não


Figura 68 – Proteção de sobrecorrente de fase típica de um transformador triângulo-estrela.

204

18.1.5.2 Proteção diferencial O objetivo dos ajustes da proteção diferencial é o de reduzir o valor da corrente que passa pela bobina de operação ao mínimo (preferencialmente zerar), tanto em módulo quanto em ângulo, em condições normais de operação. Os principais ajustes do relé diferencial (função ANSI 87) são o pick-up e o slope (declividade), conforme Figura 69.

NBR 14039

Ajuste do valor de pick-up Para que o relé diferencial não opere indevidamente, o valor do ajuste de pick-up deve ficar acima dos possíveis erros que podem ocorrer, sendo normalmente ajustado para operar entre 0,1 pu

Figura 69 – Característica de operação versus restrição de um relé diferencial.

(10%) e 0,3 pu (30%) (em relação à corrente nominal do relé). Ajuste do slope (ou declividade) Para que o relé diferencial não opere indevidamente, o valor do ajuste do slope (ou declividade) deve ficar acima dos possíveis erros que podem ocorrer, os quais são discriminados a seguir: • Erro devido à exatidão dos TCs (εTC) • Erro devido à comutação de “tapes” (εC) • Erro de “Mismatch” (εM): é o erro de casamento dos TCs com a relação do transformador de força. • Erro devido a diferenças de ajuste de “tape” do relé (εR)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Erro total (εT)

O erro total é então resumido pela expressão:

εT = εTC + εC + εM + εR + εMargem Seg Valores típicos de erros totais são da ordem de 0,2 pu (20%) a 0,3 pu (30%) (em relação à corrente nominal do relé). Para minimizar os erros entre as correntes primárias e secundárias que chegam ao relé, pode-se utilizar TCs auxiliares, os quais muitas vezes possuem múltiplos ajustes de “tapes”. Não deve ser esquecido de somar o erro dos TCs auxiliares no cálculo do erro total. No exemplo a seguir, o relé diferencial tem as características indicadas na Figura 70. Com base nas considerações anteriores, uma das opções é ajustar o pick-up do relé em 15% (0,15 x 5 = 0,75 A). E, estimando-se que o erro total seja de 25%, escolhe-se um ajuste de slope de 30%.

de um transformador. Somente aparece no enrolamento primário; • Diferenças angulares devidas às conexões delta, estrela e zigzag; • Controle de tensão por “tapes”; • Diferenças de tensão entre o primário e secundário, bem como as relações dos TCs entre o primário e o secundário; • Saturação dos TCs de um dos lados; • Faltas à terra fora da zona da proteção diferencial quando não é feita a compensação das correntes de sequência zero; • Erro de polaridade. 18.2 Transformadores

de medição

Os transformadores de medição (ou de instrumentos) são tratados em 6.5.2 da NBR 14039 e são aqueles cuja finalidade principal é alimentar instrumentos de medição ou dispositivos de controle ou proteção. Há dois tipos de transformadores de medição: transformadores de corrente e transformadores de potencial (de tensão). As principais normas da ABNT sobre transformadores de medição (instrumentos) são as seguintes: • NBR 6546 - Transformadores para instrumentos • NBR 6821 - Transformador de corrente - Métodos de ensaios • NBR 6855 - Transformadores de potencial indutivos • NBR 6856 - Transformador de corrente - Especificação • NBR 8126 - Transformadores para instrumentos usados em conjuntos de manobra e controle, em invólucro metálico, de tensão até 38 kV - Dimensões - Padronização • NBR 10020 - Transformadores de potencial de tensão máxima de 15 kV, 24,2 kV e 36,2 kV — Características elétricas e construtivas • NBR 10021 - Transformador de corrente de tensão máxima de 15 kV, 24,2 kV e 36,2 kV — Características elétricas e construtivas 18.2.1 Transformador

Figura 70 – Esquema unifilar para ajuste de slope de relé diferencial.

F atores

que afetam a proteção diferencial

• Corrente inrush – Corrente normal que aparece na energização

de corrente

O transformador de corrente (TC) é um equipamento monofásico que possui dois enrolamentos, um denominado primário e outro denominado secundário, sendo isolados eletricamente um do outro, porém, acoplados magneticamente (Figura 70). São usados para reduzir a corrente a valores baixos (normalmente 1 A ou 5 A) com o objetivo de promover a segurança do pessoal, isolar eletricamente o circuito de potência dos instrumentos e padronizar os valores de corrente de relés e medidores. A corrente que circula no primário é independente das características do TC e da impedância (carga) conectada ao seu secundário, ou seja, diferentemente do transformador de força, quem define a corrente do secundário é a corrente primária (não é nem a carga e nem a corrente secundária). Outro aspecto importante é que os transformadores de força trabalham próximos da condição de circuito aberto, ao passo que os TCs trabalham próximos da condição de curto-circuito.

NBR 14039

Para um estudo completo sobre a proteção diferencial de transformadores, deve-se considerar os seguintes fatores que podem afetar a seleção adequada do dispositivo de proteção:

205


Figura 71 – Principais partes componentes de um TC

Definições

206

• TC de bucha: É um TC do tipo janela que é montado na bucha de equipamentos, tais como transformadores, disjuntores, etc. • TC Ground Sensor (TC GS): também é uma forma de TC janela, porém as três fases passam dentro da mesma janela e são utilizadas para proteção de faltas à terra, pois em circuitos equilibrados a soma das três correntes dentro da janela se anula. Em condições de falta à terra, a soma das correntes não se anula, uma tensão secundária é induzida e uma corrente irá circular. • TC janela: é um TC cujo enrolamento secundário é isolado e montado sobre o núcleo, mas não apresenta nenhum enrolamento primário como parte integrante do TC. O enrolamento primário apresenta uma única espira que consiste do próprio condutor que passa dentro da janela do núcleo. • TC RM: é um TC de relações múltiplas que podem ser obtidas pelo uso de “tapes” no enrolamento secundário. • Tensão secundária nominal: é a tensão nominal que aparece nos terminais de uma carga nominal conectada no secundário imposta por uma corrente de 20 vezes a corrente nominal secundária, sem que o erro de relação exceda o valor especificado (normalmente 10% para TCs de proteção). As tensões secundárias nominais padronizadas no Brasil são: 10 V, 20 V, 50 V, 90 V, 100 V, 180 V, 200 V, 360 V, 400 V e 800 V.

Forma de conectar um TC no circuito O TC é conectado em série com o circuito de potência e, assim, deve provocar reduzida queda de tensão no sistema. Por isso, o circuito primário é composto normalmente de poucas espiras de fio “grosso” e o circuito secundário de várias espiras de fio “fino”. Segundo a NBR 6856, os TCs de proteção se dividem em TCs de baixa impedância (enrolamento secundário uniformemente distribuído no núcleo) e TCs de alta impedância. Polaridade

Para a adequada especificação de um TC, deve-se indicar, no mínimo, as seguintes características:

A polaridade de um TC indica a direção instantânea relativa das correntes primárias e secundárias. A polaridade representa a forma de enrolar o TC. A polaridade pode ser subtrativa, que é a polaridade padronizada no Brasil, ou pode ser aditiva. Por definição, na polaridade subtrativa, quando a corrente primária I1 entra pela polaridade P1, a corrente secundária I2 sai pela polaridade S1 (corrente entrando na polaridade primária – corrente saindo pela polaridade secundária), conforme Figura 72.

• Corrente nominal primária (I1n); • Relação nominal do TC (RTC); • Tensão máxima e classe de isolamento; • Frequência; • Carga nominal; • Exatidão; • Número de núcleos para medição e proteção; • Fator térmico nominal – Ftn; • Corrente suportável nominal de curta duração (curto-circuito

Figura 72 – Representação esquemática do TC de polaridade subtrativa em unifilar

Principais dados para especificação do TC

NBR 14039

térmico – Iccth) para 1segundo; • Valor de crista da corrente suportável (corrente de curto-circuito dinâmica – Iccdyn); • Classe de isolamento; • Nível básico de isolamento – NBI (BIL); • Tipo de aterramento do sistema; • Uso: interior (indoor) ou exterior (outdoor).

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Por definição, na polaridade aditiva, quando a corrente primária I1 entra pela polaridade P1, a corrente secundária Iv sai pela polaridade S2 (corrente entrando na polaridade primária – corrente entrando pela polaridade secundária), conforme Figura 73.

Figura 73 – Representação esquemática do TC de polaridade aditiva em unifilar

Segurança

S aturação Idealmente, os TCs devem reproduzir, de maneira fiel, no secundário a corrente do circuito primário. No entanto, na realidade, uma vez que o núcleo do TC é feito de material saturável, quando ele atinge a região de saturação, a corrente secundária não terá mais a forma senoidal e não reproduzirá fielmente a corrente primária. Quando isto ocorre, podemos afirmar que o TC saturou. Os seguintes fatores podem promover a saturação do TC: • Elevado “burden” (carga conectada) secundário; • Elevada corrente primária; • Assimetria da corrente de falta; • Fluxo remanescente no núcleo do TC.

Nunca se deve deixar o secundário do TC aberto. Conforme indicado no circuito equivalente do TC (Figura 74), ao ser aberto o secundário de um TC, toda corrente, que normalmente iria para a carga, só tem agora um caminho através do ramo de magnetização, que apresenta impedância muito elevada. Quando esta corrente elevada atravessa a impedância também elevada, surge uma sobretensão que pode chegar a alguns milhares de volts, colocando em risco a vida das pessoas que estão trabalhando no secundário, bem como o risco de explosão do TC, uma vez que ele não suporta sobretensões de determinados valores por tempo prolongado.

Os seguintes efeitos podem ser observados quando um TC satura:

• Forma de onda secundária não é mais senoidal; • Os relés temporizados a tempo inverso ficam mais lentos (Figura 75); • Podem ocorrer desligamentos indevidos das proteções diferenciais; • Operação de relés de terra instantâneos; • Os relés de sobrecorrente podem não operar.

207

Figura 74 – Circuito equivalente de um TC aberto

E xatidão

do

TC

para fins de proteção

“Burden” é a impedância de carga imposta ao secundário do TC em condições especificadas.

As principais medidas para reduzir ou eliminar os efeitos da saturação são: • Redução do “burden” imposto ao secundário; • Aumento da relação do TC; • Aumento da seção do núcleo; • Limitar o valor da corrente de curto-circuito; • Aumento da tensão secundária nominal do TC; • Utilização de TCs auxiliares; • Utilização de bobinas de Rogowski; • Utilização de relés que tenham um firmware que lineariza a curva de saturação, corrigindo a corrente vista pelo relé;

NBR 14039

A exatidão expressa o erro máximo que o TC admite para uma condição especificada. A norma NBR 6856 expressa a exatidão, por exemplo, na forma 10B100. Neste exemplo, o número “10” representa o erro máximo em %, a 20 x In do TC (por exemplo, se In = 5 A, o erro máximo é relativo a uma corrente de 20 x In = 100 A), com “burden” (carga nominal). A letra “B” significa que o TC é de baixa impedância. Poderia ser “A”, o que significaria que o TC seria de alta impedância. Ainda no exemplo, o número “100” significa que o TC consegue entregar até 100 V para carga, na condição de 20 x In e “burden” nominal.

Figura 75 – Efeito da saturação em relés de sobrecorrente de tempo inverso

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Utilização de TCs especialmente projetados para os efeitos transitórios, tais como aqueles que diminuem o fluxo de dispersão e os efeitos do magnetismo remanescente; • Utilização de relés digitais que possuem técnicas para identificar que o TC saturou e atuam para melhorar o valor da corrente. Existem dois tipos fundamentais de TC: um para fim de medição e outro para fim de proteção, sendo que ambos devem reproduzir fielmente a corrente primária, sem danificar os dispositivos instalados no secundário. Um TC de proteção deve reproduzir fielmente as correntes de falta e um TC de medição deve reproduzir fielmente as correntes de carga. Atualmente, como muitos relés possuem unidades de medição também incorporadas, os TCs devem ser de proteção, pois os relés já são projetados para suportar as elevadas correntes de curto-circuito. TC auxiliar Em algumas situações se faz necessária a utilização de TCs auxiliares, tais como:

208

• Para fazer a isolação dos circuitos; • Para a criação de um aterramento independente; • Para alterar a relação vista pelos relés de modo a compatibilizar os valores de corrente; • Para produzir um deslocamento angular em um circuito trifásico; • Para inverter a polaridade; • Para promover a saturação durante faltas para limitar o “burden” de falta do TC principal; • Para reduzir o “burden” (impedância secundária) do TC principal pela redução da impedância aparente vista a partir do TC auxiliar, que decresce com o quadrado da relação do TC auxiliar; • Para promover meios de confinar componentes de sequência zero. Coordenação dos TCs com os relés

NBR 14039

Deve-se fazer a escolha correta da relação dos TCs que suprem

Figura 76 – Conexão de TPIs em estrela-estrela

os relés. Em geral, os relés digitais possuem uma característica térmica de curta duração de 100 x In durante 1 segundo. Assim, por exemplo, para 5 A, os relés suportam 500 A durante um segundo. 18.2.2 Transformador de potencial (TP) O TP é um equipamento monofásico que possui dois circuitos, um denominado primário e outro denominado secundário, isolados eletricamente um do outro, porém, acoplados magneticamente. São usados para reduzir a tensão a valores baixos com a finalidade de promover a segurança do pessoal, isolar eletricamente o circuito de potência dos instrumentos e reproduzir fielmente a tensão do circuito primário no lado secundário. Principais dados para especificação do TP indutivo Para a adequada especificação de um TP indutivo, deve-se indicar, no mínimo, as seguintes características: • Tensão nominal primária (V1n) ou secundária (V2n); • Relação nominal do TP (RTP); • Tensão máxima e classe de isolamento; • Frequência; • Carga nominal; • Classe de exatidão; • Potência térmica nominal; • Grupo de ligação ou fator(es) de sobretensão(ões) nominal (is); • Nível básico de isolamento – NBI (BIL); • Tipo de aterramento do sistema; • Para TP indutivos de dois ou mais secundários, a carga máxima simultânea; • Uso: interior (indoor) ou exterior (outdoor). Formas de conectar um TP no circuito As formas mais comuns de conectar um TP podem ser estrela – estrela (Figura 76); estrela – delta aberto; delta – delta e “V” (Figura 77).


Figura 77 – Conexão de TPIs em “V”

Classe de exatidão

Grupo de ligação

Segundo a norma NBR 6855, os TPs indutivos normalmente se enquadram nas classes de exatidão: 0,3%, 0,6% e 1,2%. A exatidão normalmente é expressa por um valor percentual citado, seguida da letra P e do valor da potência da maior carga nominal com que se verifica essa classe de exatidão. Exemplos: 0.3P75, 0.3P200, 0.6P400, etc.

Existem três grupos de ligação de TPs de indução (TPIs):

Carga nominal (P) As cargas nominais padronizadas são 12,5 VA, 25 VA, 35 VA, 75 VA, 200 VA e 400 VA.

• Grupo 1 – TPIs projetados para ligações entre fases; • Grupo 2 – TPIs projetados para ligações entre fase e terra em sistemas eficazmente aterrados; • Grupo 3 – TPIs projetados para ligação entre fase e terra de sistemas nos quais não se garante a eficácia do aterramento.

209

Apresenta-se na Figura x uma foto de um TP de grupo de ligação 2, utilizado em local em que não se garante que o aterramento não é eficazmente aterrado.

Potência térmica nominal (Pterm) A potência térmica nominal é dada em VA e deve ser igual ao produto do quadrado do fator de sobretensão contínuo (Tabela x) pela maior carga especificada, ou carga simultânea para TPs, dois ou mais enrolamentos nos quais a potência térmica é distribuída pelos secundários proporcionalmente à maior carga nominal de cada um deles e expressa como: Figura 78 – TP de grupo de ligação 2 utilizado em local em que não se garante que o aterramento não é eficazmente aterrado

Pterm = Fstcont2 x P Tabela 33 – Fatores de sobretensão

Grupo de ligação 1 2 3

Contínuo

30 s

1.15

1.15

1.9

1.9

1.15

1.5

Não é raro ocorrer a explosão de TPs sob curto-circuito. Segundo a norma brasileira NBR 6855, os TPs indutivos devem ser capazes de suportar os esforços térmicos e dinâmicos decorrentes das correntes de curto-circuito nos terminais secundários durante um segundo, mantendo tensão nominal nos terminais primários. Este ensaio de curto-circuito pode ser dispensado se for comprovado, por cálculos, que a densidade de corrente nos enrolamentos do TP indutivo não exceda a 160 A/mm2 para enrolamentos de cobre, e de 100 A/mm2 para enrolamentos de alumínio.

NBR 14039

Nota: Por não ser possível definir a duração das faltas nesses sistemas não aterrados, esta condição deve ser definida como regime contínuo. Embora esta especificação exija que os TPIs pertencentes ao grupo de ligação 3 sejam capazes de suportar em regime contínuo tal condição, isto não significa que eles possam ser instalados em circuitos em que a tensão exceda a 115% da tensão nominal primária do TPI.

Fator de sobretensão

Suportabilidade ao curto-circuito


18.2.3 Bobinas de Rogowski Embora não seja mencionada na NBR 14039, a bobina de Rogowski é um componente utilizado como redutor de medida para corrente alternada, que possui núcleo de ar (não possui núcleo de material ferromagnético) e transforma a corrente primária em uma tensão secundária, que é proporcional à taxa de variação dessa corrente no tempo. Desta forma, normalmente apresenta menor custo e maior precisão devido a não saturação. Fisicamente, consiste de uma bobina helicoidal de fio, em que o condutor de uma extremidade retorna pelo centro da bobina à outra extremidade (Figura 79).

Figura 81 – Bobina de Rogowski – princípio de operação Figura 79 – Esquema de uma Bobina de Rogowski

210

Assim, para se transformar em corrente secundária, esta tensão secundária necessita ser integrada, o que é resolvido empregando-se um capacitor no secundário (Figura 80). Com esta simplicidade, o seu uso tem sido muito difundido nos últimos anos, principalmente na Europa.

Figura 80 – Integrando o valor da tensão na bobina de Rogowski

Por não possuir núcleo magnético, sua resposta em frequência é muito melhor que a dos transformadores. Também por este motivo, possui baixa indutância e, assim, podem responder rapidamente a elevadas mudanças no valor de corrente. Uma bobina de Rogowski corretamente formada por espiras igualmente espaçadas é altamente imune a interferências eletromagnéticas.

NBR 14039

Princípio de funcionamento O princípio de funcionamento da bobina de Rogowski pode ser explicado tomando-se como referência a Figura 81. Ao circular uma corrente i(t) no núcleo da bobina, gera-se uma tensão u(t), a qual é expressa pelas equações:

Principais

vantagens

As principais vantagens das bobinas de Rogowski são:

• Linearidade entre 1 A e 100.000 A; • Resposta em frequência (entre aproximadamente 40 Hz e 1000 Hz); • Precisão da medição alcança 0,1%; • Ampla faixa de medição; • Suportabilidade térmica ao curto-circuito ilimitada para a construção do tipo janela; • Promove a isolação galvânica entre os condutores primários e secundários; • Pode ser encapsulada e colocada próxima a buchas e cabos, evitando a necessidade de isolações elevadas; • O tamanho pode ser customizado para as aplicações; • Pode ser construída com núcleo bipartido para instalação em sistemas existentes; • Permite a abertura do circuito secundário sem riscos; • Reduz risco às pessoas e à instalação; • Livre de ferro-ressonância; • Sem risco de explosão; • Não necessita de fusíveis; • Menor tempo de montagem e facilidade de instalação; • Flexibilidade de ajuste em IEDs com o fator de calibração. Apresentação

das bobinas de

Rogowski

As bobinas de Rogowski são encontradas no mercado em diferentes construções, conforme indicado na Figura 82.


Sensor de Corrente

Sensor de corrente e tensão

Bobina de Rogowski planar

Sensor combi

Alicate flexível (Bobina de Rogowski)

Figura 82 – Formas de apresentação da bobina de Rogowski

19 Subestações 19.1 Generalidades Conforme a NBR 54160, uma subestação é parte de um sistema de potência, concentrada em um determinado local, com os respectivos dispositivos de manobra, controle e proteção, incluindo as obras civis

211

NBR 14039

Figura 83 – Arranjo típico de subestações abrangidas pela NBR 14039

e estruturais de montagem, podendo incluir também transformadores, equipamentos conversores e/ou outros equipamentos. A Figura 82 apresenta o arranjo mais comum de uma subestação utilizada em edificações residenciais, comerciais e industriais que são o objeto da NBR 14039. As subestações são tratadas na seção 9 da NBR 14039 conforme estrutura indicada na Figura 83.


Figura 84 – Estrutura da NBR 14039 para prescrições de subestações

212

As subestações podem ser construídas ao tempo ou abrigadas (quando os equipamentos são abrigados das intempéries, geralmente construídas em alvenaria ou em invólucros metálicos). Conforme a NBR 14039, as subestações devem ter características de construção definitiva, ser de materiais incombustíveis e de estabilidade adequada (Figuras 84). Essas características são definidas com precisão na NBR 13241 Proteção contra incêndio em subestações elétricas de geração,

transmissão e distribuição, norma que indica que as subestações devem ser de construção superior, assim definida: edificação que apresenta estrutura de concreto armado ou de aço protegido com alvenaria ou materiais refratários; teto e piso de concreto; paredes de alvenaria; cobertura, forros e pisos falsos de material incombustível; e acabamentos de material tipo B conforme NBR 9442 (materiais que têm uma contribuição para o incêndio muito limitada, devido a praticamente não propagarem a chama e emitirem fumaça). Quanto à sua posição em relação ao solo, podem ser instaladas na superfície, abaixo da superfície do solo (subterrânea) ou acima da superfície do solo (aérea). As subestações podem ou não ser parte integrante de outras edificações, considerando-se como parte integrante o recinto não isolado ou desprovido de paredes de alvenaria e portas corta-fogo.

NBR 14039

19.2 Aspectos comuns a todos os tipos de subestações

Figura 85 – Subestação em alvenaria

As subestações devem ser localizadas de forma a permitir fácil acesso a pessoas, materiais e equipamentos, para operação e manutenção, e possuir adequadas dimensões, ventilação e iluminação natural ou artificial compatível com a sua operação e manutenção. O acesso às subestações somente é permitido a pessoas BA4 e BA5, sendo proibido o acesso a pessoas BA1. Nas instalações internas e externas, os afastamentos (tomados entre extremidades mais próximas) entre partes vivas devem ser os indicados na Tabela 4. Os equipamentos de controle, proteção, manobra e medição, operando em baixa tensão, devem constituir conjunto separado, a fim de permitir fácil acesso, com segurança, a pessoas qualificadas, sem interrupção de circuito de média tensão (Figura 86).


MÉDIA TENSÃO

Transformador

BAIXA TENSÃO

Figura 86 – Separação dos conjuntos de média e baixa tensão

Devem ser fixadas placas com os dizeres “Perigo de morte” e o respectivo símbolo (Figura 87) externamente, nos locais possíveis de acesso; e, internamente, nos locais possíveis de acesso às partes energizadas. No interior das subestações deve estar disponível, em local acessível, um esquema geral da instalação. Todos os dizeres das placas e da documentação devem ser em língua portuguesa, sendo permitido o uso de línguas estrangeiras adicionais.

Figura 87 – Exemplo de placa de advertência

19.3 Proteção contra incêndio

213

• NBR 13231 - Proteção contra incêndio em subestações elétricas de geração, transmissão e distribuição. • NBR 8222 – Execução de sistemas de prevenção contra explosões e incêndios por impedimentos de sobrepressões decorrentes de arcos elétricos internos em transformadores e reatores de potência. • NBR 8674 – Execução de sistemas de proteção contra incêndio com água nebulizada para transformadores e reatores de potência. • NBR 12232 – Execução de sistemas fixos e automáticos de proteção contra incêndio com gás carbônico (CO2) em transformadores e reatores de potência contendo óleo isolante. Como a legislação do Corpo de Bombeiros é estadual, devese buscar as exigências relativas à proteção contra incêndios em subestações junto a cada corporação. No caso do Estado de São Paulo, por exemplo, o documento principal sobre o assunto é a INSTRUÇÃO TÉCNICA Nº. 37 - Subestação elétrica, cujo objetivo é estabelecer as medidas de segurança contra incêndio em subestações elétricas refrigeradas a óleo e a seco. Dada a limitação de escopo da NBR 14039 sobre o tema, a única prescrição específica sobre incêndio em subestações é (9.1.12) aquela que prevê que, nas instalações de equipamentos que contenham líquido isolante inflamável com volume superior a 100 litros, devem ser construídas barreiras incombustíveis entre os equipamentos ou outros meios adequados para evitar a propagação de incêndio e deve ser construído um dispositivo adequado para drenar ou conter o líquido proveniente de eventual vazamento. O volume indicado refere-se à

NBR 14039

A NBR 14039 não é uma norma específica sobre proteção contra incêndios e, por conta disso, prevê apenas medidas genéricas sobre o assunto. Para um projeto completo e adequado de proteção contra incêndios em subestações, deve-se recorrer à normalização específica no âmbito da ABNT somadas às prescrições das autoridades responsáveis pelo assunto, particularmente aquelas do corpo de bombeiros local.

Em relação às normas técnicas, existem os seguintes documentos disponíveis para aplicação na proteção contra incêndios em subestações:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS soma da quantidade de líquido de todos os componentes presentes na subestação (transformadores, disjuntores, chaves, etc.). Por sua vez, a NBR 13231contem uma série de prescrições detalhadas sobre barreiras e drenagem, as quais foram incorporadas, por exemplo, na INSTRUÇÃO TÉCNICA Nº. 37 (IT 37). Sugere-se que sejam consultadas as exigências do corpo de bombeiros de cada estado brasileiro onde será construída a subestação. Em relação às barreiras incombustíveis entre os equipamentos, a NBR 13231 (e a IT 37) trata o assunto como sendo uma compartimentação horizontal, assim definida: medida de proteção, constituída de elementos construtivos corta-fogo, separando ambientes, de tal modo que o incêndio fique contido no local de origem e evite a sua propagação no plano horizontal. Incluem-se nesse conceito os seguintes elementos de vedação: paredes corta-fogo; portas corta-fogo; vedadores corta-fogo; registros corta-fogo (dampers); selos corta-fogo; e afastamento horizontal entre aberturas. Acrescenta a NBR 13231 que a parede tipo corta-fogo deve apresentar as seguintes dimensões para transformadores e reatores de potência (Figura 88):

214

• Para transformadores, a altura deve ser de 0,4 m acima do topo do tanque conservador de óleo; • Para reatores de potência, a altura deve ser de 0,6 m acima do topo do tanque; • Na horizontal, o comprimento total da parede deve, no mínimo, ultrapassar o comprimento total do equipamento protegido em 0,6 m; • Distância livre mínima de separação física, entre a parede e o equipamento protegido, deve ser de 0,5 m. Sobre a contenção e drenagem de líquidos isolantes, uma bacia de contenção de óleo isolante é definida como um dispositivo constituído por grelha, duto de coleta e dreno, preenchido com pedra britada, com a finalidade de coletar vazamentos de óleo isolante. A NBR 13231 completa a prescrição indicando que os transformadores e reatores de potência devem ser instalados sobre

Figura 89 – Separação por parede corta-fogo entre equipamentos

bacia de captação com sistema de drenagem interligado à caixa de contenção (separadora de água/óleo) de óleo mineral isolante (Figura 89). O fluído drenado deve ser encaminhado para sistema coletor específico, que direcione os efluentes para separador de água e óleo isolante, que tenha uma capacidade mínima correspondente ao volume do óleo vertido do equipamento sinistrado, acrescido do volume de água do sistema de proteção contra incêndio, se previsto, mais o volume de água pluvial da área de coleta da bacia, acrescida do volume ocupado pelo dispositivo separador de água e óleo. O separador deve ser previsto em área específica, separado de outras instalações e equipamentos. Segundo a IT 37, quando da utilização de óleo vegetal isolante, os transformadores e/ou reatores de potência, sob a aprovação dos bombeiros, podem dispensar o uso somente da bacia de captação com sistema de drenagem interligado à caixa de contenção (separadora de água/óleo), já que existem equipamentos que utilizam óleo vegetal isolante, o qual é biodegradável. Além disso, quando tecnicamente justificável, os transformadores e/ou reatores de potência podem dispensar o uso somente da caixa de contenção (separadora de água/ óleo) e utilizar sistema com mantas absorventes de óleo, já que, dependendo do transformador de potência, há possibilidade de utilizar outras tecnologias disponíveis no mercado para o sistema de contenção.

asdf kdjsi transformador asdf kdjsi

Bacia de captação Tampa

NBR 14039

Corta-chama

Recipiente de coleta de óleo

Figura 88 – Bacia de captação com sistema de drenagem de líquidos isolantes

Sistema de drenagem

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Outras prescrições da NBR 13231 e da IT 37 sobre proteção contra incêndio em subestações podem incluir: • Vias de acesso para veículos de emergência; • Extintores portáteis e sobre rodas; • Sistema fixo de CO2, em transformadores, reatores de potência ou reguladores de tensão; • Iluminação de emergência; • Sistema de alarme de incêndio; • Saídas de emergência; • Sinalização de incêndio; • Sistema de água nebulizada por aspersores ou linhas manuais; • Sistema de proteção por espuma; • Fechamentos das vias de passagens de cabos (paredes, tetos e pisos) por materiais incombustíveis; • Instalação de sistemas de exaustão; • Requisitos específicos em galerias, túneis e canaletas de cabos elétricos. 19.4 Aspectos construtivos das subestações A NBR 14039 diferencia os aspectos construtivos das subestações em função de serem abrigadas ou ao tempo e em conforme as suas posições relativas ao nível do solo.

As aberturas para ventilação natural devem ser convenientes dispostas, em paredes opostas, de modo a promover circulação do ar. A fim de evitar a entrada de chuva, enxurrada e corpos estranhos, as aberturas inferiores para ventilação devem se situar no mínimo 20 cm acima do piso exterior, devem ser construídas em forma de chicana e ser protegidas externamente por tela metálica resistente, com malha de abertura mínima de 5 mm e máxima de 13 mm. No caso das aberturas superiores, elas devem ser colocadas o mais próximo possível do teto, uma vez que, quanto maior o desnível entre as aberturas inferior e superior, melhores são as condições de ventilação e dissipação de calor (Figura 90). Algumas literaturas indicam, para um cálculo aproximado da área da abertura inferior, a adoção de 0,30 m2 / 100 kVA de potência de transformação. Já para a abertura superior, a abertura seria 10% maior em área que a inferior. Assim, por exemplo, numa subestação cuja potência total de transformação é 1000 kVA, a abertura inferior teria uma área mínima de 0,30 x 1000/100 = 3 m2 e a abertura superior teria uma área de 1,2 x 3 = 3,60 m2. Se for o caso, essas áreas podem ser distribuídas por mais de uma abertura, desde que a soma das aberturas totalizem o valor encontrado.

19.4.1 Subestações abrigadas Independentemente da posição da subestação em relação ao nível do solo, a NBR 14039 contem em 9.2.1 as seguintes prescrições construtivas:

215

Espaços livres: Os corredores de controle e manobra e os locais de acesso devem ter dimensões suficientes para que haja espaço livre mínimo de circulação de 0,70 m, com todas as portas abertas, na pior condição ou equipamentos extraídos em manutenção. Havendo equipamentos de manobra, deve ser mantido o espaço livre em frente aos volantes e alavancas. Em nenhuma hipótese esse espaço livre pode ser utilizado para outras finalidades. Iluminação: As subestações devem ter iluminação artificial, obedecendo aos níveis de iluminamento fixados pela NBR 5413, e iluminação natural, sempre que possível. As janelas e vidraças utilizadas para este fim devem ser fixas e protegidas por meio de telas metálicas resistentes, com malhas de 13 mm, no máximo, e de 5 mm, no mínimo, quando sujeitas a possíveis danos. O uso de vidro aramado dispensa a tela de proteção. Além disso, as subestações devem ser providas de iluminação de segurança, com autonomia mínima de 2 h.

As subestações devem possuir ventilação natural, sempre que possível, ou forçada.

No caso de ventilação forçada, quando o ar aspirado contiver em suspensão poeira ou partículas provenientes da fabricação, as tomadas de ar devem ser providas de filtros adequados. Nas subestações situadas em ambiente de natureza corrosiva, o ar deve ser aspirado do exterior e o local deve ser mantido sob pressão superior à do ambiente de natureza corrosiva. Devem ser previstos dispositivos de alarme ou desligamento automático, no caso de falha deste sistema. Temperatura ambiente: No local de funcionamento do equipamento, a diferença entre a temperatura interna, medida a 1 m da fonte de calor a plena carga, e a externa, medida à sombra, não deve ultrapassar 15°C. No local de permanência interna dos operadores, a temperatura ambiente não pode ser superior a 35°C. Em regiões onde a temperatura externa, à sombra, exceder esse limite, a temperatura ambiente no local da permanência pode, no máximo, igualar a temperatura externa. Quando esta condição não puder ser conseguida mantendo os ambientes em conjunto, o local de permanência dos operadores deve ser separado.

NBR 14039

Ventilação:

Figura 90 – Aberturas para ventilação

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Entrada subterrânea de cabos Quando a rede externa for aérea e a entrada de cabos na subestação for subterrânea, do lado externo, os cabos devem ser protegidos por eletroduto metálico, classe pesada, no trecho exposto, até a altura mínima de 3 m acima do nível do solo (Figura 91).

Eletroduto H = 3 m (mín)

Figura 93 – Subestação (cabina) metálica

216

Figura 91 – Proteção de cabos aéreos em entrada subterrânea

19.4.3 Subestações subterrâneas

19.4.2 Cabinas metálicas

As subestações subterrâneas são tratadas em 9.2.3 da NBR 14039.

Em 9.2.1.13, a NBR 14039 indica que, quando a subestação tratarse de cabina metálica, ela deve estar em conformidade com o prescrito na NBR 6979, que foi substituída pela NBR IEC 62271 Parte 200 Conjunto de manobra e controle de alta-tensão em invólucro metálico para tensões acima de 1 kV até e inclusive 52 kV (Figura 92).

Penetração de água As subestações subterrâneas devem ter impermeabilização total contra infiltração de água. Nos casos em que essa impermeabilização nível de solo

abertura para serviço - diam. min. = 0.60 m

escada de acesso

NBR 14039

Sistema de drenagem

Figura 92 – Esquema simplificado de subestação subterrânea

abertura para acesso de equipamentos

Trafo submersível

grade de ventilação

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS não for viável ou não puder evitar a infiltração de água, deve ser construído um sistema de drenagem. A proteção contra invasão de águas pode ser feita por meio de porta estanque, prevendo-se uma entrada de emergência, não sujeita à inundação. Outra opção é realizar a proteção com desembocadura a céu aberto, sendo que ela deve ser provida de tela, para evitar a entrada de animais. Caso não seja possível a construção de recintos com as características acima, o equipamento e a instalação devem ser do tipo submersível (Figura x). No caso de subestações semi-enterradas aplicam-se a essas mesmas disposições, sendo desnecessário o emprego de porta estanque e equipamento submersível, desde que não estejam sujeitos a inundações. Aberturas de acesso As subestações subterrâneas devem ser providas no mínimo de uma abertura para serviço ou emergência, com dimensões mínimas de 0,80 m x 2,10 m, quando laterais, e ter dimensões suficientes para permitir a inscrição de círculo de no mínimo 0,60 m, quando localizados no teto. As aberturas de acesso de serviço e emergência devem abrir para fora e apresentar facilidade de abertura pelo lado interno, devendo ser previstos meios adequados para a instalação inicial e eventual substituição/remoção posterior dos componentes individuais. Os acessos podem ser do tipo chaminé, devendo, nesse caso, ter altura suficiente de modo a impedir inundação. Todas as entradas e saídas de condutos devem ser obturadas de maneira a assegurar a estanqueidade da subestação. Placa de advertência

19.4.4.1 Subestações instaladas na superfície do solo Acesso à subestação As subestações instaladas na superfície do solo (Figura x) devem ser providas, à sua volta, de elementos de proteção, a fim de evitar a aproximação de pessoas BA1, BA2, BA3 e de animais. As telas utilizadas como proteção externa devem ter malhas de abertura máxima de 50 mm e ser constituídas de aço zincado de diâmetro 3 mm, no mínimo, ou material de resistência mecânica equivalente. A parte inferior da proteção deve ficar no máximo 10 cm acima da superfície do solo e, quando metálica, deve ser ligada à terra. O acesso a pessoal BA4 e BA5 deve ser feito por meio de porta, abrindo para fora, com dimensões mínimas de 0,80 m x 2,10 m. Quando utilizada também para acesso de materiais, a porta deve ter dimensões compatíveis com os equipamentos instalados ou previstos para serem instalados na subestação. A porta deve ser provida de fecho de segurança externo, permitindo livre abertura do lado interno. Para alertar as pessoas BA1, BA2 e BA3 sobre o risco ao qual podem estar submetidas de adentrarem a subestação, devem ser fixadas em locais bem visíveis (do lado externo e em todas as faces da proteção) diversas placas com os dizeres “Perigo de morte” e um símbolo.

0,80 x 2,10 m (mín.)

Caixa de passagem

Acesso

Quadro Geral de Força

BT

AT

Transformador de força

Placa de advertência

217

BT

Portão de acesso

As subestações ao tempo, que são aquelas nas quais os seus componentes estão sujeitos à ação das intempéries e, portanto, devem ser resistentes a elas, são tratadas em 9.3 da NBR 14039.

AT

Chave seccionadora

19.4.4 Subestações ao tempo

Transformador de força

Placa de advertência Figura 94 – Subestação instalada na superfície do solo

Tela com malha máxima 50 mm

Acesso de equipamentos

NBR 14039

Estrutura de concreto

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Drenagem de águas pluviais e líquidos isolantes A instalação deve ser dotada de sistema adequado de escoamento de águas pluviais para evitar o alagamento do local. Nas instalações de equipamentos que contenham líquido isolante devem ser observadas as prescrições descritas em 18.3 deste guia. Iluminação As subestações devem ter iluminação artificial, obedecendo aos níveis de iluminamento fixados pela NBR 5413 e iluminação natural, sempre que possível. As janelas e vidraças utilizadas para este fim devem ser fixas e protegidas por meio de telas metálicas resistentes, com malhas de 13 mm, no máximo, e de 5 mm, no mínimo, quando sujeitas a possíveis danos. O uso de vidro aramado dispensa a tela de proteção. As subestações devem ser providas de iluminação de segurança, com autonomia mínima de 2 h.

5m

60 cm

19.4.4.2 Subestações instaladas acima da superfície do solo Acesso à subestação

NBR 14039

218

Por conta de disponibilidade reduzida de espaço e melhor aproveitamento de áreas, em algumas situações as subestações de média tensão devem ser projetadas e montadas acima do nível do solo, e isso pode resultar que partes vivas situem-se em áreas de circulação de pessoal BA1. Nestes casos, todas as partes vivas não protegidas em áreas de circulação de pessoal BA1 devem estar situadas no mínimo a 5 m acima da superfície do solo. Quando não for possível observar a altura mínima de 5 m para as partes vivas, pode ser tolerado o limite de 3,5 m, desde que o local seja provido de um anteparo horizontal em tela metálica ou equivalente, devidamente ligado à terra. Esse anteparo deve ter um afastamento mínimo de 40 cm das partes vivas, uma malha de 50 mm de abertura, no máximo, composta de fios de aço zincado ou material equivalente, de 3 mm de diâmetro, no mínimo. Nas subestações acima do solo, a disposição do equipamento deve

Figura 96 – Subestação instalada sobre plataforma

Figura 95 – Exemplo de previsão de espaço livre de segurança (cilindro de diâmetro mínimo 0,60 m)

prever espaço livre de segurança, que permita o acesso de uma pessoa BA4 ou BA5 para fins de manobras, inspeção ou manutenção, com dimensões tais que seja possível a inscrição de um cilindro reto, de eixo vertical, com diâmetro mínimo de 0,60 m e altura suficiente para permitir o acesso às partes mais elevadas (Figura 95). Instalação dos equipamentos Os equipamentos da subestação podem ser instalados sobre postes, torres ou plataformas elevadas de aço, concreto ou madeira adequada, conforme NBR 5433 ou NBR 5434 Figura 12.14); ou em áreas sobre a cobertura de edifícios, inacessíveis a pessoas BA1 ou providas do necessário sistema de proteção externa (neste caso, não é permitido o emprego de líquido isolante inflamável).


19.4.5 Subestação de transformação

19.4.6 Subestação de controle e manobra

As subestações de transformação, que são instalações destinadas a transformar qualquer das grandezas da energia elétrica, são tratadas em 9.4 da NBR 14039. No caso mais comum, as subestações de transformação destinam-se a reduzir ou elevar a tensão elétrica a ser fornecida a toda instalação ou a uma parte dela. As subestações de transformação estão presentes em todas as edificações residenciais, comerciais e industriais que têm potência instalada superior aos limites estabelecidos pela legislação e seguidos pelos concessionários de cada região. Nestes casos, o fornecimento de energia para a edificação é realizado em média ou alta tensão, cabendo ao consumidor reduzi-la para a tensão de operação dos equipamentos da instalação.

As subestações de controle e manobra, que são instalações destinadas a controlar qualquer das grandezas da energia elétrica, ligar ou desligar circuitos elétricos ou, ainda, prover meios de proteção para esses circuitos são tratadas em 9.5 da NBR 14039. Tais subestações devem situar-se na posição mais conveniente para sua operação, podendo localizar-se no mesmo recinto das subestações de medição ou de transformação. Nelas, os instrumentos indicadores e dispositivos de controle e manobra devem ser agrupados de maneira a facilitar as operações. Esse agrupamento deve obedecer ao critério de separação dos diversos circuitos e linhas com devida identificação.

Transformadores

com líquido isolante versus

transformadores a seco

Para efeito de indicação do tipo de transformador que é permitido ser utilizado nestas subestações quanto ao material isolante, a NBR 14039 faz a distinção entre a subestação ser ou não parte integrante da edificação. Considera-se como parte integrante, o recinto (no caso, a subestação) não isolado ou desprovido de paredes de alvenaria e portas corta-fogo. Essa definição da NBR 14039 tem um paralelo com o conceito de compartimentação horizontal, assim definida nas normas e regulamentos de prevenção de incêndios: medida de proteção, constituída de elementos construtivos cortafogo, separando ambientes, de tal modo que o incêndio fique contido no local de origem e evite a sua propagação no plano horizontal. Incluem-se nesse conceito os seguintes elementos de vedação: paredes corta-fogo; portas corta-fogo; vedadores corta-fogo; registros corta-fogo (dampers); selos corta-fogo; e afastamento horizontal entre aberturas. Desta forma, a NBR 14039 prevê as duas situações a seguir:

final

O planejamento da verificação final da instalação elétrica de média tensão deve levar em consideração os níveis de tensão presentes, as maneiras de instalar os componentes, as disposições e o acesso às linhas elétricas, aos quadros de distribuição, os tipos de equipamentos e materiais, dentre outras características. Devem ainda ser conhecidas todas as normas técnicas necessárias para a realização do serviço. O procedimento da inspeção deve ser documentado de forma a garantir transparência e imparcialidade a todos os envolvidos no processo de comissionamento. A sequência de trabalho, as diretrizes principais e seus limites de atuação são elementos indispensáveis para sua caracterização e definição antes de começar o trabalho. Além disso, a definição clara dos níveis de qualificação e responsabilidade dos profissionais envolvidos na inspeção é fundamental.

219

20.1 Prescrições gerais A verificação final, que é tratada na Seção 7 da NBR 14039, deve ser realizada em todas as instalações novas e nas partes da obra que sofreram reformas têm por objetivo avaliar a conformidade da instalação com as prescrições da norma. Preferencialmente, essa verificação, que é composta por inspeção visual e ensaios, deve ser feita durante a execução da obra, permitindo assim que os materiais da instalação que futuramente venham a ficar fora de vista também possam ser inspecionados. Além disso, eventuais alterações na instalação elétrica decorrentes de não conformidades apontadas durante a verificação podem ser mais fácil e rapidamente corrigidas e com custos menores. Caso a verificação não tenha ocorrido por etapas ao longo da execução da obra, ela pode ser realizada quando concluída, porém antes de ser colocada em serviço pelo usuário. Durante a realização da inspeção e dos ensaios, que devem ser realizados a partir da documentação como construído (as built), é necessário que sejam tomadas precauções para garantir a segurança das pessoas e evitar danos à propriedade e aos equipamentos instalados. Para atender as prescrições da norma, alguns ensaios elétricos são realizados com aplicação de tensões que podem chegar

NBR 14039

• (9.4.3) quando a subestação de transformação fizer parte integrante de uma edificação industrial, somente é permitido o emprego de transformadores a seco. Quando forem utilizados disjuntores com líquidos isolantes não inflamáveis, estes devem ter um volume de líquido por pólo inferior a 1 litro. • (9.4.4) quando a subestação de transformação fizer parte integrante da edificação residencial e/ou comercial, somente é permitido o emprego de transformadores a seco, mesmo que haja paredes de alvenaria e portas corta-fogo. Quando forem utilizados disjuntores com líquidos isolantes não inflamáveis, estes devem ter um volume de líquido por pólo inferior a 1 litro. Portanto, o uso de transformadores com líquidos isolantes somente é permitido em edificações residenciais e comerciais se a subestação estiver afastada da edificação. Mesmo nestes casos, é preciso prever medidas contra incêndio relativas às barreiras de proteção determinadas pela NBR 13231.

20 Verificação


220

a alguns milhares de volts. Nestes casos, é fundamental atender as exigências da NR-10 relativas ao comissionamento de instalações elétricas que, além de outros cuidados, indica que tais atividades somente podem ser realizadas por trabalhadores que atendam às condições de qualificação, habilitação, capacitação e autorização estabelecidas naquela NR (ver parte deste Guia relativa à NR-10). Além da qualificação do pessoal, os ensaios devem ser realizados por meio de equipamentos e instrumentos adequadamente aferidos e comprovadamente seguros. A partir desta verificação, um profissional devidamente habilitado deve elaborar um laudo que certifique a conformidade da instalação em relação aos requisitos da NBR 14039. Longe de um “está bom” ou “não está bom”, o resultado da verificação se traduz em um relatório técnico de conformidade que atesta o atendimento da instalação aos requisitos da NBR 14039. Não há um formato padronizado para este relatório, mas, ele deve conter a maior quantidade possível de informações, detalhes, resultados e imagens. Deve conter a condição real das instalações em uma determinada data, apontando de forma clara e inequívoca as não conformidades encontradas. Exceto se o contrato entre as partes assim prever, não cabe ao relatório da verificação da instalação elétrica emitido para efeito de atender a Seção 7 da NBR 14039 indicar um programa de trabalho ou um conjunto de ações corretivas que devem ser utilizados para que a instalação fique conforme as prescrições da norma. Independentemente do formato final de um relatório, ele deve conter, no mínimo, os seguintes elementos que são indispensáveis para garantir o registro adequado da verificação: • Identificação da instalação/obra: nome, endereço; • Identificação do responsável pela contratação do serviço de verificação da instalação elétrica; • Identificação dos profissionais responsáveis pelo projeto e pela execução da instalação elétrica; • Identificação do profissional responsável pela verificação da instalação elétrica; • Data da verificação da instalação elétrica; • Relação dos desenhos e demais documentos da instalação utilizados na verificação; • Relação dos equipamentos e instrumentos utilizados na verificação; • Descritivo com o registro das verificações e conclusões (conforme; não conforme; não aplicável) e resultados (ensaios) obtidos em cada item, acompanhados, quando necessário, de observações ou comentários; • Conclusão da verificação indicando se a instalação está ou não em conformidade com a NBR 14039.

NBR 14039

20.2 Inspeção visual Conforme 7.2, a inspeção visual deve preceder os ensaios, deve ser realizada com a instalação desenergizada e tem por objetivo confirmar se os componentes elétricos permanentemente conectados estão em conformidade com os requisitos de segurança das normas aplicáveis e se estão corretamente selecionados e instalados de acordo com a norma e o projeto da instalação. Além

disso, a inspeção visual permite avaliar se os componentes não estão danificados, de modo a restringir sua segurança, e se estão desimpedidos de restos de materiais, ferramentas ou outros objetos que venham a comprometer seu isolamento. A inspeção visual deve incluir no mínimo a verificação dos seguintes pontos, quando aplicáveis: a) Medidas de proteção contra choques elétricos, incluindo medição de distâncias relativas à proteção por barreiras ou invólucros, por obstáculos ou pela colocação fora de alcance Essa inspeção visa à preservação das distâncias de segurança mínimas necessárias para a operação e manutenção segura das instalações elétricas de média tensão. b) Presença de barreiras contra fogo e outras precauções contra propagação de incêndio e proteção contra efeitos térmicos Além de verificar a presença propriamente dita das barreiras e dos outros elementos, é importante conferir suas dimensões, afastamentos e condições de instalação (robustez, estabilidade, materiais utilizados, etc.). c) Seleção de condutores, de acordo com sua capacidade de condução de corrente e queda de tensão Devem ser comparadas as especificações e maneiras de instalar dos condutores e das linhas elétricas indicadas no projeto com a situação encontrada em campo. Incluem-se nesta verificação a identificação da seção nominal, tensão nominal e norma técnica dos cabos elétricos e barramentos blindados utilizados, assim como as especificações dos materiais de linhas elétricas e acessórios empregados. d) Escolha e ajuste dos dispositivos de proteção e monitoração Os ajustes de todos os dispositivos de proteção determinados em projeto devem ser cuidadosamente verificados uma vez que, inadvertidamente, eles podem ser alterados durante a execução da instalação. Em particular, nos casos de dispositivos de proteção multifuncionais, deve-se verificar também se o ajuste indicado no projeto está aplicado no dispositivo adequado, pois é possível que, de forma acidental, sejam invertidos os parâmetros de ajustes entre diferentes funções de um mesmo relé. São relatados casos reais em que a proteção não atuou, causando diversos problemas em sistemas elétricos, além de acidentes com vitimas, por conta da inversão de ajustes entre equipamentos similares, o que levou à não atuação do dispositivo para a proteção contra o fenômeno desejado. e) Presença de dispositivos de seccionamento e comandos, corretamente localizados Essa verificação tem por objetivo principal avaliar as condições de montagem dos dispositivos em relação à posição, condições de acesso, ventilação, afastamentos e demais aspectos relativos ao correto emprego dos componentes.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Embora não seja obrigatório para efeito de verificação da conformidade conforme a Seção 7 da NBR 14039, pode ser útil que o comissionamento solicite (ou faça um alerta), além dos documentos anteriores, aqueles que são solicitados na NR-10 relativos ao chamado “Prontuário de instalações elétricas” (ver item 2 na parte deste Guia relativa à NR-10).

f) Seleção dos componentes e das medidas de proteção de acordo com as influências externas Após a montagem, mesmo que ela tenha sido fiel ao projeto executivo original, e ainda que tenha passado pelo crivo do “as built”, é possível que existam condições externas que possam afetar o funcionamento, desempenho e vida útil dos componentes. Dessa forma, além de conferir as especificações dos componentes e suas adequadas instalações conforme previsto no projeto, a verificação em questão deve estar atenta a outras influências externas importantes presentes no local que não foram consideradas.

i) Identificação dos circuitos, dispositivos fusíveis, disjuntores, seccionadoras, terminais, transformadores, etc. Deve ser verificada a existência de identificação clara e indelével dos componentes elétricos e a sua correspondência com o projeto elétrico. Por exemplo, os projetos costumam identificar nos esquemas os quadros, circuitos, dispositivos e equipamentos por nomes, letras e/ou números (conforme Figura x), os quais devem ser marcados nos respectivos componentes instalados em obra. Essa identificação é fundamental para a realização segura, ágil e eficaz das atividades de manutenção e operação da instalação elétrica.

g) Identificação dos condutores neutro e de proteção Essa identificação, conforme indicado em xx deste guia, deve ser feita por marcação ou por cores, cabendo ao pessoal encarregado de realizar a vistoria confirmar a existência da identificação. h) Presença de esquemas, avisos e outras informações similares

j) Correta execução das conexões

A verificação desse item garante que os documentos e esquemas sejam mantidos à disposição do pessoal de operação e manutenção da instalação, além de autoridades que vierem a fiscalizar a obra. Em relação apenas ao atendimento da NBR 14039, a documentação mínima que deve estar permanentemente disponibilizada no local, na versão “as built”, é aquela indicada em 6.1.7 da norma, que é a seguinte: plantas; esquemas (unifilares e outros que se façam necessários); detalhes de montagem; memorial descritivo; especificação dos componentes: descrição sucinta do componente, características nominais e normas a que devem atender. G1

O profissional encarregado da verificação deve avaliar visualmente se as conexões de cabos elétricos a barramentos, terminações, buchas ou entre barramentos e isoladores, etc. estão adequadamente executados. Sempre que necessário deve-se recorrer às instruções de montagem dos fabricantes. l) Conveniente acessibilidade para operação e manutenção

a1

G3 TR-2

52-1

b1

a2

b2

BARRA 2

c2

c1

C2

52-7

52-4

52-8

b5 b6

52-3

d1

b7 b8 c3

e1

d2

52-10

C3

C1b

b3 b4

TR-3

52-2

BARRA 1

52-6

TR-16

Essa verificação tem por objetivo principal avaliar as condições

G2 TR-1

USINA

221

f1

52-12

C4

52-11

c4

e2

f2

52-13

C5

C6

e3

e4

e5

TR-11

TR-12

TR-13

52-5 TR-6 TR-3

TR-4

TR-7

TR-5

TR-8

TR-9

Q1

Q2

Q3

Figura 97 – Identificação dos circuitos

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q11

Q12

Q13

TR-14

Q14

TR-15

Q15

NBR 14039

TR-10

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS de acesso e operação dos dispositivos em relação aos espaçamentos mínimos e áreas de circulação necessárias para garantir a segurança dos trabalhadores e o correto manuseio dos componentes. m) Medição das distâncias mínimas entre fase e neutro. A verificação deve avaliar se as distâncias entre fase e neutro e fase e terra atendem às prescrições da Tabela 21 da NBR 14039. 20.3 Ensaios

NBR 14039

222

Conforme 7.3, os ensaios da instalação devem ser realizados com valores compatíveis aos valores nominais dos equipamentos utilizados e o valor nominal de tensão da instalação. No caso de nãoconformidade em qualquer dos ensaios, este deve ser repetido, após a correção do problema, bem como todos os ensaios precedentes que possam ter sido influenciados. A NBR 14039 apresenta algumas sugestões de métodos de ensaio, porém outros procedimentos podem ser utilizados, desde que, comprovadamente, produzam resultados confiáveis e acordados entre as partes envolvidas no processo de comissionamento da instalação. No caso de se utilizar métodos de ensaios diferentes daqueles indicados na NBR 14039, recomendase que as justificativas que levaram a essa escolha sejam incluídas no relatório final. Deve-se destacar que o ensaio de partes da instalação ou de componentes em separado não substitui a realização dos ensaios listados anteriormente, os quais abrangem a instalação elétrica completa. Com efeito, já foram verificadas situações em que, apesar dos equipamentos ainda não ligados à instalação possuírem níveis de isolamento adequados ou dentro de limites e tolerâncias, após a sua montagem em posição final e a realização das interligações ao sistema elétrico, o resultado desse nível de isolamento se mostrou precário ou abaixo dos limites estabelecidos. . Os ensaios indicados na norma visam também a detectar (e sanar) uma situação comum que é a ocorrência de problemas durante o transporte dos equipamentos até a obra, ocasionando danos internos não detectados numa inspeção visual, mas que ficam evidenciados quando da realização dos ensaios. Podem acontecer também problemas na montagem, esquecimento de ferramentas no interior do equipamento ou até mesmo danos à isolação ou partes internas e móveis dos acionamentos e mecanismos. Para efeito de conformidade com a NBR 14039, os ensaios mínimos a serem realizados são os seguintes: a) Continuidade elétrica dos condutores de proteção e das ligações eqüipotenciais principais e suplementares O ensaio de continuidade dos condutores de proteção deve verificar se o aterramento principal, os trechos de conexão entre equipamentos e malhas de terra, as ligações de equipotencialização previstas no projeto existem e se estão ligados eletricamente entre si. A norma menciona que o ensaio de continuidade deve ser realizado com uma fonte de tensão que, em vazio, tenha entre 4 V e 24 V, sendo que a corrente de ensaio deve ser de, no mínimo 0,2

A. Usualmente são utilizados instrumentos de medição específicos para a finalidade (chamados de terrômetros) com configuração a quatro fios (dois para corrente elétrica e dois para tensão). Essa configuração diminui ou evita o erro provocado pela resistência própria dos cabos utilizados no ensaio e de seus respectivos contatos. Podem ser utilizados também miliohmimetros ou microohmimetros de quatro terminais. No caso de utilização de instrumentos independentes, deve-se atentar para a corrente mínima que eles podem injetar. b) Resistência de isolamento da instalação elétrica; Por definição, resistência de isolamento é o valor da resistência elétrica entre duas partes condutoras separadas por materiais isolantes. A resistência de isolamento deve ser medida entre os condutores vivos, tomados dois a dois e entre cada condutor vivo e a terra. Em geral, os instrumentos que medem essa grandeza são chamados de “megômetro”, em português ou “megger” em inglês, porque os valores obtidos são sempre da ordem de megaohms (Figura 98 ). Quando se mede resistência de isolamento, não é conveniente usar um multímetro comum, pois a sua tensão interna é muito baixa, resultando em erros grosseiros de medição. Os valores obtidos no ensaio devem atender aos valores mínimos especificados nas normas aplicáveis aos componentes da instalação, os quais devem ser fornecidos pelos fabricantes de cada componente da instalação. Para alguns componentes, tais como cabos e motores elétricos, os valores de resistência de isolamento são calculados a partir de fórmulas indicadas nas respectivas normas. Assim, é preciso que o profissional envolvido na verificação da instalação elétrica tenha realizado os cálculos destes valores para que possa atestar ou não a conformidade dos resultados obtidos.

Figura 98 – Utilização de megômetro

Existem alguns fatores apresentados a seguir que podem influenciar o valor da resistência de isolamento de forma acentuada, e que deverão ser levados em conta para uma correta interpretação dos testes. • Estado da superfície Materiais condutores estranhos, tais como pó de carbono, quando depositados sobre a superfície dos isolantes e superfícies não isoladas,

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS como conectores, coletores, etc.reduzem a resistência de isolamento superficial. Por outro lado, materiais não condutores podem fazerse condutores quando mesclados com óleos e graxas. Isto alcança importância especial nas máquinas de coletor, devido à grande quantidade de material condutor exposto. Por esta razão o dielétrico deverá estar perfeitamente limpo, antes da realização dos testes. • Umidade superficial Indiferentemente da limpeza, quando o dielétrico estiver a uma temperatura inferior ao ponto de orvalho, será formado um filme de umidade condensada sobre a superfície, que será absorvida pelos materiais isolantes, devido às suas higroscopias (capacidade de absorver umidade do ar ou de outros elementos por simples exposição ou contato). A condensação será mais agressiva no caso em que os materiais se encontrem com a superfície suja. Neste caso, o valor da resistência de isolamento será muito pequena. • Temperatura A resistência de isolamento varia extraordinariamente com a temperatura. Nas máquinas rotativas, por exemplo, pode ser considerado que, a cada 5 ºC de elevação da temperatura, a resistência de isolamento se reduz à metade. Para poder comparar os valores de resistência de isolamento ao longo da vida útil dos equipamentos é necessário que os resultados dos diferentes testes sejam corrigidos para o mesmo valor de temperatura. Para cada tipo de componente, existem tabelas nas suas normas técnicas que fornecem estes fatores de correção. c) Ensaio de tensão aplicada O ensaio de tensão aplicada é o método mais comum para diagnóstico e detecção de falhas nas isolações dos componentes de uma instalação elétrica. Este ensaio deve ser realizado em equipamento construído ou montado no local da instalação, de acordo com o método e valores limites de ensaio descrito nas normas aplicáveis ao equipamento ou quando recomendado pelo seu fabricante. Assim como no caso da resistência de isolamento, é preciso que o profissional envolvido na verificação da instalação elétrica conheça previamente estes valores para que possa atestar ou não a conformidade dos resultados obtidos. Por exemplo, no caso dos cabos elétricos e seus acessórios, o ensaio de tensão aplicada logo após a instalação deve atender aos valores indicados na Tabela x. Existem fontes de alta tensão disponíveis no mercado especificamente fabricadas para a realização de ensaios de tensão aplicada, usualmente conhecidas por “Hipot”, em inglês. (Figura x). Tabela 35 – Tensão de ensaio aplicada em cabos elétricos de média tensão na etapa de verificação

Tensão aplicada no ensaio, em corrente

do cabo (kV)

contínua, por 15 minutos (kV)

3,6/6

3,6

6/10

7,2

8,7/15

7,2

12/20

15 ou 17,5

15/25

24,5

20/35

36,2

d) Ensaio para determinação da resistência de aterramento Este ensaio deve ser realizado toda a vez que houver a instalação ou ampliação de malhas de terra visando a garantir o atendimento dos valores previstos em projeto. Para a realização desse ensaio todos os cuidados referentes à segurança devem ser tomados, principalmente no caso das ampliações nas instalações em operação. Nesses casos é muitas vezes necessário o desligamento total das instalações. Para a determinação da resistência de aterramento deverá ser aplicada a norma NBR 15749 - Medição de resistência de aterramento e de potenciais na superfície do solo em sistemas de aterramento que estabelece os critérios e métodos de medição de resistência de sistemas de aterramento e de potenciais na superfície do solo, bem como define as características gerais dos equipamentos que podem ser utilizados nas medições. Além dos métodos da queda de potencial e da queda de potencial com injeção de alta corrente, a NBR 15749 normaliza o método síncrono à frequência industrial; o método do batimento; o método de injeção de corrente com amperímetro, voltímetro e wattímetro adicional; e métodos alternativos de medição com as instalações energizadas. Trata ainda dos seguintes assuntos decorrentes: compensação capacitiva, especificação de equipamentos para execução dos ensaios e informações sobre o terrômetro alicate. De forma geral, não importando o método escolhido – o que dependerá da situação de ensaio encontrada – certas regras técnicas e de segurança são recomendadas pela NBR 15749: • utilizar calçados e luvas com nível de isolamento compatível com os valores máximos de tensão que possam ocorrer no sistema sob medição; • evitar a realização de medições sob condições atmosféricas adversas, tendo em vista a possibilidade de ocorrência de descargas atmosféricas; • impedir que pessoas estranhas ao serviço e animais se aproximem dos eletrodos utilizados na medição; • utilizar aparelhos compatíveis aos especificados no Anexo C da NBR 15749 a fim de garantir a segurança dos operadores e fidelidade dos resultados. A utilização de equipamentos de medição em desacordo com os requisitos do Anexo C torna necessária a adoção de medidas de segurança adicionais, tais como aquelas utilizadas para trabalhos em áreas energizadas.

223

NBR 14039

Tensão nominal

Figura 99 – hipot

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS e) ensaios recomendados pelos fabricantes dos equipamentos; Todos os equipamentos que possuírem condições especiais de instalações devem sofrer a inspeção de sua montagem com base nas informações fornecidas pelos seus fabricantes. Nos documentos apropriados pode ser verificada a necessidade de ensaios especiais nos equipamentos que fazem parte integrante da sua aprovação para energização. A NBR 14039 cita os seguintes exemplos de ensaios especiais: • Ensaio de rigidez dielétrica do óleo isolante - aplicável a transformadores, disjuntores e chaves seccionadoras A rigidez dielétrica é a propriedade de um dielétrico de se opor a uma descarga disruptiva e é medida pelo gradiente de potencial sob o qual se produz essa descarga. A tensão de ruptura do dielétrico de um líquido isolante é importante para a avaliação da capacidade de suportar esforços elétricos sem falhar. É a tensão na qual a ruptura ocorre entre dois eletrodos sob condições prescritas. Ela também serve para indicar a presença de agentes contaminantes como a água, sujeira ou partículas condutoras no líquido.

224

• Ensaio de fator de potência - aplicável a transformadores, máquinas elétricas de grande porte e geradores O fator de potência de um isolante é um valor próprio de cada material isolante e que é útil para o acompanhamento da sua vida útil em serviço. Ele indica a presença de maior ou menor corrente de fuga percorrendo um material isolante quando submetido a uma determinada tensão. Sua alteração significativa em relação ao valor original medido no início da instalação significa um envelhecimento acentuado do material.

NBR 14039

• Ensaio de cromatografia de gases e análises físico-químicas de óleos isolantes - aplicável a transformadores de força; O ensaio de cromatografia de gases determina a concentração dos gases dissolvidos no óleo mineral isolante. Por conta de descargas internas entre espiras, desgaste do meio isolante em papel, desgaste do verniz isolante ou de calços, verifica-se, ao longo do tempo, a formação de gases em equipamentos elétricos imersos em óleo isolante. Outra bateria de ensaios muito significativa que é efetuada no óleo isolante é o conjunto de verificações de contaminantes que existem dentro de uma amostra. A origem desse contaminante é muito extensa e quando se apresenta nos resultados, permite verificar não só o agente contaminante como também sua origem e consequência direta ao equipamento. • Ensaio de tempos de operação - aplicável a disjuntores Esse ensaio também é conhecido como oscilografia e verifica se os tempos de operação, ou movimento mecânico das partes móveis de disjuntores e chaves automáticas está adequado e compatível com aqueles que foram definidos em projeto. A medição com o oscilógrafo satisfaz basicamente todos os requisitos exigidos, motivo pelo qual considera-se apenas este método para esse ensaio. Os tempos de abertura, fechamento e discordância de fases devem ser analisados a partir das informações contidas no catálogo do fabricante do disjuntor. Este ensaio pode

determinar se o circuito de anti-bombeamento do disjuntor está operando adequadamente. Durante o ensaio verifica-se também a simultaneidade de ação dos contatos, ou seja, a exatidão das manobras de fechamento e abertura de um disjuntor ou chave. Essa exatidão e simultaneidade reduzem os riscos operacionais sobre os quais se expõem os outros equipamentos e até mesmo o próprio operador. • Ensaios de resistência de contatos elétricos - aplicável a disjuntores e barramentos de alta capacidade de corrente Esses ensaios têm por objetivo determinar, através da aplicação de uma corrente elétrica e a leitura do valor da queda de tensão local, a resistência existente nos contatos de um equipamento de chaveamento ou barramento e então compará-la com os valores originais que o fabricante define como adequado tendo em vista os limites definidos pelas normas específicas de equipamentos. Existem medidores de resistência de contato disponíveis no mercado para a realização desta verificação. • Ensaio de tensão aplicada - aplicável a cabos elétricos, equipamentos isolados a vácuo e a gás SF6 Este ensaio deve ser realizado em conformidade com os procedimentos e valores indicados nas normas técnicas de cada componente. f) ensaios de funcionamento As montagens tais como quadros, acionamentos, controles, intertravamentos, comandos etc. devem ser submetidas a um ensaio de funcionamento para verificar se o conjunto está corretamente montado, ajustado e instalado em conformidade com a norma e o projeto. Neste caso, devem ser simuladas todas as possíveis combinações de operação previstas no projeto, tais como desligamento e transferência de cargas, atuação de relés e alarmes, etc. de modo a verificar o correto funcionamento do conjunto. Durante a realização dos ensaios de funcionamento do conjunto, pode ser necessário avaliar o comportamento de alguns dispositivos de proteção individualmente para verificar se estão corretamente instalados e ajustados.

21 Manutenção,

operação

Os aspectos gerais de manutenção e operação de instalações elétricas de média tensão são tratados na seção 8 da NBR 14039, que estabelece as diretrizes básicas para as equipes de manutenção e operação. 21.1 Manutenção Entende-se por manutenção as ações que venham a contribuir para prever, evitar ou corrigir desvios de operação e continuidade de trabalho apresentado por uma instalação ou equipamento. Nos casos de ausência da ação corretiva, é possível que haja a diminuição ou perda de desempenho e funcionamento de um equipamento ou do todo, o risco de parada de um processo e, principalmente, pode haver um risco a integridade física dos profissionais ou pessoas que venham a ter contato direto ou indireto com essa instalação defeituosa.


21.1.1 Breve história da manutenção Pode-se classificar os serviços de manutenção através de três gerações no tempo, tendo evoluído muito nos últimos anos. a) Primeira geração – até a Segunda Guerra mundial Na época da Segunda Guerra mundial, a indústria não era muito mecanizada e, por consequência, a questão da interrupção de processos de produção não era muito significativa ou custosa. A prevenção da falha tinha baixa prioridade na maioria das ações e planos gerenciais, ou quase nem existia. A maioria dos equipamentos era simples e superdimensionados e, por isso, eram facilmente reparados. Não havia necessidade de desenvolver programas de manutenções sistemáticas e desmontar e limpar eram os serviços de rotina. b) Segunda geração – do final da Segunda Guerra até o começo dos anos 1970 As coisas evoluíram de forma significativa após a Segunda Guerra mundial. Os tempos de conflito pressionaram uma demanda aumentada por insumos de todos os tipos, enquanto a capacidade do fornecimento de suprimento industrial caía rapidamente. Isso levou a uma mecanização muito grande, produção em massa e em escala. Na década de 1950, máquinas de todos os tipos eram mais numerosas e complexas. A indústria começou a depender muito delas, e nesse crescimento de dependência, a redução do tempo de reparo devido a interrupções passou a ser relevante e tornou-se foco de um tratamento especial. Foi levantada a idéia de que a falha de um equipamento deveria ser prevenida para aumentar a confiabilidade, gerando dessa forma o conceito de manutenção preventiva. A década de 1960 foi marcada pelos equipamentos que seriam mantidos em intervalos fixos e regulares. Nesse caso, o custo da manutenção começou então a ser mais significativo em relação aos custos de operação. Uma vez que o custo de manutenção se tornou relevante, logo surgiu a necessidade da criação de sistemas de controle e planejamento específicos para a sua redução. Essas novas ferramentas permitiram reduzir os custos de manutenção a patamares mais razoáveis e, com isto, essa atividade se intensificou. c) Terceira geração – a partir da segunda metade da década dos anos 1970 em diante A partir da metade de década de 1970, no período chamado de “modernidade das indústrias”, foram lançadas novas expectativas,

225

NBR 14039

Figura 100 – Histórico da manutenção

pesquisas e técnicas. A redução das interrupções e falhas foi necessária para evitar a interrupção nas atividades dos usuários, desempenho de produção e qualidade final dos produtos. Na década de 1960 e 1970, esse foi o maior ponto nos setores de mineração, manufatura em geral e transporte. O advento do “JUST IN TIME” no processo de estocagem também pressionou a redução de tempo na necessidade de diminuir a interrupção nos equipamentos. O crescimento da automação mostrou que mais e mais falhas afetam a capacidade da garantir padrões de qualidade satisfatórios. Isso é aplicado tanto para os padrões de serviços como os padrões de produtos. As falhas afetavam seriamente a segurança e o meio ambiente. Estamos numa época em que os padrões e exigências nessas áreas estão crescendo muito rapidamente. O custo de manutenção continua crescendo em termos absolutos e em proporção ao total de custos apurados. Em algumas indústrias, esse custo chega a ter o segundo maior peso no plano operacional. Pesquisas mostram que a terceira geração tem pelo menos seis padrões de comportamento que devem ser colocados em prática, contra apenas dois que existiam na primeira e segunda gerações (Figura x). Desenvolveu-se o conceito de Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) - tradução de RMC – Reliable Centered Maintenance – que trouxe um novo conceito para a palavra manutenção e seus resultados. Os envolvidos no processo produtivo, sejam os acionistas ou os técnicos, esperam que as instalações cumpram sua função. Logo, quando se mantém uma instalação, o estado que se deseja preservar é aquele no qual a instalação garante os desejos e expectativas desses envolvidos. Nasce então um novo conceito: “Manutenção é a garantia de que uma instalação continue a fazer o que os usuários finais querem que ela faça”. Isso resulta num melhor entendimento da definição de MCC: um processo usado para determinar o que deve ser feito para garantir que qualquer instalação ou equipamento continue a fazer o que os usuários querem que ela faça, no seu contexto atual de operação. O termo “Engenharia de Manutenção” acompanha essa tendência com mais uma quebra de paradigma. Praticar a engenharia de manutenção significa uma mudança cultural, deixando de ficar consertando continuadamente, para procurar as causas básicas, modificar situações permanentes de mau desempenho, deixar de conviver com problemas crônicos, melhorar padrões e sistemáticas, realimentar o projeto executivo e interferir tecnicamente nas compras. Significa ainda aplicar técnicas modernas.


21.1.2 Condições gerais de manutenção

NBR 14039

226

Em 8.1, a NBR 14039 prescreve que, antes da realização de qualquer serviço de manutenção, devem ser atendidas as prescrições gerais a seguir. Sempre que aplicável, a instalação a ser verificada deve ser desenergizada. Os casos em que não seria aplicável a desenergização podem estar relacionados com aspectos operacionais complexos ou custos elevados de paradas de produção e indústrias, centros de processamento de dados, áreas de segurança, etc. Além disso, podem existir questões de segurança e saúde das pessoas afetadas por essa parada do equipamento, como em instalações assistenciais de saúde, por exemplo. A NR-10 traz uma série de medidas para segurança dos trabalhadores que executam serviços de manutenção em redes energizadas (ver parte deste Guia relativa à NR-10). Assim como na NR-10, a NBR 14039 prescreve que, após a manobra de desenergização, caso ela ocorra, todas as partes vivas devem ser ensaiadas quanto à presença de energia mediante dispositivos de detecção compatíveis ao nível de tensão da instalação. Todo equipamento e/ou instalação desenergizado deve ser aterrado, lembrando-se que, antes de proceder ao aterramento, devese garantir que não haja carga residual ou cumulativa, efetuando-se primeiro a sua descarga elétrica. Podem ser os casos de aterramento de capacitores e cabos de média tensão de grandes extensões. Após a desenergização, toda instalação e/ou todo equipamento desenergizado deve ser bloqueado e identificado. Os dispositivos e as disposições adotados para garantir que as partes vivas fiquem fora do alcance podem ser retirados para uma melhor verificação, devendo ser impreterivelmente restabelecidos ao término da manutenção. Além disso, deve-se garantir a confiabilidade dos instrumentos de medição e do ensaio, calibrando-os conforme orientação do fabricante. Os acessos de entrada e saída aos locais de manutenção devem ser desobstruídos, sendo obrigatória a inclusão de sinalização adequada que impossibilite a entrada de pessoas que não sejam BA4 e BA5 (conforme tabela 12 da NBR 14039), chamadas, respectivamente, de capacitadas e habilitadas na NR-10. Qualquer manobra, programada ou de emergência, deve ser efetuada somente com a autorização de pessoa qualificada (BA5), sendo que, conforme 8.1.6, qualquer manobra deve ser efetuada por no mínimo duas pessoas, sendo que uma delas deve ser BA5. Assim como na NR-10, de acordo com a NBR 14039 é obrigatório o uso de EPC (equipamentos de proteção coletiva) e EPI (equipamentos de proteção individual) apropriados, em todos os serviços de manutenção das instalações elétricas de média tensão e os envolvidos no serviço devem ter conhecimento dos procedimentos que vierem a ser executados. 21.1.3 Condições específicas de manutenção As particularidades sobre manutenção de instalações elétricas de média tensão são tratadas em 8.2 da NBR 14039 conforme descrito a seguir.

Periodicidade A periodicidade da manutenção deve adequar-se a cada tipo de instalação, considerando-se, entre outras, a sua complexidade e importância, as influências externas e a vida útil dos componentes. Para efeito de exemplo de periodicidade da manutenção, o artigo “Manutenção em equipamentos elétricos” dos autores Antonio Tadeu Lyrio de Almeida e Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino sugere os tempos indicados na Tabela 36. Tabela 36 – Sugestão de periodicidade de manutenção de componentes de média tensão

Equipamento

Periodicidade

Fios, Cabos e Muflas

6 a 12 meses

Isoladores

12 a 15 meses

Ferragens

6 a 12 meses

Baterias

3 meses

Capacitores

6 a 12 meses

Reapertos

Medição

Relés

12 meses 3 meses 6 a 12 meses

Para-raios

12 meses

TC`s e TP`s

6 a 12 meses

Transformadores

Estanquiedade

permanente

Válvula de segurança

permanente

Relés

Comutador - lubrificação

4 a 6 meses

Guarnições e vedações

4 a 6 meses

Sílica gel

4 a 6 meses

Óleo comutador

12 meses

Óleo geral

2 a 4 anos

Radiadores

2 a 4 anos

Óleo

Cámaras de extinsão

Reaperto de parafusos

Pressão dos contatos

Mecanismo

Limpeza dos contatos

Reaperto de parafusos

6 meses

Pressão dos contatos

12 meses

Isoladores

12 meses

Disjuntores

Seccionadores

3 meses

6 meses 3 meses 3 a 6 meses 6 meses 1 mês 6 meses

Manutenção preventiva A manutenção preventiva é aquela efetuada em intervalos predeterminados, ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do funcionamento de um item. Através da manutenção preditiva é possível determinar, antecipadamente, a necessidade de serviços de manutenção em uma peça específica de um equipamento; eliminar desmontagens desnecessárias para inspeção; aumentar o tempo de disponibilidade dos equipamentos; reduzir o trabalho de emergência não planejado; impedir o aumento dos danos; aproveitar a vida útil total dos componentes e de um equipamento; aumentar o grau de confiança no desempenho de um equipamento; e determinar previamente

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS as interrupções de fabricação para cuidar dos equipamentos que precisam de manutenção. Conforme o artigo “Manutenção em equipamentos elétricos” dos autores Antonio Tadeu Lyrio de Almeida e Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino, a rotina para a execução das inspeções relativas à manutenção preventiva de equipamentos elétricos envolve a observação visual de algumas de suas condições especificas, bem como, quando possível, os reparos necessários que podem ser realizados no campo. A frequência destas inspeções depende, sobretudo, da importância critica do equipamento em questão, das condições ambientais, e/ou das condições operacionais. Atitudes simples, como verificar se há ventilação suficiente e efetuar a limpeza freqüentemente são fatores da maior importância. Além disto, é necessário intervir imediatamente ao surgirem ou ao serem notados quaisquer indicativos de anormalidades. No caso de máquinas rotativas tem-se, por exemplo: vibrações excessivas, batidas de eixo, resistência de isolamento decrescente, indícios de fumaça e fogo, faiscamento ou forte desgaste no comutador ou coletor e escovas (se houverem), variações bruscas de temperatura nos mancais e outros. A primeira providência a ser tomada nestes casos é desligar o equipamento e examinar todas as suas partes, tanto mecânicas como elétricas. Deste modo, o conhecimento adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos é de suma importância pois permite evitar a evolução de problemas indesejáveis que tornam necessária uma ação corretiva com prejuízos financeiros elevados. As rotinas de inspeção básicas para equipamentos elétricos em operação normal envolvem, de uma forma geral, avaliar:

A NBR 14039 determina que devem ser inspecionados o estado dos cabos e seus respectivos acessórios, assim como os dispositivos de fixação e suporte, observando sinais de aquecimento excessivo, rachaduras, ressecamento, fixação, identificação e limpeza. Deve ainda ser verificada a estrutura do conjunto de manobra e controle (quadros), observando seu estado geral quanto à fixação, danos na estrutura, pintura, corrosão, fechaduras e dobradiças. Deve ser verificado o estado geral dos condutores e dispositivos de aterramento. No caso de componentes com partes internas móveis, devem ser inspecionados, quando o componente permitir, o estado dos contatos e das câmaras de arco, sinais de aquecimento, limpeza, fixação, ajustes e aferições. Se possível, devem ser realizadas algumas manobras no componente, verificando seu funcionamento. No caso de componentes fixos, deve ser inspecionado o estado geral, observando sinais de aquecimento, fixação, identificação, ressecamento e limpeza. De acordo com o artigo “Manutenção preditiva e detectiva” dos autores Igor Mateus de Araújo e João Maria Câmara, a análise de temperatura é a técnica de medições térmicas para levantamento da temperatura de operação de equipamentos, buchas, conexões e conectores, etc. As técnicas termográficas servem para identificar pontos quentes em instalações elétricas e detecção de falhas em isolamentos térmicos. A termografia é a técnica de ler e medir – a distância – a temperatura de operação de componentes responsáveis pelas conexões de equipamentos elétricos. Suas principais vantagens são a ausência da necessidade de contato com o objeto sob análise e a não interferência com a produção, já que não é desligado o equipamento sob inspeção. O termograma é o resultado da aplicação da termografia, isto é, formar e reproduzir as imagens visíveis a partir da captação das radiações térmicas emitidas pelas conexões. Esta radiação varia de acordo com a temperatura e o estado da superfície emissora. A termovisão é a técnica de ver as imagens térmicas a partir da captação das radiações térmicas, invisíveis na faixa do infravermelho, constantemente emitidas, absorvidas e reemitidas pelos corpos e objetos (Figura 101).

Figura 101 - Análise feita com o termovisor em subestação

227

NBR 14039

- Corrente: o aquecimento de um equipamento elétrico depende de sua capacidade térmica. O controle de sua temperatura de operação se reveste de elevada importância, pois, quando o mesmo opera acima do nível máximo de temperatura permitido pela classe de isolamento, ocorre um decréscimo na sua expectativa de vida. Por exemplo, um equipamento com isolação classe B ou F, operando com 8 a 10 ºC acima de sua temperatura normal de trabalho tem sua expectativa de vida reduzida à metade. Estes fatos reforçam a necessidade de um monitoramento adequado das condições de carregamento, ou seja, da corrente de carga e da temperatura associadas, para evitar eventuais sobrecargas. - Tensão: a tensão aplicada a um equipamento deve ser monitorada de forma similar à corrente de carga. Sobretensões e subtensões, tensões desequilibradas e/ou com conteúdo harmônico são fatores que afetam frequentemente as isolações dos diferentes componentes elétricos. - Limpeza: é importante que o equipamento fique isento de poeiras, fiapos de algodão, óleo e outras sujeiras em geral. A sujeira cria uma camada nos enrolamentos e/ou carcaça diminuindo a troca de calor com o ambiente, além de reter umidade e provocar um curto-circuito, bem como, ser um elemento propagador de incêndios. Desta forma, é conveniente limpar externamente o equipamento e, logo após, as suas partes internas. Para tanto, usa-se ar comprimido seco e limpo, soprando-se o pó e os resíduos do seu interior. É importante certificarse que todas as passagens de ar estão livres e desimpedidas. - Nas máquinas elétricas rotativas, também é interessante verificar-se vibrações e ruídos anormais, temperatura dos mancais,

superfície do estator e do rotor (inspeção visual para determinar a presença de alguma contaminação ou ferrugem, bem como lascas, borbulhas e arranhões).

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Manutenção corretiva A manutenção corretiva é aquela que é efetuada após a ocorrência de uma pane, destinada a recolocar um item em condições de executar uma função requerida. Toda instalação ou parte dela, que por qualquer motivo coloque em risco a segurança dos seus usuários, deve ser imediatamente desenergizada, no todo ou na parte afetada, e somente deve ser recolocada em serviço após reparação satisfatória. O atendimento aos procedimentos para realização de serviços indicados na NR-10 garantem o atendimento desta prescrição da NBR 14039 (ver parte deste Guia relativa à NR-10). Toda falha ou anomalia constatada nas instalações, componentes ou equipamentos elétricos, ou em seu funcionamento, deve ser comunicada à pessoa qualificada (BA5), para fins de reparação, notadamente quando os dispositivos de proteção contra sobrecorrentes ou contra choques elétricos atuarem sem causa conhecida. 21.2 Operação

NBR 14039

228

Pode-se dizer que, em 8.3, a NBR 14039 resume as principais prescrições da NR-10 relativas à operação de instalações elétricas de média tensão (ver parte deste Guia relativa à NR-10). Praticamente toda atividade de operação de uma instalação de média tensão ocorre na subestação e consiste no chaveamento de circuitos, energização e desenergização de equipamentos e leituras das grandezas elétricas da energia produzida ou consumida. De acordo com a NBR 14039, somente é admitida a operação dentro da área de risco por pessoal qualificado (BA5), sendo obrigatório o uso de EPC (equipamentos de proteção coletiva) e EPI (equipamentos de proteção individual) apropriados em todos os serviços de operação das instalações elétricas de média tensão. A exceção a essa regra fica por conta dos casos de operação remota, onde as medidas de proteção contra contato direto e indireto devem atender à NBR 5410 (ver parte deste Guia relativa à NBR 5410). O treinamento e conduta dos operadores são específicos e rigorosos quanto à obediência aos procedimentos de operação da instalação. O conhecimento da função do equipamento elétrico, assim como o seu princípio de funcionamento, é fundamental para garantir a segurança dos equipamentos e profissionais. Esse treinamento é sempre ministrado para garantir que o profissional entenda-se com os equipamentos em constante estado de energização, fazendo a sua operação e chaveamento de forma indireta por comandos elétricos ou alavancas e manivelas. A seguir são listadas algumas regras fundamentais para garantir a segurança dos operadores que atuam numa subestação de média tensão: • Todo chaveamento deve ser visível e sempre que possível indicado de forma gráfica: com essa premissa, garante-se ao operador e às equipes de manutenção que o seccionamento dos circuitos, assim como o seu isolamento previsto, foi alcançado e está facilmente comprovado de forma visual. • Existência de intertravamentos ou bloqueios entre equipamentos: sempre que possível, aos circuitos devem ser providos elementos diretos ou indiretos de bloqueio e intertravamentos. Os bloqueios diretos são de natureza mecânica e garantem que a parte construtiva de um equipamento

impede ou permite o acionamento de outro equipamento. Os bloqueios indiretos são aqueles que, por meio de bobinas solenóides ou outros meios, incluindo os digitais, interferem no acionamento mecânico ou elétrico de outro equipamento. Podem ser munidos de indicadores luminosos ou gráficos para maior visualização. • Dispositivos para verificar ausência de tensão: são dispositivos que atuam como elementos indicadores imediatos da ausência de tensão nos terminais ou barramentos na subestação. Esses dispositivos atuam da mesma forma que os voltímetros, indicando “0 V” em um determinado ponto. Na ausência desses medidores fixos, é possível utilizar ainda dispositivos que, pela presença de campo elétrico, emitem sinais sonoros, apresentando assim de fato a comprovação eficaz da ausência de tensão. • Efetivação de aterramentos no local: o aterramento dos terminais de um equipamento ou de um cabo de energia é a forma mais eficaz de garantir a ausência de tensão. Uma vez que os terminais ou circuitos estão aterrados, qualquer nível de energia elétrica lançada nesse ponto será descarregado antes de atingir os profissionais que estiverem efetuando a manutenção ou operação dentro da subestação. • Delimitação e sinalização: para o trabalho em locais de risco, a sinalização ostensiva é fundamental. Mais do que apenas indicar ao operador o estado dos equipamentos e às turmas de manutenção a condição de segurança dos trechos a sofrerem intervenção, é essencial que as áreas ao redor e os equipamentos que estão realmente destinados ao trabalho estejam sinalizados, mesmo que de forma redundante. Para evitar confusões é possível até criar zonas de proteção e sinalizações em níveis de risco diferentes. Operação Remota Os equipamentos inicialmente foram desenvolvidos para manobras locais por meio de seus próprios controles e dispositivos neles incorporados. Com o advento das novas tecnologias de informação, dos avanços na automação de sistemas elétricos e com necessidade de manobras de vários equipamentos em sequência, foram desenvolvidos dispositivos de comando que permitem que essas mesmas manobras sejam efetuadas a distância, centralizando o comando de todos os equipamentos em apenas um local. Com isso as operações não só passaram a ser feitas em locais centralizados, como também tiveram sua segurança aumentada de forma significativa para os trabalhadores envolvidos na atividade (Figura x). A qualificação para os operadores e profissionais que efetuam as manobras de forma remota muitas vezes é menor que aquela necessária para efetuá-la de forma local. Isso é explicado tendo em vista que, geralmente, o cuidado de verificar a sequência de atividades é delegado a um sistema lógico de contatos de intertravamento elétrico, promovido pelos próprios equipamentos, ou ainda a sistemas com inteligência incorporada. A inspeção visual da manobra passa também a ser monitorada por sensores ou pela garantia de que o equipamento está desempenhando as tarefas de modo completo. Os sistemas digitais que são incorporados aos relés de proteção estão dando uma nova dimensão a esses recursos, agregando uma inteligência adicional ao conjunto, facilitando mais ainda as manobras e aumentando a segurança dos equipamentos e profissionais envolvidos.


Figura 102 – Sala de operação remota de uma instalação elétrica de média tensão

São considerados componentes básicos para o trabalho dos profissionais de operação de instalações elétricas e equipamentos: procedimentos de trabalhos; procedimentos de segurança; e equipamentos de segurança.

22 Considerações sobre projeto de aterramento de subestações

A norma NBR 15751- Sistemas de aterramento de subestações – Requisitos especifica as condições para o dimensionamento do sistema de aterramento de subestações de energia elétrica acima de 1 kV, em frequência industrial. Além disso, a NBR 15571 estabelece os limites de segurança para pessoas e instalações dentro e fora dos limites da subestação. Por se tratar de uma específica, a NBR 15571 complementa ou substitui as prescrições da NBR 14039 relativas ao aterramento de subestações. Na continuação são apresentadas diversas considerações sobre o aterramento de subestações à luz das prescrições da NBR 15571.

resistência por metro que possibilitem calcular a resistividade do solo é o “Método de medição por contato com o arranjo de Wenner”. Este método consta da NBR 7117, cujo projeto deve entrar em votação nacional ainda neste trimestre. Descrição do método de medição por contato (arranjo de Wenner) Quatro eletrodos devem ser cravados firmemente no solo, alinhados e dispostos simetricamente em relação a um ponto de origem (A) e espaçados entre si por uma distância (d), todos a uma mesma profundidade (p). Basicamente, pelos eletrodos externos faz-se circular corrente (I) e, entre os dois eletrodos internos, é medida a tensão (V). A relação (V/I) fornecerá a resistência (R) em ohm (Ω), com a qual é calculada a resistividade do solo até uma profundidade aproximadamente igual à distância (d) entre os eletrodos, segundo a equação:

(Ω·m)

Modelagem do solo

Se p ≤ d/10, a fórmula pode ser simplificada para: (Ω·m) Por exemplo, se o espaçamento (d) for de 4 metros e os eletrodos forem cravados a uma profundidade p = 20 cm, a fórmula simplificada pode ser utilizada, mas, se o espaçamento for de 1 metro, haveria que se cravar o eletrodo a 10 cm ou menos, o que, via de regra, não é suficiente para se obter um contato adequado entre o eletrodo de ensaio e o solo. Um conjunto de leituras na mesma direção (em linha) geralmente tomadas para d = 1, 2, 4, 8, 16, 32 e se o local permitir, até 64 e 128 m, indica como varia a resistividade do solo em função da profundidade. Podem ser utilizadas distâncias intermediárias entre eletrodos desde que repetidas durante todo o ensaio. Note que a resistência de contato dos eletrodos de potencial pode influenciar nos resultados. Em alguns instrumentos, há compensação automática para tais influências, em outros, podemos ajustar esses valores. Geralmente, os fabricantes dos instrumentos fornecem nos catálogos dos produtos as informações necessárias.

NBR 14039

Um dos primeiros passos para o projeto de aterramento de uma subestação de energia elétrica é a obtenção de dados para a modelagem do solo. De forma geral, a determinação de um modelo matemático equivalente para o solo em uma dada região onde será implantada a subestação exige a realização de diversas medidas, dentre elas a execução de medições para a determinação de um parâmetro conhecido por resistividade do solo. A resistividade do solo é definida como a resistência entre as faces opostas (ambas metálicas) de um cubo de aresta unitária, preenchido com material retirado do local. A resistividade depende do tipo, da umidade, da temperatura, da salinidade, da contaminação e da compactação do solo, entre outras variáveis. Estas medições, geralmente realizadas com um terrômetro de quatro terminais (dois externos para corrente e dois internos para tensão), conjuntos de cabos e hastes auxiliares, devem ser realizadas em um período do ano em que a umidade no solo seja a menor possível. É importante também que, preferencialmente, o local já tenha sido terraplanado e compactado, ou seja, esteja no momento exato entre a preparação para receber as instalações e o início das obras. O ideal seria efetuar mais de um conjunto de medições em diferentes épocas do ano. O método de ensaio mais conhecido para obtenção de valores de

229

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS As medições de resistividade devem cobrir toda a área em que o eletrodo (malha) for instalado. O número de pontos em que deverão ser efetuadas estas medições é função das dimensões do terreno. A nova NBR 7117 trará uma série de configurações permitidas. A partir da análise dos resultados obtidos no local, podem ser necessárias medições com outras configurações. O maior número de dados possível a respeito do local deve ser fornecido, como tipo do solo (terraplenado, compactado), características da camada (visível), interferências encontradas, umidade do solo, clima em que se deu a medição (chuvoso ou seco); identificação com um croqui o local e as direções em que foram realizadas as medições. Para locais com grandes dimensões, basta dividir esses locais em segmentos e repetir a prática descrita para cada fração de terreno. Além da área, outros aspectos devem ser observados na determinação do número de medições:

230

• As variações nas características do solo local, devendo-se medir separadamente a resistividade nos diferentes tipos de terreno existentes; • As variações entre os resultados obtidos nas diversas linhas de medição para uma mesma distância entre eletrodos; • Quanto maior a discrepância entre os resultados, maior deve ser o número de linhas de medição; • Pontos de uma mesma área em que sejam obtidos valores de resistividade com desvio superior a 50% em relação ao valor médio das medições realizadas podem vir a caracterizar uma subárea específica, devendo ser realizadas medições complementares ao seu redor para ratificação do resultado. Se isso não for possível, considerar a conveniência de descartar a linha de medição. No caso de aterramentos em linhas de transmissão e distribuição e subestações unitárias, as medições devem ser efetuadas nas direções dos seus eixos. A presença de elementos metálicos enterrados próximo às áreas de medição pode ocasionar erros sensíveis nos valores obtidos. Um dos fatores que indica a presença de interferências externas pode ser caracterizado pela não variação do valor da resistência medida para os diversos espaçamentos. Devem ser considerados os seguintes critérios na análise de risco prévia ao ensaio:

NBR 14039

• Não fazer medições sob condições atmosféricas adversas, tendo-se em vista a possibilidade da incidência de raios; • Utilizar Equipamentos de Proteção Individual (EPIs) compatíveis com o tipo e o local da medição a ser realizada; • Evitar que pessoas estranhas e animais se aproximem do local; • Não tocar nos eletrodos durante a medição. A interpretação dos resultados obtidos no campo é a parte mais crítica do processo e, consequentemente, necessita de maiores cuidados na sua validação. A variação da resistividade do solo pode ser grande e complexa em função da sua heterogeneidade, exceto para alguns casos pode-se estabelecer uma equivalência simples com os valores apresentados a seguir. A Tabela 37 é uma fração da existente no texto do projeto da NBR 7117 e apresenta valores típicos de resistividade do solo (ρ) em Ohm x metro (Ω.m).

Tabela 37 Tipos de solo Água do mar Lama, limo, húmus Água destilada Argila Calcário Areia Basalto Concreto

Faixa de resistividades estimada (Ω·m) Menor do que 10 Até 150 300 300 – 5.000 500 – 5.000 1.000 – 8.000 A partir de 10.000 Molhado (*): 20 – 100 Úmido: 300 – 1000 Seco: 3 kΩ·m – 2 MΩ·m

(*) Típica de aplicação em ambientes externos, notadamente fundações e demais aplicações afins. Há que se destacar que valores inferiores a 50 Ω-m devem ser considerados altamente corrosivos.

Estabelecendo a geometria básica da malha Particularmente no caso da subestação de energia elétrica, o eletrodo de aterramento é muito importante para a proteção da instalação, principalmente nas condições de falta para terra, em que os desequilíbrios causados pelas correntes de curto-circuito podem comprometer a segurança da rede elétrica, não desligando adequadamente o trecho afetado da rede. Na subestação, o aterramento do neutro do transformador e das massas metálicas fornece um caminho de retorno de baixa impedância para essa corrente de curto-circuito, o que possibilita a maior segurança na operação da proteção. Dessa forma, o projeto do sistema de aterramento de uma subestação é definido para a condição de falta para a terra, sendo que o dimensionamento do condutor da malha está diretamente ligado à capacidade deste de suportar os esforços térmicos e dinâmicos oriundos das altas correntes de curtocircuito. Além disso, a geometria da malha deve ser adequada para que os potenciais de passo e de toque, causados pelo processo de dissipação das correntes da malha para o solo, estejam dentro de limites toleráveis e definidos pelas normas. Vale destacar que os termos “topologia, geometria, arranjo” do eletrodo (malha) de aterramento vêm sendo distorcidos ao longo do tempo, comprometendo assim seu conceito primário, por exemplo: o item 5.1.3.1.2 da ABNT NBR 5419:2005 prescreve que “para assegurar a dispersão da corrente de descarga atmosférica na terra sem causar sobretensões perigosas, o arranjo e as dimensões do subsistema de aterramento são mais importantes que o próprio valor da resistência de aterramento. Entretanto, recomenda-se, para o caso de eletrodos não naturais, uma resistência de aproximadamente 10 Ω como forma de reduzir os gradientes de potencial no solo e a probabilidade de centelhamento perigoso. No caso de solo rochoso ou de alta resistividade, poderá não ser possível atingir valores próximos dos sugeridos. Nestes casos a solução adotada deverá ser tecnicamente justificada no projeto.” (grifo nosso). Esta é uma condição clássica da má interpretação dos termos mencionados anteriormente, quando valores de resistência ôhmica são exigidos em detrimento da geometria do eletrodo (malha) de aterramento e da resistividade do solo em que ele está inserido. A utilização dos termos topologia, geometria ou arranjo de um eletrodo de aterramento deve ser entendida como sendo a configuração geométrica, a quantidade, a direção (horizontal, vertical ou inclinado), o espaçamento e o posicionamento dos condutores de um eletrodo

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS (malha) de aterramento. As características mencionadas são as grandes responsáveis pela diminuição das tensões superficiais (passo e toque) perigosas em um eletrodo de aterramento e seus arredores quando massas metálicas são adequadamente interligadas a ele. Dimensionamento do condutor da malha O condutor da malha de aterramento de uma subestação é dimensionado levando em conta os efeitos térmicos e mecânicos das correntes elétricas que por ele possam passar principalmente as correntes de curto-circuito. Para o dimensionamento mecânico, a norma ABNT NBR 15751:2009 indica as bitolas mínimas para condutores de cobre e de aço, que, neste caso, devem ser protegidos contra corrosão conforme as normas aplicáveis: • Para cobre – 50 mm². • Para aço (protegido contra corrosão) – 38 mm² (5/16”). Caso não haja essa proteção, a ABNT NBR 5410:2008 e a ABNT NBR 5419:2005 determinam uma seção transversal mínima de 80 mm². Ao adquirir cabos de cobre, especialmente para esta finalidade (corrosão), é necessária uma verificação criteriosa, pois existem no mercado cabos sendo comercializados como “genéricos ou não normalizados”, cuja seção transversal real é bem inferior ao prescrito nas normas, por exemplo, para cabos de cobre de seção 50mm². A “versão genérica” possui seção inferior a 32 mm², comprometendo, dentre outros, o quesito tratado. Para o dimensionamento térmico, a ABNT NBR 15751 fornece a equação de Onderdonk, que permite o cálculo da seção do condutor. O condutor da malha de aterramento deve ter uma seção (S) capaz de suportar a circulação de uma corrente máxima (If), em quiloampères, durante um tempo (t) em que a temperatura se eleve acima de um valor-limite suportável (Tm), considerando uma temperatura ambiente (Ta) e que toda energia térmica fica retida no condutor devido à pequena duração da corrente de curto-circuito. A equação de Onderdonk é dada por:

Em que: S é a seção expressa em milímetros quadrados (mm2); It é a corrente de falta fase-terra expressa em quiloampères (kA); t é o tempo expresso em segundos (s); αt é o coeficiente térmico de resistividade do condutor a t °C (°C-1); ρt é a resistividade do condutor de aterramento a t °C expressa em ohm x centímetro (Ω × cm); TCAP é o fator de capacidade térmica em joule por centímetro cúbico vezes graus Celsius [J/(cm3 × °C)]; Tm é a temperatura máxima suportável expressa em graus Celsius (°C), conforme Tabela 1; Ta é a temperatura ambiente expressa em graus Celsius (°C); k0 ; k0 é o coeficiente térmico de resistividade do condutor a 0 °C; Tt é a temperatura de referência das cons0tantes do material em graus Celsius (°C). A norma apresenta ainda a Tabela 1 – Valores dos parâmetros para tipos de condutores mais utilizados em malhas de aterramentos. Alguns parâmetros e simplificações possíveis dependem das conexões existentes na malha. Um destes parâmetros é Tm que é obtido na ABNT NBR 15751 – Tabela 2 – Tipos de conexões e seus limites máximos de temperatura. Tabela 39 - ABNT NBR 15751 – Tabela 2 – Tipos de conexões e seus limites máximos de temperatura.

Conexão

Tm oC

Emenda tipo solda oxiacetilênica

450

Mecânica (aparafusada ou por pressão)

250

Emenda com solda exotérmica

850

231

a

Emenda à compressão

850b

Solda exotérmica, conhecida como aluminotermia, cuja conexão é feita através da fusão obtida pela ignição e combustão de uma formulação em um molde. Obtida por meio de conectores com compressão por ferramenta hidráulica.

a

b

A norma apresenta também a Tabela 3 – Constantes Kf, que mostra os valores deste parâmetro para as conexões mais utilizadas e que possibilita uma simplificação da equação de Onderdonk. Tabela 38 - ABNT NBR 15751 – Tabela 1 – Valores dos parâmetros para tipos de condutores mais utilizados em malhas de aterramentos.

Tipo do condutor

Condutância

Cobre (macio)

100,0

Aço cobreado 40%

40,0

Cobre (duro)

Aço cobreado 30%

Haste de aço cobreadoa Fio de alumínio

Liga de alumínio 5005 Liga de alumínio 6201 Aço-alumínio Aço 1020

Aço zincado

Aço inoxidável 304 a b

97,0 30,0 20,0 61,0 53,5 52,5 20,3 10,8 9,8 8,5 2,4

Temperatura de fusãoa

Resistividade

0,003 93

1 083

1,724

0,003 78

1 084

α0 (0 °C)

αt (20 °C)

0,004 13

0,003 81

0,004 27 0,004 08 0,004 08 0,004 08 0,004 39 0,003 80 0,003 73 0,003 88 0,001 65 0,001 65 0,003 41 0,001 34

Aço cobreado baseado em uma espessura de 254 µm de cobre. Aço inoxidável baseado em 508 µm no 304 de espessura sobre o aço 1020.

0,003 78 0,003 78 0,004 03 0,003 53 0,003 47 0,003 60

(°C)

1 084 1 084 1 084

3,422

4,397 5,862 8,62

660

3,284

660

1 510

0,003 20

419

0,001 30

1,777

2,862

0,001 60 0,001 60

[J/(cm3×°C)]

657 660

1 400 1 400

TCAP

(20 °C)

3,222 8,480 15,90 17,50 20,1 72,0

3,422 3,846 3,846 3,846 2,556 2,598 2,598 2,670 3,28 4,44

3,931 4,032

NBR 14039

Haste de açob

%

Coeficiente térmico de resistividade

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Dessa forma, pode-se utilizar a seguinte equação para a determinação da seção do condutor: Em que: Kf é a constante para materiais considerando temperatura ambiente (Ta) de 40 °C. Tabela 40 - ABNT NBR

15751 - Tabela 3 – Constantes Kf

Conexão Mecânica (aparafusada ou por pressão) Emenda tipo solda oxiacetilênica Emenda com solda exotérmica Emenda à compressãoa

kf 11,5 9,2 7,5 7,5

a Obtida por meio de conectores com compressão por ferramenta hidráulica.

232

As equações para o dimensionamento dos condutores indicam a corrente de curto-circuito plena (If). Na ocorrência de uma falta para terra, esta corrente irá circular pelo condutor de aterramento (rabicho) no ponto de ocorrência do curto-circuito e, ao chegar à malha, se subdividirá pelos diversos ramos da malha, proporcionalmente às resistências equivalentes no ponto de injeção da corrente. Dessa forma, existe a possibilidade de utilização de condutores de malha dimensionados para correntes inferiores à corrente de curto-circuito plena. Nos casos em que a temperatura de fusão da conexão for inferior à temperatura de fusão do condutor, utiliza-se a temperatura da conexão no cálculo da constante Kf . Na Tabela 3 encontramos os valores de Kf para o cobre, considerando o limite de fusão da conexão. Uma vez calculada a seção do condutor, tanto considerando o efeito mecânico como o térmico, deve-se utilizar o maior valor encontrado, sempre a favor da segurança. O tempo t deve ser escolhido de forma conservativa. Ele corresponde ao tempo de eliminação do defeito e influi diretamente nos potenciais toleráveis de passo e toque.

NBR 14039

CÁLCULO DAS TENSÕES PERMISSÍVEIS A norma ABNT NBR 15751-2009 estabelece os valores máximos permissíveis para as tensões de passo e toque em condições locais preestabelecidas. Estes parâmetros são importantes para que um sistema de aterramento seja considerado seguro em uma condição de defeito na instalação elétrica. Relembrando, a tensão de passo é a diferença de potencial entre dois pontos da superfície do solo separados pela distância de um passo de uma pessoa, considerada igual a 1 metro (em função do sistema internacional de unidades). A tensão de toque é a diferença de potencial entre um objeto metálico aterrado ou não e um ponto da superfície do solo separado por uma distância horizontal equivalente ao alcance normal do braço de uma pessoa. Essa distância é também convencionada igual a 1 metro. Conhecer as distâncias normalizadas para a definição de tensão de toque e passo pode induzir ao pensamento incorreto e perigoso de que ondas de tensão consideráveis apenas aparecem de forma regular, equidistante e simétrica em relação ao ponto de sua

inserção no solo ou no eletrodo. Definição tem função de informar e regrar, porém, diversas situações em que aparecem diferenças de potencial devem ser consideradas perigosas dependendo de como elas se apresentem, por exemplo: o risco implícito de choque elétrico é muito parecido quando, sem a proteção devida, toca-se em uma carcaça metálica de um quadro não aterrado, não importando a distância que se esteja dele. Os valores máximos permissíveis são estabelecidos em função do tempo de eliminação do defeito (t) e da resistividade da camada superficial do solo. Nesse sentido, ressalta-se a importância dos diferentes tipos de recobrimento do solo, tanto no interior como na periferia das instalações. Em geral, estas coberturas são: solo natural (terra ou grama), brita, concreto, asfalto, etc. A escolha do tempo de eliminação do defeito (t) deve ser feita de forma conservativa, levando-se em conta o tipo de proteção adotado e as características dos equipamentos de proteção utilizados. Devem ser considerados dois casos: defeitos com duração determinada pelo sistema de proteção, tendo em vista a corrente permissível pelo corpo humano, ou seja, a corrente de choque de curta duração ( Ichcd ), que é definida como sendo a corrente máxima de não fibrilação (para 99,5% das pessoas de 50 kg) no intervalo de tempo 0,03 s ≤ t ≤ 3 s. O segundo caso são os defeitos de longa duração que não sensibilizam os dispositivos de proteção considerando a corrente permissível pelo corpo humano de longa duração ( Ichld ), que é definida como a corrente provocada por uma tensão de toque ou passo devido a uma corrente de defeito de longa duração. Corrente de choique elétrico de longa duração (Ichld ) Esta corrente corresponde ao máximo valor de corrente que circula pelo corpo humano sem provocar fibrilação. A fibrilação auricular é um tipo de arritmia crônica mais encontrada, durante a qual os estímulos podem ter uma frequência de até 600 batimentos por minuto. Desses estímulos, somente alguns chegam a provocar contrações dos ventrículos e uma frequência tão elevada não é compatível com a sobrevida das pessoas acometidas, sendo que com o coração batendo mais rápido, cerca de cinco vezes mais que o normal, a pessoa chega ao óbito em pouco mais de 30 minutos, se nada for feito. A fibrilação ventricular é ainda mais grave e só é tolerada se for de curta duração. O coração não é capaz de manter a circulação eficaz com uma frequência cardíaca muito elevada. Se a corrente atingir diretamente o músculo cardíaco, poderá atrapalhar o seu funcionamento normal. Os impulsos periódicos que, em condições normais, regulam as contrações (também chamadas de sístole) e as expansões (diástole) são alterados. Na fibrilação, o coração bate desordenadamente, ocorrendo falha no fluxo vital de sangue ao corpo. Mesmo após a interrupção da corrente que causou a fibrilação, o fenômeno ainda continua e, na maioria dos casos, só cessa mediante o uso de um aparelho chamado “desfribilador”. Os valores máximos de corrente de choque de longa duração suportados pelos seres humanos são dados na Tabela 1 da ABNT NBR 15751.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 41 - Tabela 1— Limite suportado pelos seres humanos de corrente elétrica. Corrente limite de largar de longa duração (Ichld)

Porcentagem da população que suporta

99,5% 50%

Homens

9 mA 16 mA

Ichld ou Ichcd Mulheres

6 mA 10,6 mA

Ep

Corrente de choique elétrico de curta duração (Ichld )

Ichcd =

Rmp

Ichld ou Ichcd

A corrente de choque de curta duração é calculada pela seguinte equação: 0,116 t

Nesta equação, t corresponde à duração do choque. Este valor é estabelecido pela correlação feita com o tempo máximo (tm) que o dispositivo de proteção leva para eliminar a falta. No caso de haver religamento automático, com um intervalo de tempo (tr) inferior ou igual a 0,5 s, o tempo a ser considerado deve ser igual à soma dos tempos da falta inicial e das faltas subsequentes. Se o tempo de religamento for superior a 0,5 s, o tempo a ser considerado deverá ser o tempo máximo de uma das diversas faltas. A Figura 103 mostra como escolher o tempo t:

Rp

Rch

Rp

Ep

Figura 104 — Conceito de tensão de passo.

Dessa forma, a máxima tensão de passo permissível pelo corpo humano é dada pela equação:

Em que:

im

Rch - resistência do corpo humano, adotada como sendo 1 k, expressa em ohms (Ω); Rp - resistência própria de cada pé com relação ao terra remoto (ver definição no Capítulo 1 deste fascículo), expressa em ohms (Ω); Rmp - resistência mútua entre dois pés, expressa em ohms (Ω); Ichcd - máxima corrente de curta duração admissível pelo corpo humano, expressa em ampères (A).

in

As resistências próprias de cada pé e mútuas entre os pés são dadas por: Rp = ρs x C (Ω)

i

t1

tr

t2

tr

t3

t

Figura 103 — Defeito com religamento.

Efeito do religamento no tempo utilizado para cálculo das tensões de passo e toque:

se tr ≤ 0,5 s, então tm = t1 + t2 + t3 se tr > 0,5 s, então tm = máx (t1, t2, t3)

4b

ρs 2 x π x Rp

(Ω)

Em que: Rmp - resistência mútua entre dois pés, expressa em ohms (Ω); b - constante igual a 0,083 m (raio de um disco metálico estabelecido como modelo para representar o pé do ser humano); dp - distância padronizada entre os dois pés (1 m); ρs - resistividade do recobrimento da superfície do solo (Ω x m), conforme Tabela 42. Tabela 42 — Resistividade do material de recobrimento (ρs). Resistividade (Ω x m) Material

Seco

Concreto Asfalto

Molhado 3 000

Brita n. 1, 2 ou 3 1.200 a 280.000

21 a 100

2x106 a 30x106

10x103 a 6x106

Caso não haja recobrimento, utilizar resistividade da camada superficial do solo (C). C - fator de redução que depende da espessura da camada de recobrimento. As equações para determinação deste componente são as mesmas utilizadas para a tensão de toque.

NBR 14039

TENSÃO DE PASSO Quando ocorre uma falta para a terra, a corrente de curtocircuito flui pelo aterramento. Esta passagem de corrente gera tensões no solo. A malha de aterramento deve ser projetada de tal forma que as tensões de passo na subestação e suas redondezas não atinjam valores superiores aos permissíveis. A ABNT NBR 15751:2009 mostra a Figura 104 em que uma pessoa é representada por um circuito elétrico equivalente aos parâmetros resistivos envolvidos. A partir deste é apresentada uma equação para se definir a máxima tensão de passo permissível.

Rmp =

233

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Considerando Rmp desprezível quando comparada a Rp , temse: Ep = Rch + 6 x ρs x C Ichcd (V)

Componente Energizado

TENSÃO DE TOQUE A tensão de toque em uma subestação acontece quando uma pessoa toca um componente energizado (não importando se em um tempo curto ou longo). A ABNT NBR 15751 apresenta na Figura 105 uma pessoa e um componente energizado representados por um circuito elétrico equivalente com os parâmetros resistivos envolvidos. A partir deste modelo é apresentada uma equação para se definir a máxima tensão de toque permissível.

K = ρ1 - ρs ρ1 - ρs Legenda: ρ1 - resistividade da 1a camada (Ωxm); ρs - resistividade do recobrimento da camada superficial (Ωxm), conforme Figura 106; hs - espessura da camada de revestimento superficial (m).

Figura 106 — Resistividade do recobrimento da camada superficial.

Ichld ou Ichcd

Ichld

Em que: a é igual a 0,106 m

Et

Rch

O fator também pode ser determinado graficamente a partir da Figura 107.

ou

C

Ichcd Rp

1,20

Rp

1,10

Figura 105 — Conceito de tensão de toque.

234

A máxima tensão de toque permissível pelo corpo humano é dada por: - curta duração:

0,80 0,70 0,60

(V)

0,40 0,30

(V)

K=0,1

0,90

0,50

0,20

K=0,2

K=0,3 K=0,4 K=0,5 K=0,6 K=0,7

0,10

- longa duração:

0,00

(V) (V)

NBR 14039

K=0,0

1,00

O fator de redução é calculado pela equação completa:

ou simplificada:

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

hs

Figura 107 — Determinação gráfica do fator de redução C.

C álculo

da corrente de malha e parâmetros envolvidos

No caso da ocorrência de uma falta, a corrente que circula pelo condutor de aterramento é dividida por alguns trechos do circuito, além de sofrer redução de seu valor modular em função das impedâncias existentes na instalação até chegar ao eletrodo de aterramento. Nessas condições, a parcela que atinge e se distribui pelo eletrodo de aterramento é efetivamente menor que a corrente no ponto em que ocorreu a falta. O cálculo correto desse valor pode implicar uma significativa redução de custos no projeto do sistema de aterramento, principalmente no que concerne ao quesito “materiais envolvidos” no eletrodo mantendo a margem de segurança. Quando tratamos do sistema de aterramento de uma subestação de energia podemos admitir que ele é constituído pelo

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Acoplamento das fases com o neutro

Neutro Multiaterrado

Poste de distribuição

Alimentador de distribuição

Pórtico

Torre ou poste de transmissão

Acoplamento das fases com o para-raios Para-raios

Fases Fases

Aterramento do neutro

Contrapeso

Blindagem dos cabos de potência e eventual condutor de acompanhamento Malha de terra Acoplamento das fases com a blindagem dos cabos

Eventuais contrapesos contínuos

Malha da SE remota

Figura 108 — Elementos do sistema de aterramento

Secundário do transformador

235 Solo

Malha em análise

Figura 109 – Sem cabo para-raios ou neutro (corresponde à Figura 7a da ABNT NBR 15751). A corrente If flui integralmente do eletrodo para o solo, então Im = If.

Secundário do transformador

Cabo para-raios ou neutro

Solo Malha da SE alimentadora

Aterramento das torres ou postes

Malha em análise

Figura 110 – Com cabo para-raios ou neutro (corresponde à Figura 7b da ABNT NBR 15751). Além das correntes já vistas também são mostradas as correntes que fluem pelo circuito formado pelos cabos para-raios e torres da linha de transmissão.

Para a condição de falta ocorre o acoplamento magnético entre a fase e, por exemplo, os cabos para-raios. Dessa forma pode-se decompor a corrente circulante em duas componentes: 1- o componente devido ao acoplamento (Imutua);

NBR 14039

eletrodo de aterramento (malha), pelos rabichos de aterramento e por todos os elementos metálicos e interconectados (cabos para-raios, torres e postes metálicos, blindagem de cabos de energia, condutores PEN ou neutro multiaterrado e eletrodos de aterramento circunvizinhos). A Figura 108 corresponde à Figura 6 da ABNT NBR 15751 e ilustra a descrição. Quando ocorre uma falta de curta duração, a corrente de defeito (If) se divide por todo o sistema de aterramento, cabendo então a cada um dos componentes interligados a função da dispersão de partes da corrente. A parcela da corrente de falta que escoa para o solo pelo eletrodo de aterramento é denominada corrente de malha (Im). Uma parcela considerável deve ser atribuída às correntes que retornam ao sistema pelo eletrodo e que são provenientes de sistemas monofásicos com retorno pela terra ou qualquer outra configuração capaz de gerá-la (rede de distribuição com transformadores monofásicos ligados entre fase e neutro, transformadores trifásicos com primário em estrela aterrada, etc.). A essa parcela de corrente dá-se o nome de corrente de malha de longa duração (Imld). Para se dimensionar o eletrodo de aterramento deve-se considerar o circuito compreendido por condutores de fase, de neutro e a terra, mutuamente acoplados. As fases contribuem para a corrente de falta; o neutro (dependendo do esquema de aterramento adotado) e o eletrodo de aterramento são caminhos de escoamento dessa corrente (ou fração dela) para o solo. A ABNT NBR 15751 apresenta duas situações para a distribuição de Im pelos caminhos possíveis de retorno à fonte em sistemas de potência típicos quando há a ocorrência de uma falta (Figuras 109 e 110. São mostrados sistemas de transmissão ou distribuição, radial, com alimentação unilateral. O ponto da falta está na subestação em que o eletrodo é analisado.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS 2- o componente devido à impedância dos cabos para-raios (ou neutro) multiaterrados (representados por I1 e I2). Analisando a situação verifica-se que o condutor para-raios drena parte da corrente de falta, diminuindo Im. C álculo da corrente simétrica eficaz de malha Quando Im e If são diferentes, deve-se calcular a corrente eficaz de malha. Calcular esta corrente exige o modelamento do sistema por meio de um circuito equivalente. É importante lembrar que a terra pode ser um dos caminhos de retorno para a corrente de falta. A ABNT NBR 15751 utiliza a formulação encontrada na teoria de Carson para a modelagem de linhas de transmissão e de distribuição. Esta modelagem deve incluir o acoplamento magnético entre os cabos de fase e de para-raio (ou fase-neutro em linha de distribuição) durante o curto-circuito, por meio da impedância mútua. Este acoplamento é importante, pois drena pelos cabos pararaios (ou neutro) parte da corrente de defeito, diminuindo a corrente de malha. As impedâncias próprias e mútuas dependem da resistividade do solo, da frequência do sistema, dos tipos de cabos utilizados e da disposição desses cabos na torre de transmissão (ou no poste, para linhas de distribuição). O circuito mostra o modelamento de um vão (entre postes ou torres) de uma linha de transmissão ou de distribuição (Figura 111).

236

NBR 14039

Figura 111 — Modelo completo de um vão de linha de transmissão ou rede de distribuição (Figura 8 da ABNT NBR 15751).

Em que: k Representação genérica do vão, sendo k = 1 na torre em falta e k = n na subestação de alimentação. Vpk+1 Tensão de fase entre pontos 1 e 3, V13 (valor complexo). Vpk Idem, entre pontos 4 e 6, V46. Ip Corrente de falta para terra (3 I0 = If, valor complexo). Ick Corrente complexa no vão k do cabo guarda. Itk Corrente complexa que penetra a terra na torre k. Ick+1 Corrente complexa no cabo guarda do vão k + 1. (Ip – Ick) Corrente complexa que retorna pela terra no vão k. Zp Impedância própria, com retorno pela terra, do cabo fase (impedância própria de Carson). Zc Idem cabo guarda. Zm Impedância mútua entre o cabo fase em falta e o cabo guarda

(impedância mútua de Carson). Rt Resistência de aterramento da torre ligada ao nó 2 (resistência ôhmica, valor real, não complexo). Ao modelarmos o sistema mostrado na Figura 111, teremos o seguinte circuito elétrico:

Figura 112 – Circuito elétrico para cálculo da corrente de malha considerando o sistema de potência da Figura 2 (Figura 9 da ABNT NBR 1575).

Se houver geradores e motores contribuindo para a corrente de curto-circuito fase-terra, devem ser utilizadas suas respectivas impedâncias subtransitórias. Com o sistema modelado e o circuito montado, calcula-se a corrente que passa pela resistência representativa da malha Rm, obtendo-se assim a corrente simétrica eficaz de malha. Para a resolução do circuito elétrico há vários métodos oriundos da teoria de circuitos elétricos, e cada método assume determinadas hipóteses para simplificação. A escolha mais conveniente é feita considerando-se estas hipóteses e a topologia da rede. O Zeq da Figura 112 é a associação em paralelo dos elementos constantes na Figura 113.

Resistência para a terra relativa à malha da SE no ponto da falta.

Impedância para a terra relativa ao cabo para-raios ou ao neutro multiaterrado situado a jusante do ponto da falta

Figura 113 – Circuito do Zeq da Figura 5 (Figura 10 da ABNT NBR 1575).

A corrente simétrica eficaz de malha, que será o parâmetro utilizado no dimensionamento do eletrodo de aterramento, deve ser multiplicada por um fator que leva em consideração a componente contínua da corrente de curto-circuito (Df) e o crescimento do sistema (Cp), que serão tratados adiante.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Corrente de Falta If Qualquer método de cálculo de obtenção de If necessita do fornecimento das potências de curto-circuito trifásica e de fase para a terra no ponto em que será construído o sistema de aterramento, bem como as contribuições das linhas envolvidas no curto-circuito. Deve-se calcular também a corrente de malha de longa duração (Imld). A primeira etapa do cálculo dessa corrente consiste em definir a maior corrente permissível no neutro de um ou mais transformadores, que possam fluir permanentemente no sistema de aterramento e que devem servir de parâmetro para o ajuste das proteções de sobrecorrente de neutro dessa subestação. A segunda etapa consiste em determinar a parcela de corrente que flui pela malha de terra da subestação, bem como aquela que flui pelo aterramento das linhas de transmissão e dos neutros dos alimentadores que estiverem em paralelo com esse eletrodo, na proporção inversa de suas impedâncias de aterramento vistas por essa corrente. Com o resultado de Imld, deve-se verificar se os limites admissíveis pelo corpo humano, em regime de longa duração (t > 3 s) das tensões superficiais, conforme 7.1 da ABNT NBR 15751, não foram ultrapassados. Caso essa condição não seja atendida em qualquer ponto da subestação, ou arredores, o projeto do eletrodo de aterramento deve ser refeito, de forma a suprimir a condição de risco. C onsiderações

quanto ao cálculo da corrente de malha

Utilizar If ao invés de Im para o dimensionamento do eletrodo de aterramento significa, na maioria dos casos, superdimensionamento. Há casos em que o uso de If no dimensionamento do eletrodo pode inviabilizar sua construção em função da topologia e do espaço existente para a instalação do eletrodo, assim é importante entender que a utilização de Im pode ser a diferença para que o projeto seja executado sem deixar de oferecer a segurança exigida. Outro parâmetro que, se considerado individualmente, pode levar a um dimensionamento inadequado do eletrodo é a corrente de suportabilidade de equipamentos. Então, deve-se considerar Im = If apenas em casos específicos, por exemplo, em sistemas elétricos de transmissão sem condutor para-raio, ou sistemas de distribuição sem cabo neutro conectado ao eletrodo. F ator

de decremento

Df

Duração da Falta tf s Ciclos a 60 Hz

X/R = 10

0,00833

0,5

1,576

0,05

3

1,232

0,10

6

1,125

0,20

12

1,064

0,30

18

1,043

0,40

24

1,033

0,50

30

1,026

0,75

45

1,018

1,00

60

1,013

Fator de Decremento df X/R = 40 X/R = 30

X/R = 20 1,648 1,378 1,232 1,125 1,085 1,064 1,052 1,035 1,026

1,675

1,688

1,462

1,515

1,316

1,378

1,181

1,232

1,125

1,163

1,095

1,125

1,077

1,101

1,052

1,068

1,039

1,052

Esse valor varia inversamente com o tempo de eliminação da falta e aumenta com a relação X/R do sistema. Para a faixa de tempo de eliminação de falta normalmente considerada igual ou superior a 0,5 s, o fator adotado pode ser de Df = 1. Fator de Projeção Cp O fator de projeção CP considera o aumento da corrente de falta ao longo da vida útil da instalação em função do crescimento da rede de transmissão e de geração de energia elétrica. Analisando os critérios adotados pelo planejamento das unidades geradoras, transformadoras e transmissoras, é possível prever a evolução do nível de curto-circuito do sistema, o que será quantificado pelo fator Cp que multiplica a corrente de malha simétrica eficaz. Em algumas situações, pode-se identificar uma correlação entre os fatores Cp e Sf, considerando, por exemplo, que um incremento no número de linhas de transmissão chegando a uma subestação resulta no aumento do nível de curto-circuito, o que pode acarretar a redução do fator de divisão, em função do maior número de caminhos para o solo, via cabos para-raios e torres de linhas de transmissão. Devido a esse fator, recomenda-se que os estudos de aterramento considerem os níveis de corrente de falta previstos até o ano horizonte disponível no planejamento e que reavaliações futuras sejam feitas quando houver alterações significativas no estudo realizado ou evoluções do sistema, além do ano horizonte inicialmente estudado. Cálculo final da corrente de malha

237

Com os fatores já mencionados, utilizamos a seguinte equação:

Imalha = Imalha sim ef x Df x Cp Sf =

Imalha sim ef Ifalta

Fator de distribuição Sf Fator que fornece a parcela da corrente de falta que dispersa na Im = Imalha = If x Sf x Cp x Df

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Fator que permite a obtenção do valor eficaz equivalente da corrente assimétrica de falta para um determinado tempo de corte e deve considerar os efeitos do componente contínua. Obtém-se Df a partir da equação mostrada a seguir ou com a Tabela 43.

Tabela 43 – Fator devido à assimetria da corrente de falta (Tabela 10 da ABNT NBR 1575).

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS terra pelo eletrodo de aterramento da subestação de energia. Para os casos em que a topologia da rede é muito simples ou quando a impedância mútua for desprezível em relação à impedância própria pode ser mais conveniente calcular-se Sf. Obtém-se If por métodos convencionais, considerando-se os circuitos sequenciais e, diretamente da relação abaixo, a corrente de malha:

238

Condição de segurança para futuras expansões O eletrodo de aterramento dimensionado com a "corrente de malha final", calculada conforme o procedimento que consta da ABNT NBR 15715, aqui mostrado, garantirá segurança às pessoas, desde que não sejam feitas expansões que provoquem uma corrente de curto-circuito fase-terra superior à [corrente de falta antes da expansão] x Cp. Havendo qualquer expansão no sistema, essa condição deve ser verificada. No dimensionamento de malhas de aterramento é necessária a verificação do surgimento de potenciais perigosos, interna e externamente a essa malha, quando da ocorrência de curtos-circuitos ou na existência de correntes de desequilíbrio entre neutro e terra do sistema. Para tanto, devem-se calcular os valores máximos de tensão de toque e de passo que podem ocorrer, bem como verificar possibilidades de ocorrência de transferência de potencial para ambas as situações. Sempre é importante ressaltar que um bom projeto de aterramento deve garantir que os níveis de corrente de curtocircuito fase-terra sejam suficientes para sensibilizar a proteção de retaguarda, bem como determinar potenciais de passo e de toque suportáveis aos seres vivos. Estas condições são obtidas pela geometria da malha de aterramento compatível com a resistividade

do solo no local de implantação da subestação, com o cálculo correto da parcela da corrente de curto-circuito a ser dissipada pela malha e com os tempos de atuação das proteções instaladas. Ao contrário de alguns mitos relacionados ao tema que persistem no tempo, baixas resistências de aterramento não garantem um projeto seguro, da mesma forma que altas resistências de aterramento não significam, necessariamente, um projeto inseguro. Condutores de aterramento: rabichos e condutores de malha Os condutores de aterramento (rabichos) exercem a importante função de interligar todas as partes condutoras de eletricidade da subestação, que não foram construídas com esse fim, mas onde possa ocorrer a passagem de correntes impulsivas, por exemplo: pés de torres, descidas de SPDA (Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas) e aterramentos de para-raios de linha, diretamente ao eletrodo de aterramento. Uma forma prática para considerar a divisão da corrente de curto-circuito para a redução do diâmetro do condutor da malha consiste na utilização de dois condutores de aterramento em pontos distintos da malha, quando do aterramento de equipamentos e elementos metálicos sujeitos à circulação da corrente de falta. Cuidados especiais devem ser tomados nos locais em que possa haver movimentação de veículos pesados dentro da subestação. Se estes veículos passarem sobre locais onde a malha estiver enterrada, recomenda-se que o posicionamento dos cabos condutores do eletrodo seja feito de forma a não deixá-los tensionados para que não arrebentem ou não haja algum tipo de interrupção da malha, principalmente nas conexões e emendas.

Cerca interna à malha Cabo

Malha Queda de tensão entre dois

Queda de tensão entre dois

pontos de interligação

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à malha

pontos de interligação

Perfil do potencial no solo

Figura 114 – Multiaterramento de cercas metálicas no interior do plano da malha de aterramento da subestação.

à malha


Secionamento da cerca externa Secão de cerca externa a malha

Secão de cerca externa a malha Cabo

Último cabo da malha

Cabo circulação de corrente

circulação de corrente

Haste

Haste

Resistividade

Perfil do potencial no solo

Queda de tensão entre duas hastes da mesma seção

Resistividade

Queda de tensão entre duas hastes da mesma seção

Figura 115 – Multiaterramento de cercas metálicas seccionadas situadas no exterior do plano da malha de aterramento.

239

Potencial da malha e elementos aterrados

Figura 116 – Níveis de potencial que podem aparecer na malha e nas massas metálicas conectadas na malha.


NBR 14039



Aterramento das cercas metálicas Eventuais cercas metálicas localizadas no interior da malha da subestação devem ser multiaterradas, ou seja, interligadas à malha em vários pontos. As que estiverem localizadas fora da área de abrangência da malha devem ser seccionadas e cada seção deve ser multiaterrada, porém em quadrículas (meshs) distintas da malha. A norma ABNT NBR 15751 apresenta as figuras 114 e 115. No caso de cercas metálicas que saem da área ocupada pela malha, elas devem ser secionadas e cada seção deve ser aterrada por duas hastes (ver Figura 115). Esta é uma forma de evitar a transferência de potencial perigoso para pontos distantes. Trechos de cercas externas embaixo de linhas de alta tensão e mesmo de baixa tensão devem ser tratados da mesma forma. Estas recomendações procuram reduzir os riscos do aparecimento de potenciais de toque perigosos nestes trechos de cercas metálicas. Um exemplo de tensões de toque que podem acontecer em cercas metálicas de subestação está exibido na Figura 116. As tensões de toque que aparecem na Figura 116 podem ser transferidas a uma pessoa na zona de influência do eletrodo em função da posição e da condição de aterramento da cerca: — Et1 é a tensão de toque na cerca na posição 1 se esta estiver em contato com o solo, mas não ligada à malha (supondo que um cabo energizado não caia sobre a cerca);

240

— Et2 é a tensão de toque caso a cerca na posição 2 esteja aterrada; — Et3 é a tensão de toque na cerca, na posição 3, se esta não estiver aterrada; — Et4 é a tensão de toque na cerca, na posição 4, aterrada. Aterramento de equipamentos A ABNT NBR 15751 apresenta no item 10.4 uma série de recomendações para aterramento dos diversos equipamentos que compõem uma subestação: • Aterramento de para-raios sobre suportes e de disjuntores de corpo único; • Aterramento de para-raios sobre vigas; • Aterramento de transformadores de potencial indutivo; • Aterramento de transformadores de potencial capacitivo; • Aterramento de transformadores de corrente; • Aterramento de isoladores de pedestal; • Aterramento de chaves seccionadoras; • Aterramento de disjuntores com polos separados; • Aterramento de transformadores de potência monofásicos ou bancos de transformadores monofásicos; • Aterramento de transformadores de potencia trifásicos; • Aterramento de reatores de potência;

Terminal de aterramento do equipamento (pára raios)

NBR 14039

Ramais da malha

Haste de aterramento Figura 117 – Aterramento de equipamentos sobre suportes.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Aterramento de transformadores de serviços auxiliares; • Aterramento de bancos de capacitores (aterrados ou isolados); • Aterramento de postes de iluminação; • Aterramento de luminárias e projetores instalados em colunas de concreto ou metálicas; • Aterramento de tomadas de força e telefônicas do pátio da subestação; • Aterramento de torres de telecomunicação (dentro ou fora da malha de terra); • Aterramento de ferragens de cadeias de isoladores; • Aterramento de cabos e hastes para-raios; • Aterramento de blindagens de cabos isolados; • Aterramento das canaletas e eletrodutos de pátio de subestação; • Aterramento de caixas de passagem; • Aterramento de circuitos segregados por função; • Anel de amortecimento ou eletrodo de terra de blindagem; • Aterramento dos equipamentos eletrônicos no interior da casa de comando; • Aterramento de quadros de serviços auxiliares C.A.; • Aterramento de quadros de serviços auxiliares C.C.; • Aterramento de retificadores; • Aterramento de banco de baterias; • Tomadas de força no interior das edificações, geradores, leitos de cabos, esquadrias, portas e janelas.

da energia elétrica nas

instalações de média tensão

A NBR14039 apresenta inúmeras prescrições relativas ao projeto, às especificações de componentes, ao dimensionamento e recomendações de montagens de instalações e sistemas elétricos de média tensão. Conforme indicado em seu item 1.1, o foco da NBR 14039 é garantir a segurança e a continuidade de serviço. No entanto, a questão da qualidade de energia das instalações de média tensão é mencionada, ainda que de forma muito geral, em 4.2.2 (Limitação das perturbações). Segundo 4.2.2, as instalações ligadas a uma rede de distribuição pública não devem prejudicar o funcionamento desta distribuição em serviço normal, da mesma forma que os aparelhos que fazem parte da instalação, quando em operação, não devem causar perturbações significativas na rede. É oportuno lembrar que a intensidade do efeito de uma perturbação sobre a rede de distribuição depende do seu nível de severidade e da suscetibilidade dos seus componentes em relação a cada tipo de perturbação. Na prática, é impossível assegurar e manter permanentemente perfeita a qualidade da energia, uma vez que nem os geradores e transformadores conseguem fornecer tensões perfeitas, nem os aparelhos de utilização devolvem senóides perfeitas de corrente para a rede. Além disso, os fenômenos transitórios subsequentes aos curtos-circuitos na rede e chaveamentos de circuitos induzem perturbações nas tensões. Estas perturbações têm frequentemente origem em dispositivos de chaveamento, proteção e conversão de energia existentes em unidades industriais que são responsáveis pela poluição da rede interna local, bem como da rede de distribuição pública, afetando assim outros consumidores. Tem-se assim tornado necessário definir critérios de avaliação da qualidade do produto energia elétrica, relacionando-os com os limites de admissibilidade de perturbações aceitáveis pelos equipamentos de utilização. A definição destes critérios exige a caracterização das perturbações e o estabelecimento de procedimentos e normas de medição, além do estabelecimento de limites aceitáveis para cada tipo de perturbação. Na época da publicação deste guia não existiam normas técnicas brasileiras (NBR) sobre qualidade do produto energia elétrica nas instalações elétricas ou sobre limites de perturbações que os equipamentos elétricos introduzem nas redes. No entanto, é possível lidar com o tema utilizando-se alguns documentos relacionados a seguir: • Norma IEC/TR 61000-3-6 ed2.0 - Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3-6: Limits - Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to MV, HV and EHV power system

Este Relatório Técnico (TR), que é informativo em sua

241

NBR 14039

Cada equipamento tem alguma particularidade para o aterramento que a norma detalha, principalmente, em relação aos pontos a serem aterrados, à bitola do condutor de interligação, à fixação e aos tipos de conectores para esta interligação e forma (quantidade) de ligações à malha. De forma geral, os equipamentos possuem terminais identificados para o aterramento. Estes terminais devem ser interligados diretamente à malha de terra por meio de um condutor de mesma seção que o da malha. Na maioria dos casos, perto do nível do solo, o cabo de interligação deve possuir um conector com duas saídas para que seja possível interligar o equipamento a dois pontos distintos da quadrícula da malha. Se o equipamento possuir suporte, o cabo de interligação deve ser fixado a ele de forma adequada, por exemplo, por meio de conectores de fixação a cada 2,5 metros. A Figura 117 mostra um exemplo de aterramento de equipamentos sobre suportes. No caso de transformadores, o projeto da subestação deverá especificar detalhadamente os pontos de aterramento em função do tipo de transformador e ligações envolvidas. Cuidados especiais sempre devem ser tomados no sentido de evitar a transferência de potenciais perigosos via elementos metálicos que partem da área ocupada pela malha de aterramento. Tubulações metálicas devem ser isoladas e seccionadas a partir do ponto de cruzamento deste com o último condutor da malha, por material com isolamento compatível em pontos predeterminados, possíveis de ocorrência de potenciais de toque acima dos toleráveis. O uso de equipamentos ou de dispositivos de proteção e a utilização de transformadores de isolamento e/ou filtros são recomendados principalmente para os circuitos de comunicação e de baixa tensão.

23 Q ualidade

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS natureza, proporciona orientação sobre princípios que podem ser usados como base para determinar os requisitos para a ligação de instalações que provocam distorções nas redes públicas de média, alta e extra-alta tensão. Para efeito deste relatório, uma instalação que provoca distorção (que pode ser uma carga ou um gerador) é aquela que produz harmônicas e/ ou inter-harmônicas e deve ser entendida como a instalação completa do cliente O objetivo principal deste relatório é fornecer orientação aos operadores do sistema sobre as práticas de engenharia que facilitarão o fornecimento de energia com qualidade de serviço adequada para todos os clientes conectados. Ao abordar as instalações, este documento não se destina a substituir as normas de equipamentos existentes para limites de emissão de harmônicas. O relatório trata da atribuição da capacidade do sistema para absorver perturbações. Não aborda como mitigar as perturbações, nem a forma como a capacidade do sistema pode ser aumentada. Problemas relacionados com harmônicas se dividem em duas categorias básicas:

242

a) As correntes harmônicas que são injetadas na rede da concessionária por conversores e fontes harmônicas, dando origem a tensões harmônicas no sistema. Nestes casos, as correntes harmônicas e as tensões resultantes podem ser consideradas como fenômenos conduzidos. b) As correntes harmônicas que induzem interferências em sistemas de comunicação. Este fenômeno é mais pronunciado em frequências mais altas ordem harmônica por causa do aumento do acoplamento entre os circuitos e por causa da maior sensibilidade dos circuitos de comunicação na faixa audível. Este relatório dá orientações para a coordenação das tensões harmônicas entre diferentes níveis de tensão, a fim de atender certos níveis de compatibilidade no ponto de utilização. As recomendações deste relatório não abordam fenômenos de interferências harmônicas em circuitos de comunicação.

NBR 14039

•IEC/TR 61000-3-7 ed2.0 - Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3-7: Limits - Assessment of emission limits for the connection of fluctuating installations to MV, HV and EHV power systems Esta parte da IEC 61000 fornece orientação sobre os princípios que podem ser usados como base para determinar os requisitos para a ligação de instalações que causam flutuações de tensões em redes públicas de média, alta e extra-alta tensão. Para efeito deste relatório, uma instalação que causa flutuações de tensão (que pode ser uma carga ou um gerador) é aquela que produz uma tensão de cintilamento (flicker) e / ou variações rápidas de tensão e deve ser entendida como a instalação completa do cliente O objetivo principal deste relatório é fornecer orientação

aos operadores do sistema sobre as práticas de engenharia que facilitarão o fornecimento de energia com qualidade de serviço adequada para todos os clientes conectados. Ao abordar as instalações, este documento não se destina a substituir as normas de equipamentos existentes para limites de emissão de harmônicas. O relatório trata da atribuição da capacidade do sistema para absorver perturbações. Não aborda como mitigar as perturbações, nem a forma como a capacidade do sistema pode ser aumentada. Problemas relacionados com as flutuações de tensão se dividem em duas categorias básicas: a) Efeitos de Flicker a partir de fontes de luz produzidos como resultado de flutuações de tensão; b) Variações rápidas de tensão, mesmo dentro das tolerâncias normais da tensão operacional, são consideradas como perturbações. O relatório dá orientações para a coordenação das emissões de flicker entre diferentes níveis de tensão, a fim de atender a níveis de compatibilidade no ponto de utilização. • Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica, Revisão 1, vigente a partir de 01/01/2010 Os objetivos dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica, são: a) Estabelecer os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica - QEE, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado. b) Para a qualidade do produto, este módulo define a terminologia, caracteriza os fenômenos, parâmetros e valores de referência relativos à conformidade de tensão em regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão, estabelecendo mecanismos que possibilitem à ANEEL fixar padrões para os indicadores de QEE. c) Para a qualidade dos serviços prestados, este módulo estabelece a metodologia para apuração dos indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências emergenciais, definindo padrões e responsabilidades. Os procedimentos de qualidade de energia elétrica definidos neste módulo devem ser observados por: a) Consumidores com instalações conectadas em qualquer classe de tensão de distribuição; b) Produtores de energia; c) Distribuidoras; d) Agentes importadores ou exportadores de energia elétrica; e) Transmissoras detentoras de Demais Instalações de Transmissão - DIT;


243

NBR 14039


NBR 5419

244


245

NBR 5419


NBR 5419

246


ABNT NBR 5419: 2005 Proteção de Estruturas contra Descargas Atmosféricas

Sumário 1

Introdução

248

2

Objetivo, campo de aplicação e abrangência

248

3

Responsabilidades

248

4

Avaliação da necessidade da proteção (conforme o Anexo B da NBR 5419)

249

4.1 Roteiro da análise da necessidade de proteção

249

4.2 Exemplo de avaliação da necessidade da proteção contra descargas atmosféricas diretas

252

5

252

Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA)

5.1 SPDA Externo

252

5.1.1

Cálculo do nível de proteção do SPDA Externo

253

5.1.2

Subsistema de captores ou captação

253

5.1.3

Subsistema de condutores de descida

260

5.1.4

Subsistema de aterramento

267

5.1.5

Fixações e conexões do SPDA externo

270

5.2 SPDA Interno

271

5.2.1

Equalização de potencial ou Equipotencialização

271

5.2.2

Proximidade do SPDA com outras instalações (distância de segurança)

275

5.3 Estruturas especiais

277

6

277

Inspeção e Documentação

277

6.2 Documentação

278

7

Proteção das pessoas contra descargas atmosféricas em áreas abertas

280

8

Diagrama de blocos para elaboração de um projeto de SPDA conforme a NBR 5419

281

NBR 5419

6.1 Inspeção

247


1 Introdução A proteção contra descargas atmosféricas (raios) é normalizada no Brasil desde 1950 quando foi publicada a NB-165. Baseada em documentos belgas e contendo seis páginas, esta norma sofreu sua primeira revisão influenciada por documentos americanos em 1970. Quando em 1977 teve sua identificação alterada, resultando na primeira versão da NBR 5419 – Proteção de estruturas contra descargas elétricas atmosféricas, o documento continha dezesseis páginas. O primeiro grande salto no conteúdo da NBR 5419 veio com a edição de 1993, com 27 páginas e texto revisado integralmente com base na IEC 61024, contendo diversas modificações e incrementos que foram mantidos nas revisões da norma em 2001 e 2005. A NBR 5419:2005 é denominada Proteção de Estruturas contra Descargas Atmosféricas, tem 42 páginas e, no momento da publicação deste guia, está sendo revisada com referência no texto das normas IEC 62305-1 a 4, edição 2 – Lightning Protection de 2010. A consequência dessa revisão, que esta sendo considerada o segundo grande salto na história da norma, terá o aumento substancial em seu conteúdo, subdividindo-o em cadernos e abrangendo uma gama maior de conceitos. Este guia já aborda algumas modificações da revisão em andamento. Os seguintes esclarecimentos iniciais devem ser feitos sobre os Sistemas de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA):

248

• A descarga elétrica atmosférica (raio) é um fenômeno da natureza absolutamente imprevisível e aleatório, tanto em relação às suas características elétricas (intensidade de corrente elétrica, tempo de duração, etc.), quanto em relação aos efeitos destruidores decorrentes de sua incidência sobre estruturas, edificações e equipamentos. • Nada em termos práticos pode ser feito para impedir a incidência (“queda”) de uma descarga elétrica em determinada região. A NBR 5419 não reconhece equipamentos que promovam uma suposta atração de raios a longas distâncias, sendo os sistemas prescritos pela norma prioritariamente captores. Assim, as soluções internacionalmente normalizadas e aplicadas buscam tão somente minimizar os efeitos destruidores a partir da colocação de pontos preferenciais de impacto e condução segura da descarga elétrica para sua conveniente dispersão na terra. • O assunto SPDA é normalizado internacionalmente pela IEC (International Electrotechnical Comission) e, em cada país, por entidades próprias, como a ABNT (Brasil), VDE (Alemanha), NFPA (Estados Unidos), BSI (Inglaterra), CEI (Itália), dentre outros.

NBR 5419

2 Objetivo, campo de aplicação e abrangência da NBR 5419 O objetivo da NBR 5419 é regular as condições mínimas de projeto, instalação e manutenção do SPDA, desde a parte superior extrema do elemento de captação até o Terminal de Aterramento Principal (TAP), ponto comum ao Barramento de Equipotencialização Principal (BEP), definido na NBR 5410 e, dessa forma, proteger contra o impacto direto dos raios – dentro de parâmetros aceitáveis – estruturas, seres vivos e equipamentos. Então, deve ficar claro que as prescrições dessa norma não garantem a proteção de pessoas, instalações elétricas ou equipamentos

elétricos ou eletrônicos contra os efeitos indiretos dos raios. Os efeitos indiretos dos raios (interferências eletromagnéticas e elevadas diferenças de potencial que criam a circulação de correntes elétricas indesejáveis) podem causar desde o funcionamento incorreto ou a queima de equipamentos em componentes de uma instalação elétrica até a parada cardiorrespiratória em um ser humano. Conforme 1.4 da NBR 5419 há também as seguintes situações específicas em que os requisitos da norma não são aplicáveis: • Sistemas ferroviários; • Sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica externos às estruturas; • Sistemas de telecomunicação externos às estruturas; • Veículos, aeronaves, navios e plataformas marítimas. Segundo 1.6 da norma, “A aplicação da norma não dispensa a observância dos regulamentos de órgãos públicos aos quais a instalação deva satisfazer”. Ao contrário, a norma tem o papel de padronizar as exigências existentes nesses regulamentos.

3 Responsabilidades No Brasil, a decisão de proteger as estruturas contra os raios pode estar vinculada a um ou mais dos seguintes requisitos: • Exigência legal: neste caso, cabe às secretarias de obras municipais determinar quais os tipos de estruturas deverão ser protegidas, ou ainda por exigência de normas regulamentadoras, por exemplo, do Ministério do Trabalho e Emprego (NR-10); • Para obtenção de certificações de qualidade, ambiental ou de segurança; • Por exigência de companhias de seguro, relacionando esta proteção a incêndios, perdas físicas ou patrimoniais; • Por precaução, quando um proprietário, mesmo isento de obrigações legais, queira proteger seu patrimônio. Para qualquer que seja o caso, a norma fornece subsídios para que se possa decidir quanto à necessidade da proteção. Caso as regulamentações não especifiquem quais estruturas devem obrigatoriamente ser protegidas, deverá ser empregado o método de verificação que consta do anexo B da NBR 5419. Somente os projetos elaborados com base nas disposições normalizadas podem assegurar uma instalação reconhecida como legalmente eficiente e confiável. Entretanto, esta eficiência nunca atingirá os 100% estando, ainda assim, sujeita a falhas na proteção. As mais comuns são a destruição de pequenos trechos do revestimento das fachadas de edifícios ou de quinas da edificação ou ainda de trechos de telhados. É comum a ocorrência do deslocamento das telhas provocado pela movimentação do ar criada pela descarga atmosférica. A eficiência do SPDA, como tantos outros parâmetros de proteção, está vinculada ao nível de proteção adotado para o sistema. A NBR 5419 define em 3.31 o nível de proteção como: “Termo de classificação de um SPDA que denota sua eficiência. Este termo expressa a probabilidade com a qual um SPDA protege um volume contra os efeitos das descargas atmosféricas”.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Em 3.43 é definida a eficiência de um SPDA como: ”Relação entre a frequência média anual de descargas atmosféricas que não causam danos, interceptadas ou não pelo SPDA, e a frequência (Ndc) sobre a estrutura”. Assim, vincula-se o nível de proteção com a eficiência do SPDA, dependendo da exposição da estrutura às correntes elétricas das descargas atmosféricas e das características dessa estrutura (construção, conteúdo, tipo de utilização e etc.). As curvas existentes na Figura do item B.5 da NBR 5419 indicam: • Nível IV  Eficiência de até 80%; • Nível III  Eficiência de até 90%; • Nível II  Eficiência de até 95%; • Nível I  Eficiência de até 98%. Portanto, por exemplo, existe a probabilidade de uma estrutura protegida por um SPDA projetado sob o nível II de proteção ser atingida diretamente por cinco em cada cem descargas atmosféricas incidentes.

4 Avaliação da necessidade da proteção (conforme o Anexo B da NBR 5419) 4.1 G eral Em função das condições presentes no local, há estruturas que, em teoria, não precisariam da análise que será mostrada a seguir, pois a necessidade da existência de proteção é evidente. Entretanto, em 6.4. a, a NBR 5419 determina que este estudo seja apresentado juntamente com a documentação exigida para todos os projetos de SPDA. Este estudo deve ser realizado para cada estrutura a ser protegida e avalia, basicamente, cinco condições da estrutura (o tipo de ocupação, a natureza da construção, o conteúdo, a localização e as dimensões), e a densidade de descargas atmosféricas na região, relacionando-as com a probabilidade do risco de dano que poderá ser causado a essa estrutura, pessoas ou instalações que estejam em seu interior.

249

NBR 5419

Figura 1 – Mapa de curvas isoceráunicas Brasil (fonte: Figura B.1-a da NBR 5419)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS 4.1 Roteiro da análise da necessidade de proteção As etapas apresentadas a seguir constituem um roteiro da análise da necessidade (ou não) de proteção de uma estrutura contra descargas atmosféricas de acordo com a NBR 5419. 4.1.1 Executar levantamento detalhado (no local ou pela documentação em caso de projeto) para obter todas as informações da estrutura a ser eventualmente protegida. 4.1.2 Obter o índice ceráunico (Td) disponibilizado no mapa isoceráunico da Figura 1. O índice ceráunico (Td) corresponde ao número de dias em que ocorrem trovoadas em uma região por ano. O mapa isoceráunico indicado na Figura 1 apresenta esse índice dividido por regiões do Brasil em curvas topológicas.

4.1.5 Calcular a frequência média anual previsível de descargas atmosféricas (Nd) por ano. Nd = Ng . Ae . 10-6 [raios incidentes por ano] Este valor mostra o número provável de descargas atmosféricas que atingem a estrutura em um ano. 4.1.6 Calcular a frequência média anual ponderada previsível de descargas atmosféricas (Ndc). Multiplicar Nd pelos valores indicados nas Tabelas 1 a 5 a seguir.

Ndc = Nd. A . B . C . D . E [danos por ano] Tabela 1 – Fator A: Tipo de ocupação da estrutura (fonte: Tabela B.1da NBR 5419)

4.1.3 Calcular a densidade de descargas atmosféricas para a terra (Ng) Ng = 0,04 . Td1,25 [por km2/ano]

Este cálculo considera a área exposta da cobertura da estrutura projetada no solo e expande a área em função da altura da estrutura. Quanto mais alta for a estrutura, maior será a área de exposição equivalente no nível do solo. Ao considerar-se uma estrutura cilíndrica, por exemplo, uma caixa d’água, deve-se então utilizar a equação: Ae= π (r + H)² [m²]

0,3

Casas e outras estruturas de porte equivalente - com antena externa1

0,7

Fábricas, oficinas e laboratórios

1,0

Edifícios de escritórios, hóteis e apartamentos, e outros edifícios

1,2

Locais de afluência de público (por exemplo: igrejas, pavilhões, teatros,

[m²]

1,3

museus, exposições, lojas de departamento, correios, estações e aeroportos, estádios de esportes Escolas, hospitais, creches e outras instituições, estruturas

1,7

de múltiplas atividades

Tabela 2 – Fator B: Tipo de construção da estrutura (fonte: Tabela B.2 da NBR 5419) Tipo de construção

Fator B

Estrutura de aço revestida, com cobertura não metálica1)

0,2

Estrutura de concreto armado, com cobertura não metálica

0,4

Estrutura de aço revestida, ou de concreto armado, com cobertura metálica

0,8

Estrutura de alvenaria ou concreto simples, com qualquer cobertura,

1,0

exceto metálica ou de palha

A norma equaciona uma estrutura retangular ou que possa ser transformada em um retângulo equivalente da seguinte maneira: Ae = L.W + 2 L.H + 2 W.H + π.H2

Fator A

residenciais não incluídos abaixo

4.1.4 Calcular a área de exposição equivalente

250

Tipo de ocupação Casas e outras estruturas de porte equivalente

Estrutura de madeira, ou revestida de madeira, com qualquer cobertura,

1,4

exceto metálica ou de palha Estrutura de madeira, alvenaria ou concreto simples, com cobertura metálica

1,7

Qualquer estrutura com teto de palha

2,0

1)Estruturas de metal aparente que sejam contínuas até o nível do solo estão excluídas desta tabela, porque requerem apenas um subsistema de aterramento.

Em que: L – comprimento W – largura H – altura

Tabela 3 – Fator C: Conteúdo da estrutura e efeitos indiretos das descargas atmosféricas (fonte: Tabela B.3 da NBR 5419) Limite da área Ae

Conteúdo da estrutura ou efeitos indiretos

Fator C

Residências comuns, edifícios de escritórios, fábricas e oficinas que não

0,3

contenham objetos de valor ou particularmente suscetíveis a danos 1) H

Estruturas industriais e agrícolas contendo objetos

0,8

NBR 5419

W

particularmente suscetíveis a danos Estrutura

Subestações de energia elétrica, usinas de gás, centrais telefônicas,

H

Indústrias estratégicas, monumentos antigos e prédios históricos, museus,

l

1,3

galerias de arte e outras estruturas com objetos de valor especial Escolas, hospitais, creches e outras instituições,

Figura 2 – Área de exposição equivalente (Ae) para uma estrutura retangular (fonte: Figura B.2 da NBR 5419)

1,0

estações de rádio

locais de afluência de público 1)

Instalação de alto valor ou materiais vulneráveis a incêndios e às suas consequências.

1,7

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 4 – Fator D: Localização da estrutura (fonte: Tabela B.4 da NBR 5419) Localização

Fator D

Estrutura localizada em uma grande área contendo estruturas ou árvores da

0,4

mesma altura ou mais altas (por exemplo: em grandes cidades ou em florestas) Estrutura localizada em uma área contendo poucas estruturas

1,0

ou árvores de altura similar Estrutura completamente isolada, ou que ultrapassa, no mínimo,

2,0

duas vezes a altura de estruturas ou árvores próximas

Tabela 5 – Fator E: Topografia da região (fonte: Tabela B.5 da NBR 5419) Topografia

Fator E

Planície

0,3

Elevações moderadas, colinas

1,0

Montanhas entre 300 m e 900 m

1,3

Montanhas acima de 900 m

1,7

4.1.7 Considerar a frequência média anual admissível de danos (Nc). Os parâmetros constam do item B.3 da NBR 5419: • Inaceitável → Risco de dano = 1 em cada 1.000 por ano (10-3) • Aceitável → Risco de dano = 1 em cada 100.000 por ano (10-5)

4.1.8 Avaliação geral do risco. • Para Ndc ≥ 10-3 → o risco existente requer a instalação de SPDA; • Para Ndc → 10-5 → o risco existente não torna a instalação do SPDA obrigatória; • Para Ndc = 10-4 → o risco existente sugere que devem existir razões tecni camente fundamentadas e documentadas para a não instalação do SPDA. 4.1.9 Escolha do nível de proteção. O nível de proteção do SPDA é um dos mais importantes parâmetros na confecção de um projeto de SPDA. A partir do nível de proteção, são determinados os seguintes elementos do projeto de SPDA: • Os parâmetros das descargas atmosféricas considerados; • O ângulo de proteção; • As dimensões dos módulos das malhas e o raio da esfera rolante; • As distâncias preferenciais típicas para distribuição dos condutores de descida; • A distância de segurança e o comprimento mínimo dos eletrodos de aterramento. Na NBR 5419, o nível de proteção é definido a partir da Tabela B.6, anexo B (Tabela 6).

Tabela 6 – Classificação das estruturas e escolha do nível de proteção (fonte: Tabela B.6 da NBR 5419) Classificação da estrutura

Tipo da estrutura

Efeitos das descargas atmosféricas

Nível de proteção

Residências

Perfuração da isolação de instalações elétricas, incêndio e danos materiais

III

251

Danos normalmente limitados a objetos no ponto de impacto ou no caminho do raio Fazendas, estabelecimentos

Risco direto de incêndio e tensões de passo perigosas

agropecuários

Risco indireto devido à interrupção de energia e risco de vida para animais devido

III ou IV 2)

à perda de controles eletrônicos, ventilação, suprimento de alimentação e outros

Estruturas comuns 1)

Teatros, escolas, lojas de departamen-

Danos às instalações elétricas (por exemplo: iluminação) e possibilidade de pânico

tos, áreas esportivas e igrejas

Falha do sistema de alarme contra incêndio, causando atraso no socorro

Bancos, companhias de seguro,

Como acima, além de efeitos indiretos com a perda de comunicações,

companhias comerciais, e outros

falhas dos computadores e perda de dados

Hospitais, casa de repouso e prisões

Como para escolas, além de efeitos indiretos para pessoas em tratamento intensivo

II

II

II

e dificuldade de resgate de pessoas imobilizadas Indústrias

Efeitos indiretos conforme o conteúdo das estruturas, variando de danos

III

pequenos a prejuízos inaceitáveis e perda de produção Museus, locais arqueológicos

Perda de patrimônio cultural insubstituível

II I

Estações de telecomunicação, usinas

Interrupção inaceitável de serviços públicos por breve ou longo período de tempo

confinado

elétricas, Indústrias

Risco indireto para as imediações devido a incêndios e outros com risco de incêndio

Estruturas com risco

Refinarias, postos de combustível,

Risco de incêndio e explosão para a instalação

para os arredores

fábricas de fogos, fábricas de munição

e seus arredores


Indústrias químicas, usinas nucleares,

Risco de incêndio e falhas de operação, com consequências perigosas para

para o meio ambiente

laboratórios bioquímicos

o local e para o meio ambiente

I

I

NBR 5419


GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Na IEC 62305, o nível de proteção pode ser escolhido a partir da compreensão dos fatores relacionados à análise de risco (assunto tratado na parte 2 dessa norma IEC). Dessa forma, para que os demais parâmetros que dependem desse valor possam ser tratados com relativa independência, a IEC 62305 traz uma relação direta de classificação para os SPDAs, em que o Nível I de proteção fornece os parâmetros para o SPDA Classe I, o Nível II para o SPDA Classe II, e assim sucessivamente (Tabela 7). Tabela 7 – Relação entre os níveis de proteção contra descargas atmosféricas e as classes do SPDA (fonte: IEC 62305) Nível de Proteção

Classe do SPDA

I

I

II

II

III

III

IV

IV

4.2 Exemplo de avaliação da necessidade da proteção contra descargas atmosféricas diretas

252

Como aplicação prática do roteiro apresentado, considerese uma estrutura com as seguintes características (ver 4.1.1 deste guia): uma escola, localizada em Paragominas (PA), construída com estruturas de concreto armado fechadas por alvenaria e coberta por laje, com dimensões (em metros) L = 70, W = 50 e H = 23. A escola possui infraestrutura completa (telefonia e internet via rádio, antena parabólica para TV) e outras utilidades, sendo que os dutos existentes, exceto a rede de hidrante, são de PVC.

Então: Ndc = Nd. A . B . C . D . E = 0,21 . 1,7 . 0,4 . 1,7 . 1,0 . 1.0 = 0,24 dano por ano Este valor é bastante elevado para os padrões nacionais e indica que a estrutura poderá sofrer 0,24 danos causados por impacto direto de raio por ano. - Avaliação geral do risco (ver 4.1.8 deste guia) Comparando o resultado (Ndc = 0,24) com os valores admissíveis indicados em 4.1.8 (para Ndc ≥ 10-3  o risco existente requer a instalação de SPDA), conclui-se que a estrutura em questão NECESSITA da proteção contra descargas atmosféricas. - Nível de proteção (ver 4.1.9 deste guia): O nível de proteção (ou a classe do SPDA, segundo a IEC 62305) para a estrutura em análise é obtido diretamente da Tabela 6: Teatros, escolas, lojas de departamentos  Nível de Proteção II

5 Sistema de Proteção A tmosféricas (SPDA)

- Segundo o mapa da Figura 1, o índice ceráunico (Td) é de 140 dias de ocorrência de trovoadas/ano (ver 4.1.2 deste guia). - Densidade de descargas atmosféricas para a terra (Ng) (ver 4.1.3 deste guia): Ng = 0,04 . Td1,25 = 0.04.1401,25= 19,26 raios por km²/ano - Área de exposição equivalente (ver 4.1.4 deste guia): Ae = L.W + 2 L.H + 2 W.H + π.H² = 70 . 50 + 2 . 70. 23 + 2 . 50. 23 + π . 23² = 10.682 m² - Frequência média anual previsível de descargas atmosféricas (Nd) (ver 4.1.5 deste guia): Nd = Ng . Ae . 10 = 19,26 . 10.682 . 10 = 0,21 raios incidente por ano -6

-6

- Frequência média anual ponderada previsível de descargas atmosféricas (Ndc) (ver 4.1.6 deste guia):

NBR 5419

Tabela 4 – Localização da estrutura – Fator D: Estrutura localizada em área contendo poucas estruturas ou árvores de alturausimilar  1,0 Tabela 5 – Topografia da região – Fator E: Elevações moderadas  1,0

Tabela 1 – Tipo de ocupação - Fator A: Escolas, hospitais, creches  1,7 Tabela 2 – Tipo de construção - Fator B: Estrutura de concreto com cobertura não metálica  0,4 Tabela 3 – Conteúdo da estrutura – Fator C: Escolas, hospitais, creches  1,7

contra

Descargas

O Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA) é definido em 3.5 da NBR 5419 como: “Sistema completo destinado a proteger uma estrutura contra os efeitos das descargas atmosféricas. É composto de um sistema externo e de um sistema interno de proteção. Em casos particulares, o SPDA pode compreender unicamente um sistema externo ou interno. subdividido objetivamente em duas partes: externo e interno.” 5.1 SPDA Externo

O SPDA Externo é composto por três subsistemas:

a) Captores; b) Descidas; c) Aterramento. O SPDA Externo ainda pode ser classificado como isolado ou não isolado. Segundo 3.28 da NBR 5419: “SPDA externo isolado do volume a proteger: SPDA no qual os subsistemas de captores e os condutores de descida são instalados suficientemente afastados do volume a proteger, de modo a reduzir a probabilidade de centelhamento perigoso”. A distância relacionada ao termo suficientemente afastado

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS deve ser determinada pelo cálculo da distância de segurança (ver 5.2.2 deste guia). Entretanto, em 5.1.1.3.1, a NBR 5419 estipula um afastamento mínimo de 2 metros entre o subsistema captor e as instalações metálicas do volume a proteger para que fique caracterizado o sistema isolado. Como medida de prevenção, devese efetuar o cálculo e adotar-se a maior distância. Em 3.24, a NBR 5419 define centelhamento perigoso como: “Descarga elétrica inadmissível, no interior ou na proximidade do volume a proteger, provocada pela corrente de descarga atmosférica.” Em 3.29, define-se SPDA externo não isolado do volume a proteger como “o SPDA no qual os subsistemas de captores e de descida são instalados de modo que o trajeto da corrente de descarga atmosférica pode estar em contato com o volume a proteger”. 5.1.1 Cálculo do nível de proteção do SPDA Externo

ser utilizado em um SPDA dimensionado por qualquer um dos três métodos, sendo que o inverso também é verdadeiro. A existência de um captor Franklin na instalação não implica automaticamente que ela foi dimensionada pelo método do ângulo de proteção, enquanto um SPDA com captação dimensionada pelo método do ângulo de proteção não obrigatoriamente deve possuir captores Franklin.

Figura 3 - Captor Franklin

Independentemente do método escolhido para o cálculo da proteção, o primeiro parâmetro a ser definido para calcular corretamente o SPDA Externo é o nível de proteção definido anteriormente (ver 4.1.9 deste guia). 5.1.2 Subsistema de captores ou captação Definido em 3.9 da NBR 5419 como a parte do SPDA destinada a interceptar os raios, o subsistema de captores, ou captação, reconhece três métodos de dimensionamento possíveis: • Ângulo de proteção, conhecido como “Franklin”; • Malhas, conhecido como “Faraday ou Gaiola”; • Modelo eletrogeométrico (EGM) ou da esfera rolante fictícia. Na prática, como os métodos de cálculo para dimensionamento dos subsistemas de descida e aterramento são únicos, o SPDA acaba herdando o nome do método predominantemente utilizado na sua captação. No entanto, essa prática muitas vezes induz ao erro de confundirem-se determinadas peças utilizadas no subsistema com o método de cálculo. Por exemplo: um captor Franklin (Figura 3) pode

Topo do captor

5.1.2.1 Método do ângulo de proteção (ou Franklin) Segundo 5.1.1.1.2 da NBR 5419, os captores podem ser constituídos por uma combinação qualquer dos seguintes elementos: a) hastes; b) cabos esticados; c) condutores em malha; d) elementos naturais. A Figura 4 indica como aplicar o método do ângulo de proteção para um mastro ou poste (hastes). A Figura 5 para um condutor horizontal instalado sobre mastros ou postes (cabo esticado). Neste caso, deve-se considerar a diminuição do raio de proteção no solo em função da diminuição da altura (f) no condutor [r < R]. O método Franklin, devido às limitações impostas pela NBR 5419 (Tabela 8), tem sido cada vez menos utilizado, ficando seu uso restrito, em geral, às edificações de pequeno porte ou aplicações específicas.

tg α =

α

253

R

H

Onde:

H

α - Ângulo

relacionado ao nível de proteção (Tabela 1 - NBR 5419) H - Altura do poste/mastro

R

R - Raio da base do cone de proteção

Figura 4 - Aplicação do método do ângulo de proteção para um mastro ou poste

NBR 5419

Base do captor


f

α

H

r

R

r

R

Figura 5 - Aplicação do método do ângulo de proteção para condutor horizontal sobre mastros ou postes

Exemplo de aplicação do método do ângulo de proteção (Franklin)

Tabela 8 – Ângulo de proteção para o método de Franklin (fonte: Tabela 1 da NBR 5419)

Nível de Proteção

Ângulo de proteção (α) - método Franklin, em fundação da altura do captor (h) (ver nota 1) e o nível de proteção 0 - 20 m

21 - 30 m

31 - 45 m

46-60 m

> 60 m

25 º

1)

1)

1)

2)

35 º

25 º

1)

1)

2)

45 º

35 º

25 º

1)

2)

55 º

45 º

35 º

25 º

2)

I II III IV

254

Aplicam-se somente os métodos eletrogeométrcos, malha ou da gaiola de Faraday. 2) Aplica-se somente ao método da gaiola de Faraday. 1)

Notas: 1 - Para a escolha do nível de proteção, a altura é em relação ao solo e , para verificação da área protegida, é em relção ao plano horizontal a ser protegido.

No entanto, com as curvas apresentadas na IEC 62305-3, Ed. 2 (Figura 6), o método Franklin torna-se competitivo em um número considerável de situações em comparação com os outros métodos de dimensionamento. Tabela 7 – Relação entre os níveis de proteção contra descargas atmosféricas e as classes do SPDA (fonte: IEC 62305) Classe do SPDA

Ângulo de Proteção αº

I II III

Veja figura abaixo

IV

Cálculo da proteção para a estrutura utilizada no exemplo tratado em 4.2 utilizando-se o método do ângulo de proteção (Franklin). Trata-se de uma escola, localizada em Paragominas (PA), construída com estruturas de concreto armado fechadas por alvenaria e coberta por laje, com dimensões (em metros) L = 70, W = 50 e H = 23. A obra possui infraestrutura completa (telefonia e internet via rádio, antena parabólica para TV) e outras facilidades, sendo que os dutos existentes, exceto a rede de hidrante, são de PVC. Dado que toda a edificação deve ser provida de um anel condutor no perímetro superior, que estará interligado ao aterramento, no mínimo, pelos condutores de descida, pode-se entender que o plano referencial criado pela terra “foi elevado” por esse anel superior. Utilizando esse conceito, chamado de plano de referência, admite-se que o plano a ser protegido é aquele onde está a base do mastro (neste caso, a laje) e, assim, pode-se utilizar o ângulo α da primeira coluna na Tabela 8. Caso o plano de referência utilizado fosse o solo, ou seja, não houvesse um plano de referência elevado, o ângulo α ficaria restrito à segunda coluna da Tabela 8 ou, dependendo da situação, a utilização do método poderia ser inviabilizada. Nas circunstâncias apresentadas: Tabela 8  Nível II (ver Exemplo 4.2)  altura do captor (h) = 0 - 20 m  α = 35º  R= h . tg α (Figura 7)  R = h . 0,7.

NBR 5419

Nessa situação, ao optar-se, por exemplo, pela utilização de mastros com h = 6 m, a proteção projetada na sua base (laje) é formada por um círculo de raio R = 4,2 m.

H

Figura 6 - Posicionamento de captores para o método do ângulo de proteção conforme a Classe do SPDA (fonte: IEC 62305)

α R

Figura 7 – Raio de proteção (R) de um captor pelo método Franklin

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Quando se utiliza este método para proteção de uma área retangular, é conveniente calcular a quantidade de mastros para proteger a estrutura no sentido da diagonal da edificação (no caso do exemplo, para o retângulo de 70 x 50 m, a diagonal mede aproximadamente 86 m). Considera-se um mastro em cada extremidade da diagonal, que protege um raio R = 4,2 m. O restante do comprimento da diagonal (86 m – 2 . 4,2 m = 77,6 m) deve ser dividido pelo diâmetro de proteção (2 . R = 2 . 4,2 m = 8,4 m), o que resulta em 9 mastros. Portanto, são necessários 11 mastros no sentido da diagonal (Figura 8). A seguir, projeta-se a quantidade de mastros da

diagonal até as laterais (considerando-se o diâmetro de proteção de 8,4 m), resultando em 121 mastros (Figura 9). Este procedimento, embora pareça superestimado, evita o aparecimento de zonas desprotegidas entre as projeções de proteção. A opção para diminuir o número de mastros é aumentar as suas alturas. Por meio do exemplo é fácil entender a razão pela qual esse método deve ser utilizado apenas em situações específicas como proteção de pequenas estruturas na cobertura ou ainda estruturas com largura e comprimento reduzidos.

6m

Total de 11 mastros .............................. 4,2 4,2 4,2

23 m

4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2

Condutor periferia: Caracteriza o plano de referência elevado

Descida Referência Inicial (Piso) Aterramento

d = 86 m Corte mostrando a diagonal

255

Figura 8 – Cálculo da quantidade de captores no sentido do comprimento da estrutura

Condutor de descida

Anel de aterramento

Projeção da proteção na laje

Mastro H = 6m

Anel condutor na periferia superior

50 m

maior diagonal na cobertura (56m)

NBR 5419

70 m

Figura 9 – Distribuição de captores (mastros) na estrutura pelo método Franklin


5.1.2.2 Método das malhas (de Faraday ou Gaiola) O método das malhas é composto por módulos fechados de condutores elétricos (conectados de forma a criar múltiplos nós e a dividir a corrente elétrica da descarga atmosférica) dispostos no plano horizontal ou inclinados sobre o volume a proteger (Figura 10). As dimensões máximas dos módulos das malhas são determinadas conforme a Tabela 9, de acordo com a norma NBR 5419 e pela Tabela 10, conforme a norma IEC 62305 – Ed. 2. O método das malhas usualmente tem maior aplicação em estruturas de grandes dimensões de largura e comprimento. As chamadas “Gaiolas de Faraday” são formadas quando, construtivamente, a malha da captação for interligada a outras redes de condutores envolvendo todos os lados do volume a proteger e todo este conjunto estiver aterrado. Neste método é comum, mas não obrigatória, a utilização de mini-captores conectados aos condutores horizontais. Uma vez que o conceito de proteção reside na malha captora, os mini-captores tornam-se apenas pontos preferenciais de impacto do raio, o que facilita a manutenção do SPDA. Isso ocorre porque é mais fácil (e barato) substituir um mini-captor danificado pelo impacto de um raio do que trocar total ou parcialmente os condutores horizontais rompidos durante uma descarga. Malha de condutores horizontais

256

b a

a b

b ≤ 2a

a Cobertura Plana vista em planta

b Cobertura irregular telhado em “4 águas” vista em planta

O texto da IEC 62305 – Ed. 2 traz alterações significativas nas dimensões dos módulos das malhas, fixando as laterais dos módulos e diminuindo a sua extensão para as classes correspondentes do SPDA. Ao invés de deixar o comprimento do módulo variar em função da largura (nota 2 da Tabela 9), a IEC 62305 especifica módulos quadrados, conforme indicado na Tabela 10. Tabela 10 - Posicionamento de captores para o método das malhas conforme a classe do SPDA (fonte: IEC 62305) Valores máximos dos módulos da malha captora correspondentes à classe do SPDA Método de proteção Classe do SPDA I

Tamanho do módulo Wm (m) 5x5

II

10 x 10

III

15 x 15

IV

20 x 20

Exemplo de aplicação do método das malhas (de Faraday ou Gaiola) Cálculo da proteção para a estrutura utilizada no exemplo tratado em 4.2 utilizando-se o método das malhas (de Faraday ou Gaiola). Trata-se de uma escola, localizada em Paragominas (PA), construída com estruturas de concreto armado fechadas por alvenaria e coberta por laje, com dimensões (em metros) L = 70, W = 50 e H = 23. Para o cálculo do subsistema de captores basta utilizar a fórmula apresentada na Figura 10 e os dados contidos na Tabela 9, conforme a seguir: Tabela 9: Nível de proteção II (ver 4.2 deste guia)  Largura do módulo da malha (a) = 10 m; Figura 10: Divide-se o menor lado da estrutura (W = 50 m) pela largura do módulo (a = 10 m), resultando em 5 módulos, que são espaçados de forma equidistante (resultando em 6 condutores). A largura dos módulos no sentido do maior comprimento da estrutura (b) deve ser calculada dentro do limite oferecido pela fórmula indicada na Nota 2 da Tabela 9 (b ≤ 2a  b ≤ 20 m). No caso do exemplo, para L = 70 m, existem quatro opções de larguras “inteiras” dos módulos que atendem à fórmula: 17,5 m; 14 m; 10 m; 7 m. Evidentemente, quanto menor a largura “b”, maior o número de módulos e uma maior quantidade de condutores deverá ser utilizada. Para efeito deste exemplo, será adotada a maior largura (inteira) permitida pela NBR 5419, qual seja b = 17,5 m, resultando em 4 módulos, que são espaçados de forma equidistante (resultando em 5 condutores). Com isso, a dimensão final do módulo da malha é 10 x 17,5 m (Figura 11).

Figura 10 - Aplicação do método das malhas Tabela 9 - Posicionamento de captores para o método das malhas conforme o nível de proteção (fonte: Tabela 1 da NBR 5419) Nível de proteção

Largura do módulo da malha

NBR 5419

(ver Nota 2) [m] I

5

II

10

III

10

IV

20

Nota: 2 - O módulo da malha deverá constituir um anel fechado, com o comprimento não superior ao dobro da sua largura.

Figura 11 – Exemplo de aplicação do método das malhas em uma estrutura


5.1.2.3 Método do Modelo Eletrogeométrico (EGM) (ou da esfera fictícia) O método EGM, que é tratado no anexo C da NBR 5419, estabelece o volume de proteção de elementos captores de um SPDA em qualquer direção. A aplicação do método EGM consiste em rolar uma esfera imaginária por todas as partes externas da edificação (Figura 12). Esta esfera tem em seu raio (R) uma projeção estimada da distância entre o ponto de partida do líder ascendente (terra nuvem) e a extremidade do líder descendente (nuvem - terra) que formam a descarga atmosférica. Simplificando a questão, a NBR 5419 define o raio da esfera fictícia (R) em função dos quatro níveis de proteção adotados (Tabela 11) e fornece a equação no caso de ser necessário um estudo mais específico. Da mesma forma, a IEC 62305 apresenta os raios da esfera rolante em função da Classe do SPDA (Tabela 12), que são os mesmos da NBR 5419. Os locais em que a esfera tangencia a estrutura são preferenciais (maior probabilidade) para o impacto direto dos raios. Resumindo, pode-se dizer que “os locais onde a esfera toca, os raios também podem tocar” e, portanto, deve-se protegêlos. Isto é obtido pela instalação de condutores de tal modo que eles apóiam a esfera rolante sem permitir que a tangente da esfera toque na estrutura a ser protegida, ou, no mínimo, que a esfera toque em um elemento do SPDA posicionado naquele ponto da estrutura.

Tabela 11 - Posicionamento de captores para do método do modelo Tabela 1 da NBR 5419)

eletrogeométrico conforme o nível de proteção (fonte:


R (m)

I

20

II

30

III

45

IV

60

R = raio da esfera rolante

Tabela 12 - Posicionamento de captores para o método do modelo eletrogeométrico conforme a Classe do SPDA (fonte: IEC 62305)

Valores máximos permitidos para o raio da esfera rolante correspondentes à classe do SPDA

Método de proteção Classe do SPDA

Raio da esfera rolante r (m)

I

20

II

30

III

45

IV

60

Exemplo de aplicação do Método do Modelo Eletrogeométrico (EGM) (ou da esfera fictícia) Cálculo da proteção para a estrutura utilizada no exemplo tratado em 4.2 utilizando-se o método do Modelo Eletrogeométrico (EGM) (ou da esfera fictícia). Trata-se de uma escola, localizada em Paragominas (PA), construída com estruturas de concreto armado fechadas por

257

R R

R

Figura 12 - Aplicação do método do modelo eletrogeométrico (EGM)

NBR 5419

Detalhe ampliado

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS alvenaria e coberta por laje, com dimensões (em metros) L = 70, W = 50 e H = 23. Há duas maneiras de se determinar a captação pelo método do Modelo Eletrogeométrico: gráfica e analítica. Por questões de praticidade o método analítico será utilizado a seguir (Figura 13).

Neste caso, a maior distância entre os mastros é a diagonal da laje, ou seja, d² = 70² + 50²  d = 86 m. Essa situação não atende o acima exposto (d ≤ 30 m) uma vez que a esfera toca a laje; - Mastros instalados nos 4 cantos, na metade do comprimento de cada lateral e no centro da edificação: Neste caso, a maior distância entre os mastros é a metade da diagonal da laje, ou seja, d= 43 m. Essa situação mais uma vez não atende o exposto acima (d ≤ 30 m) uma vez que a esfera ainda toca a laje;

R d H

R-H R H Solo

Onde: H – altura do elemento captor (neste caso, maestro ou poste); R – o raio da esfera rolante fictícia (depende do nível de proteção adotado); d- distância protegida na base do mastro ou poste Figura 13 – Método analítico de aplicação do modelo eletrogeométrico (EGM)

258

Na Figura 13, identifica-se um triângulo retângulo, onde:

Como:

Então:

Para o exemplo em questão: Tabela 11  Nível de Proteção II (ver 4.2 deste Guia)  Raio da esfera (R) = 30 m. Utilizando um mastro de, por exemplo, H = 6 m, tem-se:

NBR 5419

d = √ 2 x 30 x 6 − 62 = 18 m Nesta condição, a utilização de mastros com H = 6 m implica que a proteção projetada na base do mastro (laje) compreende um círculo de raio igual a 18 m. O conceito do modelo eletrogeométrico orienta a rolar a esfera fictícia sobre vários pontos de apoio (neste caso, os mastros), os quais devem estar dispostos de tal forma que a tangente inferior da esfera não toque na laje. Portanto, neste exemplo (raio da esfera R = 30 m, para o Nível II de proteção), o posicionamento dos mastros deve ser planejado de tal forma que a maior distância entre eles seja menor ou igual a 30 m. Na prática, isso é conseguido ao se apoiar a esfera sempre em grupos de 4 mastros. Assim, desenvolve-se o cálculo por tentativa e erro da seguinte forma: - Mastros instalados apenas nos 4 cantos da edificação:

- Mastros instalados nos 4 cantos e mais 2 mastros dispostos de forma equidistante tanto nas laterais quanto no interior da laje da edificação – total de 16 mastros (Figura 14): Neste caso, formam-se retângulos de aproximadamente 23 x 17 m, resultando que a maior distância entre os mastros é a diagonal deste retângulo (d = 28,6 m). Essa situação atende o exposto acima (d ≤ 30 m), o que significa que a esfera toca os mastros sem tocar a laje da cobertura. O raciocínio acima deve ser matematicamente desenvolvido pelo conceito exposto na Figura 13, considerando-se que a esfera toca em 2 mastros ao invés de tocar no mastro e na terra. Na prática, a altura do mastro influenciará em seu distanciamento e na distância de segurança (H-x) que se deseja projetar entre a tangente inferior da esfera e a laje (Figura 14). 5.1.2.4 Comparação entre os resultados obtidos nos exemplos Nos itens 5.1.2.1, 5.1.2.2 e 5.1.2.3, foram realizados exemplos de dimensionamentos dos subsistemas de captação utilizandose os diferentes métodos de cálculo. Em todos os exemplos, foi utilizada a mesma edificação: uma escola, localizada em Paragominas (PA), construída com estruturas de concreto armado fechadas por alvenaria e coberta por laje, com dimensões (em metros) L = 70, W = 50 e H = 23. A obra possui infraestrutura completa (telefonia e internet via rádio, antena parabólica para TV) e outras facilidades, sendo que os dutos existentes, exceto a rede de hidrante, são de PVC. Comparando-se as duas alternativas que utilizam mastros para captores de h = 6 m, são necessários 121 mastros no caso da proteção dimensionada pelo método do ângulo de proteção (Franklin) versus 16 mastros no caso da proteção dimensionada pelo método do Modelo Eletrogeométrico (EGM) (ou da esfera fictícia). É evidente que a escolha, neste caso, deve ser pelo dimensionamento realizado pelo segundo método. No entanto, resta a comparação entre o modelo EGM e o método das malhas (de Faraday ou Gaiola). Por se tratarem de soluções construtivamente diferentes, a decisão entre uma ou outra deve levar em consideração os aspectos de custo, estéticos, de facilidade de instalação, manutenção, etc., o que requer um estudo específico.


R

=

30

m

R-x

x

Anel condutor na periferia superior

H-x

23 m

H=6

Lateral Anel de aterramento d≤

50 m

28,6

30

m

17

23

Laje 70 m Figura 14 – Distribuição de captores (mastros) na estrutura pelo método EGM

5.1.2.5 Os captores não normalizados

259

Figura 15 - Exemplos de captor radioativo

5.1.2.6 Os captores naturais Qualquer elemento condutor exposto com possibilidade de receber o impacto direto de um raio deve ser considerado como parte do SPDA. No entanto, esta afirmação não significa que o elemento em questão deverá ser tratado sempre como um captor natural. Somente poderão ser utilizados como captores naturais os elementos metálicos que atenderem às especificações de espessura que constam da Tabela 20, que não sejam revestidos com material isolante. O item 5.1.1.4.2.c prescreve que camadas de pintura de qualquer espessura, camadas de até 0,5 mm de asfalto ou até 1 mm de PVC não podem ser considerados isolantes.

NBR 5419

Conforme o item 4.7 da NBR 5419, “Não são admitidos quaisquer recursos artificiais destinados a aumentar o raio de proteção dos captores, tais como captores com formatos especiais, ou de metais de alta condutividade, ou ainda ionizantes, radioativos ou não. Os SPDA que tenham sido instalados com tais captores devem ser redimensionados e substituídos de modo a atender a esta Norma.” Dessa forma, até que tenham base científica comprovada para que possam ser incluídos no texto da norma, os chamados “captores especiais com emissão antecipada de líder”, têm utilização permitida como elemento componente do subsistema de captores desde que o método utilizado no dimensionamento da captação seja um dos três descritos (ver 5.1.2.1, 5.1.2.2 e 5.1.2.3 deste guia). A proibição de utilizar captores radioativos (Figura 15) como elementos de captação consta da revisão de 1993 da NBR 5419. A alegação de que existe uma maior eficácia em relação ao aumento do raio de proteção na captação quando utilizado captor radioativo em relação ao captor convencional não foi tecnicamente comprovada. Isso contraria o princípio para justificativa de utilização de materiais radioativos que determina o seguinte: "qualquer atividade envolvendo radiação ou exposição deve ser justificada em relação às alternativas para produzir um benefício líquido positivo para a sociedade". Em consequência, a resolução CNEN (Comissão Nacional de Energia Nuclear) 04/89 de 19/04/89 – Publicada no Diário Oficial da União, em 09/05/89, estabeleceu

prazo até 1993 para que todos os captores radioativos fossem retirados e encaminhados àquela Comissão. Dessa forma, desde 1993 os captores radioativos compondo a captação de um SPDA, por si só, já constituem uma não conformidade com a NBR 5419 e uma ilegalidade segundo a resolução da CNEN.


Elemento protegido contra impacto direto

SPDA Externo SPDA Externo

SPDA Interno

PE

PE

Interligação com armadura do concreto (SPDA Interno)

Quadro de distribuição dos circuitos de energia

BEL

Vai para o BEP

Prédio

Figura 16 – SPDA externo e interno: aplicação correta para proteção eficiente.

260

A nota 2 de 5.1.1.4.1 cita alguns exemplos de elementos condutores em questão:

NBR 5419

• Coberturas metálicas sobre o volume a proteger; • Mastros ou outros elementos condutores salientes nas coberturas; • Rufos e/ou calhas periféricas de recolhimento de águas pluviais; • Estruturas metálicas de suporte de envidraçados, para fachadas, acima de 60 m do solo ou de uma superfície horizontal circundante; • Guarda-corpos, ou outros elementos condutores expostos, para fachadas, acima de 60 m da superfície horizontal circundante; • Tubos e tanques metálicos construídos em material de espessura igual ou superior à indicada na Tabela 4 da NBR 5419 (Tabela 20 deste guia). Há situações em que o elemento condutor não pode receber o impacto direto do raio e, portanto, deverá ser tratado como integrante do SPDA interno. É o caso, por exemplo, de um aparelho com carcaça metálica que possua placas eletrônicas fixadas na parte interna dessa estrutura e que esteja no topo de um edifício (Figura 16). Todavia, há casos em que, mesmo atendendo aos requisitos normativos, a boa prática da engenharia sugere que o elemento condutor faça parte do SPDA, mas que não seja seu elemento principal. Por exemplo, rufos ou outras peças metálicas que tenham espessura compatível com o especificado na norma e que sejam eletricamente contínuos poderiam ser utilizados como captores naturais. No entanto, em caso de manutenção pode haver retirada parcial ou total desses elementos com facilidade, inclusive por pessoas que não tem conhecimento sobre a atribuição adicional

de SPDA conferida a ele. Além disso, a recolocação das novas chapas pode não atender às exigências da norma, tornando assim a proteção contra descargas atmosféricas comprometida no local. Os caixilhos metálicos das janelas localizados em altura superior a 60 m são assunto à parte e constam da nota 3 de 5.1.1.4.1: “Para os caixilhos metálicos das janelas que se encontram em altura igual ou superior a 60 m e localizados em regiões cujo índice ceráunico Td seja maior que 25, podem ser tomadas medidas alternativas para proporcionar caminhos seguros, excluídas as descidas externas, preferencialmente pelas ferragens estruturais eletricamente contínuas das lajes para equalizar os potenciais que aparecerem no local devidos a correntes elétricas originadas das descargas atmosféricas laterais”. Nas demais situações, os caixilhos devem estar afastados em, no mínimo, 0,5 m do SPDA externo. 5.1.3 Subsistema de condutores de descida O subsistema de condutores de descida é a parte do SPDA destinada a conduzir a corrente elétrica de descargas atmosféricas desde o subsistema de captação até o subsistema de aterramento da forma mais curta e retilínea possivel. Os componentes deste subsistema podem ser posicionados de forma externa, embutidos na parede da edificação, podem ser compostos por pilares metálicos ou pelas armaduras da estrutura do concreto dos pilares, desde que haja continuidade elétrica garantida. Os anexos D e E da NBR 5419 tratam da utilização das armaduras e outros elementos metálicos como condutores de descida. Além disso, conforme 5.1.2.1, perfis metálicos, estruturas

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS de torres, postes e mastros constituem condutores naturais de descida que dispensam condutores paralelos ao longo de sua extensão. Essas aplicações apresentam vantagens técnica e de custo no que diz respeito à instalação e manutenção de um SPDA quando comparadas à utilização de condutores de descida externos. Dessa forma, por exemplo, poderiam ser considerados desnecessários os cabos posicionados paralelamente ao mastro desde o captor até a sua base, assim como os cabos de descida utilizados em torres metálicas que servem de sustentação para antenas de transmissão de sinal (Figura 17). A corrente da descarga atmosférica tende a buscar o caminho de menor impedância para a terra o que, certamente, acontece quando se utiliza a grande quantidade de metal das estruturas mencionadas ao invés dos cabos ali instalados.

Captor Franklin sobre mastro. Os cabos de cobre descendo em paralelo ao amstro e as peças usadas para fixação e encaminhamento são desnecessários.

Captor Franklin sobre mastro. Os cabos de cobre podem ser distribuídos a partir da base do mastro.

Figura 17 - Exemplo da utilização desnecessária de cabos como condutores de descida (esquerda) até a base do mastro versus utilização da estrutura metálica como condutor de descida até a base do mastro

De um modo geral, devem ser evitadas curvas nos condutores de descida, porém, obviamente, são admitidas aquelas necessárias durante a instalação para acompanhar o contorno da edificação ou para ultrapassar obstáculos (Figura 18).

Figura 19 - Exemplo de curvas desnecessárias

São admitidas emendas nas descidas constituídas por perfis metálicos, desde que os perfis tenham seções tranversais no minimo iguais às especificadas na Tabela 15 e os preceitos de direção já mencionados sejam equivalentes (conforme 5.1.2.5.2). No caso de condutores na forma de barras, as emendas devem ser executadas com área de superposição mínima de 100 cm² e devem ser fixadas, no minimo, com dois parafusos M8 (conforme 5.1.4.2). De acordo com 5.2.4.1, os laços devem ser evitados em todas as direções. Na impossibilidade construtiva, e desde que tecnicamente justificado em projeto, os laços serão permitidos desde que as distâncias de segurança relacionadas com a proximidade do SPDA em relação às pessoas ou outras instalações forem atendidas. É importante ressaltar que, mesmo cumprindose as distâncias de segurança e separação, é considerável o risco de centelhamento perigoso, conforme situação ilustrada na Figura 20. Neste caso, medidas adicionais, tais como afastamento (na vertical) e isolamento do condutor (na horizontal), são apropriadas.

261

5.1.3.1 Posicionamento dos condutores de descida

Figura 18 - Exemplo de curvas necessárias

a) SPDA isolado “5.1.2.2.1 Conforme o tipo de subsistema captor deverão ser previstas as seguintes quantidades mínimas de condutores de descida: a) um ou mais mastros separados – um condutor de descida para cada mastro (não condutor); b) um ou mais condutores horizontais separados – um condutor de descida na extremidade de cada condutor horizontal; c) rede de condutores – um condutor de descida para cada estrutura de suporte (não condutor). 5.1.2.2.2 O espaçamento entre os condutores de descida e as instalações metálicas do volume a proteger deve ser não inferior a 2 m”.

NBR 5419

A Figura 19 mostra um exemplo de curvas desnecessárias, que poderiam ter sido evitadas com uma disposição diferente do condutor de descida. Segundo 5.1.2.4.2, não são admitidas emendas nos cabos utilizados como condutores de descida, nem mesmo se a emenda for executada por meio de solda. Conforme 5.1.2.6, há apenas a exceção para a conexão no caso do trecho de interligação entre o condutor de descida e o condutor de aterramento (chamado rabicho de aterramento), que pode ser realizada pelo conector de medição (Figura 25). No caso em que o conector de medição for eliminado e, consequentemente, um trecho do condutor de descida fica enterrado até a sua ligação direta ao eletrodo de ateramento, a seção transversal do condutor de descida deverá ser, no mínimo, igual à do eletrodo de aterramento.

Os itens 5.1.2.2 e 5.1.2.3 da NBR 5419 prescrevem a forma de posicionar os condutores de descida em SPDA isolado e não isolado, respectivamente.


l1

Condutor de descida

l2

S

l3

Prédio

d

d

l = l1 + l2 + l3 S = distância de separação l = comprimento do laço d = distância de segurança

Figura 20 - Implicações e riscos causados por laços nos condutores

262

Dessa forma, desde que atendam às especificações normalizadas de espessura e materiais, os postes e mastros metálicos podem (e devem) ser considerados como condutores naturais de descida. b) SPDA não isolado – condutores de descida não naturais Para esta condição, a quantidade mínima de condutores de descida em uma estrutura é função do nível de proteção adotado e é obtida dividindo-se o perímetro da edificação pelo espaçamento médio entre descidas (distâncias típicas) que consta da Tabela 13, conforme a NBR 5419 ou Tabela 14 conforme a IEC 62305. Tabela 13- Espaçamento médio dos condutores de descida não naturais conforme o nível de proteção (Tabela 2 da NBR 5419) Nível de proteção

Espaçamento médio (m)

I

10

II

15

III

20

IV

25

NBR 5419

Tabela 14 – Valores típicos para distanciamento entre descidas de acordo com a classe do SPDA segundo a IEC 62305 Classe do SPDA

Distâncias típicas (m)

I

10

II

10

III

15

IV

20

Os condutores de descida assim calculados devem ser distribuídos ao longo do perímetro do volume a proteger obedecendo aos espaçamentos médios (distâncias) indicados na Tabela 13. Se o número mínimo de condutores calculado for inferior a dois, devem ser instaladas, pelo menos, duas descidas. Aumentar o espaçamento recomendado pela norma entre os condutores de descida implica alterar as distâncias de segurança, que estão diretamente relacionadas aos centelhamentos perigosos. Nos locais em que há impedimento físico (construtivo) para que esse espaçamento seja mantido, é importante a adoção de medidas complementares, tais como o impedimento de acesso ao condutor de descida pela colocação de barreiras ou embutindo-o na alvenaria. É de suma importância que as soluções adotadas que sejam diferentes das prescrições da norma sejam tecnicamente justificadas e constem da documentação pertinente ao SPDA. Ao iniciar a distribuição das descidas, deve-se dar preferência de posicionamento para os cantos da edificação, distribuindo as demais descidas de forma equidistante. Neste caso, tomando-se a edificação utilizada em exemplos anteriores (escola, localizada em Paragominas (PA), construída com estruturas de concreto armado fechadas por alvenaria e coberta por laje, com dimensões (em metros) L = 70, W = 50 e H = 23), tem-se: - perímetro p = 70 . 2 + 50 . 2 = 240 m - Nível de Proteção II  Tabela 13 – Espaçamento médio = 15 m - Número de descidas = 240 ÷ 15 = 16 descidas, sendo que as descidas pelos cantos são preferenciais (d1 a d4) – (Figura 21)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS d5

d4

d6

d7

d8

d1

70 m 14 m 17 m

14 m

14 m

14 m

14 m 17 m

d16

d9 50 m

d15

17 m

17 m

17 m

17 m

14 m

d3

14 m

d14

14 m

d13

14 m

d12

Figura 21 – Distribuição das descidas não naturais

d10

14 m

d2

d11

Em uma edificação nova, quando for necessário o uso de condutores de descida internos, há que se considerar a distância de separação e tomar medidas preventivas para evitar riscos inerentes à situação. Esse também pode ser o caso de uma reforma, quando uma descida que era externa passa a ser interna por conta de uma modificação estrutural. Tal situação pode ocorrer, por exemplo, em expansões industriais em que uma rua, que separava dois prédios, recebe uma cobertura e, dessa forma, a antiga descida externa torna-se interna à edificação.

Em 5.1.2.3.2, a NBR 5419 determina que “os condutores de descida não naturais devem ser interligados por meio de condutores horizontais, formando anéis. O primeiro deve ser o anel de aterramento (ver 5.1.3.5.2) e, na impossibilidade deste, um anel até no máximo 4 m acima do nível do solo e os outros a cada 20 m de altura. São aceitos como captores de descargas laterais elementos condutores expostos, naturais ou não, desde que se encontrem aterrados ou interligados, com espaçamento horizontal não superior a 6 m, mantendo-se o espaçamento máximo vertical de 20 m”. Como visto, para a captação das descargas atmosféricas é obrigatória a instalação de um anel na periferia superior das edificações. Dessa forma, fica evidente que as edificações em que há obrigatoriedade da instalação do SPDA externo devem também possuir, no mínimo, dois anéis interligando as descidas: um no topo e outro na base. Note-se que a exceção para o deslocamento até 4 m de altura acima do anel inferior deve ser acompanhada de justificativa técnica consistente e não desobriga a construção do subsistema de aterramento (Figura 22). Os condutores de descida não naturais devem estar afastados de, pelo menos, 0,5 m de portas, janelas e outras aberturas que permitam acesso a seres vivos. Sua fixação deve ser feita a cada metro do percurso em questão (Figura 23).

Anel no perímetro superior da estrutura

Situação Ideal

263

Anel inferior eletrodo de aterramento

Anel no perímetro superior da estrutura

Situação alternativa

Anel posicionado na lateral da estrutura h≤4m Deve existir justificativa técnica para esta configuração h

h

Figura 22 - Interligação dos condutores de descidas não naturais

NBR 5419

Eletrodo de aterramento (vertical ou inclinado)


Conector de descida d

d

d

d

d

Rabicho de aterramento Eletrodo

Subsistemas de captores Subsistemas de descida d ≥ 0,5 m

Subsistemas de aterramento

Figura 23 – Afastamento dos condutores de descidas não naturais de aberturas

A instalação de um eletroduto rígido de PVC ou metálico a pelo menos 2,5 m acima do solo aplica-se apenas para as descidas construídas com cabos elétricos e tem finalidade de proteção destes cabos contra danos mecânicos, conforme o item 5.1.2.4.3. Quando

a proteção for executada com eletrodutos metálicos, o cabo de descida deve ser conectado às extremidades superior e inferior do eletroduto, de forma a minimizar o risco de centelhamentos perigosos (Figura 24).

264 Parafuso fendido Captação

Detalhe da interligação cabo de descida ao duto metálico Descida

Abraçadeira e parafuso fendido

Estrutura

Duto Metálico

NBR 5419

Piso

Aterramento

Figura 24 - Interligação do condutor de descida ao eletroduto metálico

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Cada condutor de descida não natural ou que estiver embutido na alvenaria deve ser provido de uma conexão que separe o subsistema de aterramento do restante do SPDA. Este conector, comumente chamado de conector de medição ou ponto de medição, deve ser instalado próximo ao ponto de interligação entre a descida e o eletrodo de aterramento. Quando a descida estiver embutida, este ponto passa a ser na própria interligação. Em ambos os casos, a conexão deve ser desmontável por meio de ferramenta apenas para manutenção ou ensaios e deve permanecer normalmente fechada. Quando a conexão estiver abaixo do nível do solo, ela deve ser posicionada dentro de uma caixa de inspeção que deve ser mantida em boas condições de limpeza e acessibilidade. A NBR 5419 (item 5.1.2.3.3) permite a utilização de dutos (tubos ou calhas) de água pluvial como caminho de passagem para condutores de descida, desde que os condutores não sejam de alumínio, evitando, assim, problemas de corrosão. Para minimizar os riscos de centelhamentos perigosos no local, é importante evitar laços durante o percurso dos dutos metálicos. Para evitar possível corrosão causada por efeitos eletroquímicos (par galvânico), devem ser utilizados preferencialmente cabos isolados como condutores de descidas. Há também que se considerar o material da parede em que os condutores de descida serão fixados. Por exemplo, os condutores de descida podem ser instalados diretamente sobre a parede ou mesmo embutidos desde que o material da parede não seja inflamável. Se a parede for construída com material inflamável, segundo 5.1.2.3.4.b e 5.1.2.3.4.c, a viabilidade da instalação está condicionada se a elevação de temperatura causada pela passagem da corrente de

descarga atmosférica resultar ou não em risco para este material. Na prática, em função da dificuldade em obter informações relacionadas aos materiais das paredes (densidade, ponto de fulgor, etc.), além da necessidade de determinar várias influências externas que podem estar presente, a boa prática da engenharia recomenda simplesmente o afastamento dos condutores de descida dessas paredes potencialmente inflamáveis. c) SPDA não isolado – condutores de descida naturais A NBR 5419 (item 5.1.2.4) permite a utilização dos seguintes elementos como descidas naturais: • Pilares metálicos utilizados nas estruturas; • Elementos da fachada (perfis e suportes metálicos), desde que suas seções sejam no mínimo iguais às especificadas para os condutores de descida conforme Tabela 15 e com a sua continuidade elétrica no sentido vertical no mínimo equivalente; • Superfícies condutoras de eletricidade superpostas de forma consecutiva, desde que o afastamento entre elas não seja superior a 1 mm, com área de trespasse não inferior a 100 cm2 e que sua continuidade não possa ser afetada por modificações posteriores ou por serviços de manutenção; • As instalações metálicas da estrutura (inclusive quando revestidas por material isolante), desde que suas seções sejam no mínimo iguais às especificadas para condutores de descida na Tabela 15 e com continuidade elétrica no sentido vertical no mínimo equivalente; • Tubulações metálicas, exceto gás, podem ser admitidas

265

Armadura Longitudinal ou Pilar

Vergalhão Solda (elétrica ou Exotérmica)

Vergalhão

Vergalhão do bloco, laje ou viga

ou Exotérmica)

Trepasse 20 vezes o diâmetro

Interligação através do conector Armadura Longitudinal ou Pilar Vergalhão

Vergalhão Trepasse 20 vezes o diâmetro


Trecho do cabo em contato com a armadura deverá ser estanho

Clips Galvanizado

Solda (elétrica

Interligação através da solda Vergalhão




Vergalhão

Arame Torcido Vergalhão do bloco, laje ou viga

Clips Galvanizado

Clips Galvanizado


Interligação através do conector

Arame Torcido Cabo de cobre # 50 mm2 Cabo de aço # 80 mm2



Vergalhão

Vergalhão Arame Torcido


Vergalhão



Interligação através do arame recozido Armadura Longitudinal ou Pilar

Solda (elétrica ou Exotérmica) Vergalhão do bloco, laje ou viga

Interligação através do conector

Figura 25 – Interligação das armaduras de aço

NBR 5419


GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS como condutores de descida, desde satisfaçam as condições já mencionadas; • Armaduras de concreto pré-moldado devem ter assegurada a continuidade elétrica de cada elemento, bem como entre os elementos adjacentes de concreto pré-moldado; • Estruturas de concreto protendido não podem fazer parte do sistema de escoamento de corrente de descarga atmosférica, inclusive para certas situações específicas devem as distâncias de segurança devem ser consideradas. Tabela 15 — Seções mínimas dos materiais do SPDA (fonte: Tabela 3 da NBR 5419) Material

Captor e anéis Descidas (para Descidas (para Eletrodo de intermediários estruturas estruturas de aterramento mm2 mm2 de altura até altura superior 20m) mm2 a 20m) mm2

Cobre

35

16

35

Alumínio

70

25

70

Aço galvanizado a

50

50

50

50 80

quente ou embutido em concreto

266

Quando são utilizadas estruturas de concreto protendido com pouca espessura (telhas), é importante prevenir não somente o impacto direto como também os centelhamentos. Ambos os efeitos podem descascar o concreto que recobre o aço tensionado, causando infiltração de água e a consequente oxidação desse aço, que pode levar à destruição do conjunto sob protensão. Há condições pré-estabelecidas em 5.1.2.5.4 para que as armaduras de aço interligadas das estruturas de concreto armado possam ser utilizadas como condutores naturais de descida. Para tanto, deve-se garantir que cerca de 50% dos cruzamentos entre barras da armadura, incluindo os estribos, estejam firmemente unidos e que a região de trespasse apresente comprimento de sobreposição de, no mínimo, 20 diâmetros da barra. As fixações poderão ser feitas com arame de aço torcido, solda ou conectores mecânicos (Figura 25). Para edificações existentes, em que é muito difícil garantir que a interligação entre os vergalhões, tenha sido realizada conforme as prescrições da norma, a utilização das armaduras pode ser viabilizada somente após a execução de um ensaio de continuidade elétrica que consta do Anexo E da NBR 5419.

A continuidade elétrica das armaduras da estrutura deve ser determinada pela medição da resistência ôhmica entre a parte superior e a parte inferior da estrutura em vários pontos (Figura 26). Para tanto, devem ser escolhidos pontos que proporcionem circuitos com comprimentos semelhantes. Em cada ponto, retira-se o concreto a fim de deixar a armadura suficientemente aparente para que os terminais de ensaio possam ser conectados e então são realizadas diversas medições nas direções horizontal, vertical e inclinada (diagonal). Basicamente, as medições são realizadas (1) entre o topo e a base de alguns pilares, (2) entre o topo e a base das armaduras de pilares diferentes e (3) entre vigas (baldrame e intermediárias de amarração) e os pilares. Se os valores medidos para esses circuitos forem da mesma ordem de grandeza e inferiores a 1 Ω, a continuidade das armaduras é considerada aceitável. A título de comparação, a IEC 62305:2010, item 4.3, determina que a continuidade elétrica das barras de aço das armaduras do concreto deve ser determinada por meio de ensaios elétricos entre a parte superior do SPDA e o vergalhão no nível do solo. A resistência elétrica medida não deve ser superior a 0,2 Ω. O instrumento de medição deve utilizar uma configuração a quatro fios (dois para corrente elétrica e dois para tensão). Ele deve ser capaz de injetar corrente elétrica de 1 A ou superior entre os pontos extremos da armadura sob ensaio e, ao mesmo tempo, medir a queda de tensão entre esses pontos. A resistência ôhmica do trecho é calculada dividindo-se a tensão medida pela corrente elétrica injetada, sendo que a maioria dos equipamentos possibilita a leitura direta desse valor. O fato de o equipamento ser suficientemente robusto para oferecer esse nível de corrente ao circuito ensaiado (≥ 1 A) não significa que os resultados não possam ser obtidos com correntes menores, bastando para isso que o trecho seja relativamente curto ou que a continuidade elétrica seja muito boa. A configuração de equipamentos a quatro fios evita o erro provocado pela resistência própria dos cabos utilizados no ensaio e de seus respectivos contatos. Podem ser utilizados mili-ohmímetros ou microohmímetros de quatro terminais. No entanto, caso o circuito de ensaio seja montado com aparelhos independentes, a NBR 5419 não admite a utilização de multímetro convencional na função de ohmímetro, pois a corrente de ensaio se mostraria insuficiente na maioria das situações.

NBR 5419

5.1.3.2 Anexo E da NBR 5419 Há indiscutível vantagem no aproveitamento das armaduras do concreto como elemento natural do SPDA, especialmente nos subsistemas de descida e aterramento. Não fossem os fatos da visível redução do custo na instalação, da manutenção reduzida e da pouca exposição do sistema ao roubo, existem ainda locais em que simplesmente não há condição física (espaço) para a fixação de elementos que formam a proteção. Dentre muitos exemplos, podem ser citados os prédios geminados ou estruturas em que linhas elétricas de energia existentes impedem a instalação dos componentes do SPDA. Principalmente para estruturas existentes ou ainda para assegurar a eficiência das interligações nas construções em andamento, a NBR 5419 utiliza o método a seguir para ensaiar a continuidade elétrica das armaduras a fim de utilizá-las como componente natural do SPDA.

Figura 26 – Ensaio de continuidade das armaduras conforme anexo E da NBR 5419 (fonte: Anexo E da NBR 5419)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Nos casos em que não é possível assegurar a continuidade elétrica das armaduras da estrutura, a NBR 5419 (em 5.1.2.5.4.b) permite que condutores específicos para prover a continuidade sejam embutidos na estrutura. Estes condutores devem ter continuidade elétrica assegurada por solda ou por conexão mecânica adequada, além de estarem obrigatoriamente interligados às armaduras de aço existentes. Esse assunto é tratado com detalhes no Anexo D da norma. Deve-se notar que o título do Anexo D é: “Uso opcional de ferragem específica em estruturas de concreto armado” (grifo nosso). Portanto, considerando-se que a continuidade elétrica das armaduras existentes pode ser garantida por meios construtivos usualmente utilizados (amarrações, soldas, sobreposições), a inserção de elementos adicionais é desnecessária e obviamente custosa. Há evidentes vantagens técnicas e econômicas em relação ao projeto, à instalação e à manutenção com a utilização de elementos estruturais como SPDA. Por exemplo, a instalação dos anéis horizontais externos, prescritos em 5.1.2.3.2, deixa de ser necessária, pois eles são substituídos pelas vigas de amarração dos pilares, geralmente dispostas a cada 3 m em uma construção. Entretanto, é necessária uma análise criteriosa em relação à possibilidade da ocorrência de danos no revestimento da estrutura no ponto de impacto do raio e suas consequências. Do ponto de vista do SPDA interno, as interligações para redução das diferenças de potencial internas à estrutura seguem o mesmo critério do sistema externo. Assim, próximo ao solo e, no máximo, a cada 20 m de altura, todas as massas metálicas (tubulações, trilhos, etc.) deverão ser ligadas direta ou indiretamente a uma armadura local, preferencialmente da viga de amarração ou no centro geométrico da laje. Os sistemas elétricos de energia e de sinal deverão ser referenciados ao barramento de equipotencialização mais próximo (BEP ou BEL), que estará conectado à armadura ou ao eletrodo de aterramento. 5.1.4 Subsistema de aterramento

5.1.4.1 Eletrodo de aterramento A NBR 5419 define, em 3.12, o “eletrodo de aterramento” como: “Elemento ou conjunto de elementos do subsistema de aterramento que assegura o contato elétrico com o solo e dispersa a corrente de descarga atmosférica na terra”. Para assegurar as adequadas condições de funcionamento do eletrodo de aterramento devem ser levados em consideração tanto os componentes metálicos do eletrodo quanto as condições intrínsecas do solo em que eles foram instalados. Em 5.1.3.1.2 da NBR 5419, é indicado que: “Para assegurar a dispersão da corrente de descarga atmosférica na terra sem causar sobretensões perigosas,v o arranjo e as dimensões do subsistema de aterramento são mais importantes que o próprio valor da resistência de aterramento. Entretanto, recomendase, para o caso de eletrodos não naturais, uma resistência de aproximadamente 10 Ω, como forma de reduzir os gradientes de potencial no solo e a probabilidade de centelhamento perigoso. No caso de solo rochoso ou de alta resistividade, poderá não ser possível atingir valores próximos dos sugeridos. Nestes casos, a solução adotada deverá ser tecnicamente justificada no projeto.” Portanto, “10 Ω” é um valor estabelecido como valor máximo desejável, porém, se por impedimento técnico, este valor não for atingido, isso absolutamente não implica que o sistema de aterramento está irregular ou inadequado segundo a norma. Sem entrar no mérito de como o eletrodo de aterramento deve ser ensaiado (assunto tratado na NBR 15749), deve-se considerar o seguinte: • A NBR 5419 traz prescrições sobre o projeto e a instalação de eletrodos de aterramento visando à proteção contra descargas atmosféricas. São medidas para a diminuição das tensões superficiais (toque e passo) e dos centelhamentos perigosos, levando-os a níveis aceitáveis em relação ao risco de danos às pessoas, estruturas e, de forma secundária, às instalações e aos equipamentos. • O eletrodo de aterramento não é o único componente do SPDA e, como já visto, seu funcionamento está vinculado ao meio em que foi inserido (o solo). A resistividade do solo é componente direta na formação do valor que será obtido no ensaio da medição da resistência ôhmica do eletrodo, o que torna inviável a exigência prévia de qualquer valor de resistência ôhmica sem conhecer os parâmetros envolvidos. Valores referenciais (metas preferenciais) são aceitáveis, mas, caso não sejam atingidos, há inúmeras outras formas de redução dos riscos já mencionados (isolação, afastamento, mudança de topologia, configuração, etc.). • O valor da resistência ôhmica obtido no ensaio do eletrodo de aterramento ajuda a determinar quanto o conjunto (eletrodo + solo) é eficaz na dispersão das correntes indesejáveis (raios, curtocircuito, etc.) no solo. No entanto, este valor em si não determina

267

NBR 5419

O sistema de aterramento, que deve estar presente no SPDA e nas instalações elétricas de energia e de sinal, tem a principal função de escoar para a terra as correntes elétricas indesejáveis que surjam nesses locais, de modo a causar a menor perturbação possível (tensões superficiais – toque e passo) nos arredores. O sistema de aterramento é um componente fundamental de diversos sistemas de proteção em uma instalação elétrica, tais como: proteção contra choques elétricos (NBR 5410:2004, em 5.1); contra descargas atmosféricas (NBR 5419:2005, em 5.1.3); contra sobretensões, na proteção de instalações elétricas de energia e de sinal (NBR 5410:2004, em 6.3.5); contra sobretensões na proteção de linhas elétricas de telecomunicações (NBR 14306:1999); e na proteção contra descargas eletrostáticas (NBR 5410:2004, em 6.4). Na prática, é comum que seja feito um estudo em separado para cada proteção mencionada, o que pode induzir ao erro de interpretação de que os eletrodos de aterramento devem ficar separados. Para efeito de estudo e compreensão dos fenômenos, é

conveniente separar os casos, porém, para um efetivo e confiável funcionamento das instalações elétricas, sua consequente proteção e das pessoas, deve existir um eletrodo de aterramento único para cada edificação ou estrutura.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS a integridade física do eletrodo de aterramento, sendo que, para esta finalidade, devem ser utilizados outros tipos de ensaio, tais como a medição da continuidade elétrica do eletrodo. Para o caso da utilização de condutores específicos na composição do subsistema de aterramento do SPDA, a Tabela 15 especifica as seções mínimas dos condutores em função do material empregado nessa função. Em 5.1.3.2, é permitida a utilização dos seguintes eletrodos de aterramento: • Armaduras de aço das fundações, comumente conhecidas como “ferragens”, consideradas como eletrodo natural de aterramento; • Condutores horizontais radiais, verticais ou inclinados (arranjo tipo A); • Condutores em anel (arranjo tipo B).

268

Como regra, em 5.1.3.2.2, não é recomendada a utilização de placas ou grades como eletrodo principal de aterramento por motivo de corrosão. No entanto, como visto adiante, a utilização desses elementos é indicada como medida complementar para redução de tensões superficiais e como equipotencialização. Quando da utilização de eletrodo de aterramento não natural, a sua distribuição deve ser feita de forma adequada e seguindo a melhor configuração topológica permitida pelo terreno. O gráfico da Figura 27 mostra a relação entre o comprimento total mínimo do eletrodo de aterramento e a resistividade do solo no local. Nota-se que o comprimento mínimo do eletrodo para os níveis de proteção II a IV não depende da resistividade do solo, enquanto apresenta uma grande variação no caso do nível de proteção I.

Figura 27 - Comprimento mínimo dos eletrodos de aterramento em função dos níveis de proteção e da resistividade do solo (fonte: Figura 2 da NBR 5419)

NBR 5419

a) Eletrodos naturais de aterramento As armaduras de aço embutidas nas fundações das estruturas que satisfaçam os requisitos de continuidade elétrica, esforços eletrodinâmicos, térmicos e contra corrosão devem ser preferencialmente utilizadas como eletrodo natural de aterramento. As prescrições utilizadas para validar a utilização das

armaduras dos pilares (vergalhões com emendas sobrepostas por no mínimo 20 vezes o seu diâmetro, firmemente conectados com arame recozido, por meio de solda ou conectores mecânicos em 50% de seus cruzamentos) também se aplicam às armaduras de aço das estacas, dos blocos de fundação e das vigas baldrame. Se, por algum motivo, a continuidade elétrica das armaduras não puder ser garantida, então deve ser realizado o ensaio conforme previsto no anexo E da NBR 5419 (ver 5.1.3.2 deste guia). Uma alternativa para locais onde não existem estruturas contínuas é a utilização de barra de aço ou vergalhão com diâmetro mínimo de 8 mm, ou ainda fita de aço de 25 mm x 4 mm, disposta com a largura na posição vertical. O elemento deve formar um anel no entorno da edificação, conectar todos os elementos individuais de descida e estar embutido em, no mínimo, 5 cm de concreto. Para o caso da utilização conjunta dos subsistemas naturais de descida e de aterramento, as interligações entre as armaduras das fundações e dos pilares devem seguir as mesmas prescrições já apresentadas (ver 5.1.3.1.c deste guia). b) Eletrodos não naturais de aterramento – Aterramento pontual (arranjo tipo “A”) Com características de utilização bastante limitadas, este arranjo é composto de eletrodos (radiais, verticais, horizontais ou inclinados), que, segundo o item 5.1.3.3.2 da norma, deve ser utilizado em solos com resistividade de até de 100 Ω.m e em estruturas com perímetro não superior a 25 m (Figura 28). Cada condutor de descida é conectado a um eletrodo distinto e devem ser instalados, no mínimo, dois eletrodos que não devem ter comprimento inferior ao estabelecido na Figura 27: para eletrodos radiais e horizontais, adota-se o comprimento diretamente obtido no gráfico da Figura 27 e, para eletrodos inclinados ou verticais, o comprimento obtido no gráfico, deve ser dividido por 2. Vejamos um exemplo numérico para o especificado em 5.1.3.3.2: O eletrodo será instalado em uma guarita, quadrada, com lateral igual a 6 m. A estratificação do solo resultou em um terreno cuja primeira camada tem 90 Ω.m a até 4 m de profundidade. Em função do grande número de pessoas que por ali transitam e pela quantidade de componentes eletrônicos existentes (controle de CFTV, ramais telefônicos, controle eletrônico de acesso, computadores em rede, etc.), o nível de proteção adotado para o SPDA é II. Entrando com o valor de 90 Ω.m e Nível de Proteção II no gráfico da Figura 27, obtém-se o valor l = 5 m. Desta forma, o comprimento mínimo do eletrodo é dado por: • 5 m (valor direto do gráfico), quando se tratar de componentes instalados na horizontal ou de forma radial; ou • 2,5 m (valor do gráfico dividido por 2), quando se tratar de componentes instalados na vertical ou inclinados. Assim, no caso deste exemplo, pode-se concluir que uma haste que tenha comprimento menor do que 2,5 m, quando instalada no final do condutor de descida, não tem comprimento suficiente para ser considerada como eletrodo de aterramento.


Figura 28 – Exemplo de eletrodo de aterramento pontual

Caso os eletrodos resultem de uma combinação de formas de instalação, por exemplo, horizontal e vertical, deve-se considerar o comprimento total dos elementos enterrados. Quando forem instalados eletrodos radiais, o ângulo entre dois condutores adjacentes deve ser superior a 60° para minimizar os efeitos de correntes elétricas induzidas. Em qualquer caso, cuidados especiais com o aparecimento de tensões superficiais perigosas devem ser cuidadosamente considerados. Exemplos de cuidados são o aprofundamento do eletrodo de aterramento, o recobrimento do eletrodo com brita, asfalto, etc., ou o afastamento físico por meio de barreiras. c) Eletrodos não naturais de aterramento – Aterramento em anel (arranjo tipo “B”) O aterramento em anel é caracterizado pela instalação de condutores horizontais em circuito fechado circundando a edificação ou embutidos nas fundações (Figura 29). A utilização desta configuração de eletrodo é obrigatória para estruturas com perímetro superior a 25 m.

prática, vincula-se o condutor vertical ao local da descida. Caso haja necessidade da distribuição de um número maior de condutores verticais do que a quantidade de descidas, a distância entre os condutores não deve ser inferior ao seu comprimento (por exemplo, para condutores verticais de 3 metros de comprimento, a distância entre condutores deve ser maior ou igual a 3 metros). Excetuando-se os eletrodos de aterramento formados por condutores que interliguem as fundações sem continuidade elétrica (sapatas, estacas, etc.), os demais devem estar posicionados a uma distância tipicamente entre 1 m e 1,5 m da edificação e ser enterrados a uma profundidade mínima de 0,5 m. Basicamente, o posicionamento do eletrodo de aterramento é função das condições do solo (resistividade) e da corrosão, fatores que, com o passar do tempo, podem provocar variação relevante em seu desempenho. Em relação à corrosão, vale destacar que o projeto deve sempre considerar que a conexão de metais diferentes (por exemplo, cobre e aço), sem as devidas precauções, pode causar corrosão eletrolítica. Uma solução prática comumente adotada para prevenir problemas com resistência mecânica, instabilidade do solo e corrosão é a de envelopar o eletrodo em uma mistura de cimento com areia (concreto magro). Quando a estrutura não possuir SPDA externo, o eletrodo de aterramento deverá estar adequado conforme prescrições já apresentadas para suprir as necessidades do SPDA interno (ver 5.2 deste guia). 5.1.4.2 Resistividade do solo segundo a norma ABNT NBR 7117

269

Antes de tomar qualquer decisão de projeto ou da construção/ instalação de um eletrodo de aterramento, é fundamental conhecer a resistividade do solo para determinar, por cálculo ou medição, a resistência do eletrodo de aterramento. Conforme a NBR 7117, para determinação da resistividade do solo deve ser utilizado o “método de medição por contato com o arranjo de Wenner”. A resistividade do solo é definida como a resistência entre as faces opostas (ambas metálicas) de um cubo de aresta unitária, preenchido com material retirado do local. Ela depende do tipo, umidade, temperatura, salinidade, contaminação e compactação Tabela 16 - Valores típicos de resistividade de alguns tipos de solo Tipos de solo Água do Mar Alagadiço, limo, humus, lama

Figura 29 – Exemplo para eletrodos de aterramento em anel e malha

<

10

até 150

Água destilada

300

Argila

300 - 500

Calcário

500 -5.000

Areia

1.000 - 8.000

Granito

1.500 - 10.000

Basalto

a partir de 10.000

Concretoa

Molhado: 20 - 100 Úmido: 300 - 1.000 Seco: 3 kΩ - 2 MΩ.m

A categoria molhada é típica de aplicação em ambientes externos. Valores inferiores a 50 Ω.m são considerados altamente corrosivos a

NBR 5419

Dependendo da condição do solo (resistividade), podem ser acrescidas ao anel outras formas de condutores (verticais, inclinados ou radiais) para melhorar o escoamento das correntes elétricas. Nestes casos, os condutores devem ser distribuídos uniformemente ao longo do perímetro do anel. Como regra

Faixa de resistividade (Ω.m)

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Tabela 17 - Materiais do SPDA e condições de aplicação (fonte: Tabela 5 da NBR 5419)

Material

Aplicação

Ao ar livre Cobre

Enterrado

Corrosão

Embutido no concreto

Embutido no reboco

Resistência

-

Maciço ou encordoado

A mais substâncias

Maciço, encordoado ou como revestimento de haste de aço

Aço de construção comum Maciço ou ou galvanizado a quente encordoado



-

Boa mesmo em solos ácidos

Aço inoxidável



-


Alumínio


-

-

Como revestimento

-

Chumbo

do solo, entre outras variáveis. Todos os conceitos e aplicações relativos à resistividade do solo encontram-se na NBR 7117. Na Tabela 16, são apresentados valores típicos de resistividade do solo (ρ) em (Ω. m): 5.1.5 Fixações e conexões do SPDA externo As fixações e emendas dos elementos não naturais de captação e de descida devem ser realizadas de forma a suportar esforços mecânicos (impacto, vibração, etc.), eletrodinâmicos causados pelas correntes elétricas circulantes da descarga atmosférica e intempéries.

270

5.1.5.1 Tipos de conexão Os elementos de fixação e conexão indicados no item 5.1.4.2.1 da NBR 5419 são os seguintes: soldagem exotérmica, oxiacetilênica ou elétrica; conectores de pressão ou de compressão; rebites ou parafusos. Em particular, devem ser observados os seguintes critérios:

NBR 5419

• Conexões entre condutores chatos devem ser feitas com dois parafusos M8 ou um parafuso M10 com porcas; • Conexões entre condutores chatos e chapas metálicas com espessura inferior a 2 mm devem ser feitas com contraplacas que permitam área de contato mínima de 100 cm² com dois parafusos M8; • Conexões entre condutores chatos e chapas acessíveis apenas por um lado devem ser feitas com quatro arrebites de 5 mm de diâmetro. Com chapas de espessura superior a 2 mm também podem ser utilizados parafusos autoatarraxantes de aço inoxidável com diâmetro superior a 6 mm. Exceto no caso de conexões soldadas ou realizadas com elementos de compressão, as demais conexões mecânicas realizadas no eletrodo de aterramento devem ser protegidas contra corrosão e contra eventuais desconexões indesejáveis. Para isso utiliza-se uma caixa de inspeção com diâmetro mínimo de 250 mm que permita vistoria periódica e utilização de ferramenta.

Eletrolítica

Risco Agravado Cloretos altamente concentrados; compostos sulfúricos; materiais orgânicos

-

-

Com o cobre

A muitas substâncias

Água com cloretos dissolvidos

-

-

-

Agentes básicos

Com o cobre

-

Boa mesmo em solos ácidos

Solos ácidos

-

5.1.5.2 Materiais e dimensões Todos os materiais utilizados em um SPDA devem suportar esforços mecânicos, térmicos e eletrodinâmicos causados pelas correntes elétricas circulantes da descarga atmosférica, intempéries ou esforços acidentais previsíveis. Um dos fatores de maior preocupação na escolha do material que compõe o SPDA é a corrosão (provocada pelo meio ambiente ou pela junção de metais diferentes), tanto do material quanto da estrutura em que será instalado. Os componentes do SPDA devem ser construídos com os materiais que constam da Tabela 17. Caso seja feita opção por material diferente, ele deve apresentar comprovadamente características elétricas e químicas, no mínimo, equivalentes às indicadas na Tabela 17. As dimensões mínimas dos materiais do SPDA constam das Tabelas 15, 17 e 18. Há casos em que se devem aumentar esses valores para proteger a instalação contra danos mecânicos ou corrosão. Condutores e acessórios de aço (exceto inox) devem ser galvanizados a fogo (protegido com camadas de zinco por imersão), conforme a norma NBR 6323 ou com uma camada de cobre com espessura mínima de 254 μm, conforme a NBR 13571. Tabela 18 - Espessuras mínimas (mm) dos componentes do SPDA (fonte: Tabela 4 da NBR 5419)

Material

Captores

NPQ NPF PPF

Descidas

Aterramento

Aço galvanizado a quente

4

2,5

0,5

0,5

4

Cobre

5

2,5

0,5

0,5

0,5

Alumínio

7

2,5

0,5

0,5

--

Aço inox

4

2,5

0,5

0,5

5

NPQ - não gera ponto quente; NPF - não perfura PPF - pode perfurar

Exemplos de conexões e dimensionamento: condutores de descida e rabicho de aterramento A seguir são indicadas duas situações distintas para as quais são realizados dimensionamentos e mostrados detalhes de conexões

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS (Figura 30) conforme explicações anteriores.

5.2 SPDA interno

• Situação 1: Estrutura com 15 m de altura

Conforme Tabela 15, para estruturas de altura até 20 m: - condutor de descida (desde a captação até o ponto de medição) composto por cabo de cobre com seção de 16 mm² (Tabela 15); - rabicho de aterramento (desde o ponto de medição até o eletrodo de aterramento) composto por cabo de cobre com seção de 50 mm².

• Situação 2: Estrutura com 25 m de altura.

Conforme Tabela 15, para estruturas de altura até 20 m: - condutor de descida (desde a captação até o ponto de medição) composto por cabo de cobre com seção de 35 mm² (Tabela 15); - rabicho de aterramento (desde o ponto de medição até o eletrodo de aterramento) composto por cabo de cobre com seção de 50 mm².

O SPDA interno consiste de um conjunto de medidas envolvendo materiais e dispositivos que visam a minimizar os efeitos elétricos e magnéticos causados pela corrente da descarga atmosférica dentro do volume de proteção gerado pelo SPDA. Essas medidas são as ligações equipotenciais, blindagens e outras técnicas equivalentes. 5.2.1 E qualização

de potencial ou equipotencialização

As medidas de “equalização de potencial” ou “equipotencialização”, quando corretamente utilizadas, constituem o que de melhor pode-se fazer para reduzir os riscos de incêndio, explosão e choques elétricos dentro do volume a proteger. Os termos equalização de potencial e equipotencialização têm suas definições, respectivamente, nas normas NBR 5419 e NBR 5410 e basicamente são um conjunto de medidas destinadas a minimizar as diferenças de tensão a níveis

Condutor de descida Cabo de cobre nú 16 ou 35mm2

Detalhe do fixador TP-1

Fixador TP-1

271

Edificação Conector de medição (única emenda permitida na descida)

Abraçadeira

PVC

Anel de sterramento passante

Nível do solo

Rabicho de aterramento Cabo de cobre nú 50 mm2

Ver vista lateral Conexão em T Cabo/Cabo

NBR 5419

Figura 30 – Condutor de descida, rabicho de aterramento e eletrodo de aterramento

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS suportáveis pelas instalações elétricas, equipamentos e pessoas por elas servidas. Dessa forma, seja no interior ou exterior da estrutura ou edificação, ou em qualquer subsistema, a equipotencialização deve ser utilizada sempre onde for necessário evitar centelhamentos na área de abrangência do SPDA interno (dentro do volume de proteção contra impacto direto formado pelo SPDA externo). A equipotencialização pode ser feita de duas formas: • Interligação direta: realizada por meio de condutores (cabos, cordoalhas, barras, chapas, etc.), desde que seus componentes suportem, dependendo da sua localização, a corrente da descarga atmosférica ou uma parte considerável, e as seções mínimas dos condutores respeitem os valores indicados nas Tabelas 19 e 20; Tabela 19 - Seções mínimas dos condutores de ligação equipotencial

para conduzir parte substancial da corrente de descarga atmosférica

(fonte: Tabela 6 da NBR 5419)


Material

Seção mm2

Cobre

13

I - IV

Alumínio

25

Aço

50

Tabela 20 - S eções

mínimas dos condutores de ligação equipotencial

para conduzir uma parte reduzida da corrente de descarga atmosférica

( fonte : Tabela 7

272

da

NBR 5419)

Seção mm2

Nivel de proteção

Material Cobre

6

I - IV

Alumínio

10

Aço

16

• Interligação indireta: realizada por dispositivos que garantam que a equipotencialização ocorrerá somente quando houver necessidade, como, por exemplo, no escoamento da corrente elétrica de uma descarga atmosférica. Exemplos clássicos para equipotencialização indireta são aqueles realizados entre as tubulações metálicas protegidas contra

corrosão através de corrente imposta (proteção catódica) e o SPDA; ou os condutores de energia e/ou de sinal que adentram uma edificação sujeita a impacto direto de raio e a ligação equipotencial principal. Em ambos os casos, a efetiva interligação deve acontecer somente no momento da passagem da corrente elétrica impulsiva (Figura 31). Conforme indicado na IEC 62305, algumas regras básicas devem ser consideradas como sendo medidas para equipotencialização ou de auxílio para atingir este objetivo (Figura 31): • As descidas do SPDA devem seguir pelo caminho mais curto e retilíneo possível, não devem possuir desvios na forma de laços e devem estar dispostas ao longo do perímetro da edificação, de maneira uniforme e equidistante, preferencialmente nos cantos; • Todas as partes metálicas existentes na cobertura, inclusive os mastros das antenas de TV, radiocomunicação e transmissão de dados devem ser interligadas ao subsistema de captação, evitando assim centelhamentos perigosos. Para os casos em que a realização dessa interligação não seja possível, deve-se proteger o elemento contra impacto direto dos raios e fazer valer as distâncias de segurança indicadas no item 5.2.2 da NBR 5419 (ver item 5.2.2 deste guia); • Estruturas devem possuir, no mínimo, dois anéis interligando as descidas. Em geral, esses anéis são configurados pelo anel da captação e pelo eletrodo de aterramento; • Prédios com altura superior a 20 m e cujo SPDA externo seja constituído por elementos não naturais devem possuir anéis intermediários interligados às descidas e às armações do concreto dos pilares ou vigas de amarração (o que estiver mais próximo) e devem ser dispostos na edificação a cada 20 m de altura a partir do nível do piso (Figura 33). Além da função de equipotencialização e redistribuição das correntes elétricas dos raios, os anéis intermediários são instalados para captar descargas atmosféricas laterais.

Representação do centelhador Condutor de descida

NBR 5419

Equipotencialização através do centelhamento

Corrente elétrica do raio

Figura 31 – Interligação indireta

Elemento metálico (ex: duto de gás)


1 – Cabo com isolação externa adicional

10 – Instalação de tubulações metálicas

3 – Barramento de equipotencialização

12 – Antena de TV, captor aéreo natural

2 – Aterramento do condutor PE no esquema TN-S

11 – Condutor de descida natural

4 – Canalização de água

13 – Ligação a armadura de aço da estrutura

5 – Canalização de gás

14 – Rede de captores aéreos

6 – Centro de medição de gás

7 – Eletrodo de aterramento natural, armadura de aço na fundação 8 – Eletrodo de aterramento da fundação

9 – Condutores de descida naturais, armadura de aço nas paredes externas e no piso

15 – Medidor de kWh

16 – Conexão ao eletrodo de aterramento da fundação 17 – DPS

s = distância de segurança

12

14 S

13

9

13

11

11

3

10 10

10

10

10

17

273

15 2

3

1

6

3

5

4 6

16

7

7

8

8

NBR 5419

Figura 32 - Medidas para equipotencialização (Fonte: IEC 62305)


20 m

10 m

Anel superior

20 m

20 m

Anéis Intermediarios

Solo

Anel inferior Subsistemas de capitores Subsistemas de descidas Subsistemas de aterramento Medidas para equipotencialização (SPDA interno)

274

Figura 33 – Disposição dos anéis intermediários

• O aterramento deve ser constituído preferencialmente pelas armaduras da fundação ou em anel (Arranjo B – ver 5.1.4.1.c deste guia); • No caso da utilização das armaduras do componente natural do SPDA, as interligações devem ser realizadas nas armaduras das vigas ou das lajes; • Todas as tubulações metálicas que se originam no exterior e adentrem na edificação devem ser ligadas ao TAP – Terminal de Aterramento Principal (chamado de BEP na NBR 5410) o mais próximo possível do ponto em que elas penetram na estrutura. Há probabilidade de grande parte da corrente elétrica da descarga atmosférica passar por essa interligação e, nesse caso, as seções mínimas dos condutores utilizados devem atender à Tabela 19; • Tubulações metálicas acopladas por meio de luvas isolantes devem ser equipotencializadas de forma indireta por um componente curto-circuitante.

NBR 5419

Um dimensionamento simplificado desse dispositivo curtocircuitante pode ser feito para as duas situações a seguir: 1. As tubulações estão ligadas a um SPDA: basta dividir a corrente elétrica impulsiva (determinada pelo nível de proteção adotado para o SPDA) por 2 (pior condição de divisão na equipotencialização entre descida e o tubo). Escolhe-se então o dispositivo curto-circuitante com valor disponível igual ou imediatamente acima do resultado encontrado;

2. As tubulações estão dispostas fora de local em que existe o SPDA ou interligam duas ou mais estruturas com SPDA com níveis de proteção diferentes: estudos publicados pelo Instituto de Eletrotécnica e Energia da USP, pelo Instituto Nacional de Pesquisas espaciais e pela Universidade Federal de Minas Gerais informam que os valores da corrente elétrica média das descargas atmosféricas no Brasil estão entre 35 kA e 45 kA. Dessa forma, considerando-se o impacto direto de uma descarga atmosférica de 45 kA na tubulação (pior caso) e que a descarga se divide igualmente (22,5 kA) nos dois sentidos do tubo a fim de encontrar a terra, pode-se então utilizar dispositivo curto-circuitante com valores encontrados no mercado a partir de 25 kA; • O TAP deve ser constituído por uma barra de cobre com dimensões suficientes para suportar os esforços resultantes das correntes elétricas das descargas atmosféricas ou de curto-circuito e para acomodar as furações e conectores dos cabos (Figura 34). As siglas LEP (Ligação Equipotencial Principal) e TAP (Terminal de Aterramento Principal) vêm caindo em desuso e estão sendo substituídas pela sigla BEP (Barramento de Equipotencialização Principal), que define o mesmo componente na NBR 5410. Segundo essa mesma tendência, a sigla BEL (Barramento de Equipotencialização Local) vem substituindo a sigla TAS – Terminal de Aterramento Secundário, que denomina os barramentos dos quadros de distribuição secundários ou de circuitos terminais. A partir desse ponto, no texto serão utilizadas apenas as siglas BEP e BEL.

Figura 34 – Exemplo de BEP (Barramento de Equipotencialização Principal)

• Quando o BEP for instalado na parede do prédio, é recomendável (mas não obrigatório) que ele seja afastado da parede por isoladores (por exemplo, fabricados em porcelana ou resina epóxi). Além disso, o BEP deve ser posicionado preferencialmente no ponto em que os condutores de energia e sinal entram na edificação e deve estar localizado o mais próximo possível do solo; • O BEP deve ser ligado ao subsistema de aterramento por uma ligação mais curta e reta possível. Conforme a Tabela 52 da NBR 5410, cabos de cobre que possuam proteção contra corrosão (isolados) devem ter seção mínima de 16 mm² e cabos de cobre que não possuam proteção contra corrosão (nus) devem ter seção mínima de 50 mm². Essas seções podem aumentar quando a esses condutores for agregada a função de conduzir as correntes de curtocircuito para o eletrodo de aterramento, determinadas em estudos de curto-circuito do sistema elétrico da instalação; • Todas as massas metálicas dos equipamentos e aparelhos elétricos que não sejam destinadas especificamente à condução de


SPDA

Equipotencialização principal L1 L2 PEN

DPS N PE

T PE

TAT BEP

Aterramento

Figura 35 – Localização e interligação do TAT e BEP

um barramento específico denominado TAT – Terminal de Aterramento de Telecomunicações. Ao TAT são ligadas todas as blindagens dos cabos de telefonia e dele se originam os condutores de equipotencialização dos componentes e equipamentos de telecomunicações. No TAT devem ser instalados DPS adequados para o tipo de distribuição de sinal, conforme indicado na NBR 5410. Além disso, o TAT deve possuir as mesmas características construtivas do BEP e ambos os barramentos devem ser interligados (Figura 35). 5.2.2 Proximidade do SPDA com ( distância de segurança)

outras instalações

Há algumas situações em que, por razões funcionais, as ligações equipotenciais não podem ser executadas, tais como em invólucros de equipamentos que possuem placas eletrônicas diretamente fixadas na carcaça. Nestes casos, deve-se estudar a possibilidade de aumentar a distância de separação “s” entre os equipamentos e os condutores do SPDA, em relação à distância de segurança “d”, de forma a evitar a ocorrência de centelhamentos perigosos. Esse conceito é o mesmo já abordado para as distâncias de segurança e separação quando são criados laços nos condutores de descida (Figura 20). Dessa forma, deve ser buscada a condição s ≥ d, sendo: d = ki •

Kc Km

275

• l (m)

NBR 5419

corrente elétrica devem ser ligadas ao BEP pelos condutores de equipotencialização; • Cada edificação deve possuir um único BEP. Segundo a NBR 5410, o limite de influência do BEP é de 10 m em qualquer direção. Quando a ligação exceder esse limite por causa das dimensões da edificação, deve ser instalado um novo barramento, denominado BEL (Barramento de Equipotencialização Local). O BEL deve ser interligado ao BEP com condutores corretamente dimensionados (ver dimensionamento na Parte da NBR 5410 deste guia que trata de dimensionamento de condutores PE e de equipotencialização). O BEL deve ser posicionado de forma a promover uma interligação de baixa impedância (mudando-se a topologia da instalação e/ou trocando-se o formato dos condutores – passando de cabo redondo para barra ou fita), além de ser interligado ao ponto de aterramento mais próximo (armadura das vigas ou condutores enterrados). • Todas as instalações elétricas expostas aos efeitos diretos ou indiretos dos raios devem ser protegidas por DPS – Dispositivo de Proteção contra Surtos, pelo menos, em seu primeiro nível de proteção. Este assunto é tratado em 5.4 e 6.3.5 da NBR 5410; • Todos os terminais de aterramento dos equipamentos devem ser convenientemente ligados ao BEP ou ao BEL. Em relação ao aterramento dos DPS, deve ser observada a topologia da instalação para se evitar laços (loops) nos circuitos e manter a interligação para a terra sempre a mais curta e retilínea possível; • Para sistemas elétricos de energia e de sinal, a equipotencialização deve obedecer às prescrições da NBR 5410; • Conforme a NBR 14306, norma de instalações de teleco municações, deve existir no DG – Distribuição Geral de telefonia

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Em que: ki depende do nível de proteção escolhido (Tabela 21); Kc depende da configuração dimensional (Figuras 37, 38 e 39); Km depende do material de separação (Tabela 22); l é o comprimento do condutor de descida, em metros, compreendido entre o ponto em que se considera a proximidade e o ponto mais próximo da ligação equipotencial.

276

A equação somente é válida para interferência em trechos de “condutores vítima” (da instalação elétrica) com comprimento de até 20 m e quando a corrente elétrica no “condutor indutor” (geralmente parte da captação ou, no caso das Figuras 35, 36 e 37, o condutor de descida) for de mesma intensidade e puder ser determinada em função da corrente elétrica do raio. Em geral, para se determinar essa corrente, costuma-se dividi-la igualmente desde o ponto de impacto pelo número de caminhos disponíveis (por exemplo, se o ponto de impacto estiver entre duas descidas, a corrente é dividida por dois. Ao chegar na descida em questão, ela é novamente dividida por dois (Figura 36). Essa forma simplificada de cálculo geralmente resulta em uma condição aceitável de projeto. Quando as medidas de equipotencialização (SPDA interno) prescritas na NBR 5419, especialmente em 5.2.1.2.1 c, forem atendidas, não haverá trechos de condutor indutor com mais de 20 m conduzindo a mesma quantidade de corrente do raio. Na captação, a divisão da corrente é realizada nos diferentes nós das conexões de equipotencialização e nas descidas, no mínimo, por meio dos anéis intermediários cuja instalação é obrigatória a cada 20 m de altura.

aterramento provê excelente condição para a múltipla divisão da corrente da descarga atmosférica, diminuindo significativamente a sua intensidade por trecho considerado. Em consequência, o valor de “S” para elementos de outras instalações dentro da estrutura se torna bastante reduzido. Isso ocorre porque, na maioria das situações, por ser um valor diretamente proporcional às correntes elétricas impulsivas, a distância de segurança “d” é muito pequena (da ordem de unidades de cm). Tabela 21 - Proximidade do SPDA com as instalações - Valores do coeficiente ki (fonte: Tabela 8 da NBR 5419) Nível de proteção

ki

I

0,1

II

0,075

III - IV

0,05

Tabela 22 - Proximidade do SPDA com as instalações - Valores do coeficiente Km(fonte: Tabela 9 da NBR 5419) Material

km

Ar

1

Sólido

0,5

S *

Condutor de descida

Formação do anel

BEP

I (kA) I

Captação I 4

8

Descida (indutor) I

8

ESTRUTURA

S

I I

2

I

2

4

Condutor da instalação elétrica (vitima)

S = distância de separação = comprimento de “condutor vítima” relacionado ao condutor indutor (condutor de descida). * = condutor vitima (instalação elétrica, tubulação ou outro elemento metálico).

Figura 37 - Configuração unidimensional - Kc = 1 (fonte: Figura 4 da NBR 5419)

S

BEP Infraestrutura de aterramento

NBR 5419

Figura 36 – Distancia de segurança (d)

Na Figura 36, a distância de segurança (d) deve ser suficiente para que não haja centelhamento a partir do ponto A quando pelo condutor de descida (indutor) fluir até 12,5% (Iraio / 8) da corrente da descarga atmosférica prevista na proteção da estrutura. A distância de segurança é inversamente proporcional à quantidade de condutores de descida instalados. A utilização das armaduras da estrutura ou perfis de aço interligados formando subsistemas naturais de descida e

Condutor de descida

*

Formação do anel BEP

S = distância de separação = comprimento de “condutor vítima” relacionado ao condutor indutor (condutor de descida). * = condutor vitima (instalação elétrica, tubulação ou outro elemento metálico).

Figura 38 - Configuração bidimensional - Kc = 0,66 (fonte: Figura 5 da NBR 5419)


S = distância de separação

S Condutor de descida

= comprimento de “condutor vítima” relacionado ao condutor indutor (condutor de descida). * = condutor vitima (instalação elétrica, tubulação

Formação do anel

ou outro elemento metálico).

BEP

Figura 39 - Configuração tridimensional - Kc = 0,44 (fonte: Figura 6 da NBR 5419)

5.3 Estruturas

6. Inspeção

especiais

Chaminés de altura elevada, principalmente aquelas construídas com material não metálico (tipicamente alvenaria), tanques e contêineres para armazenamento de produtos inflamáveis, antenas externas, guindastes e gruas são exemplos de estruturas denominadas “especiais” pela NBR 5419 e as prescrições para a proteção contra descargas atmosféricas constam do Anexo A da norma. Essas prescrições podem ser adotadas em estruturas similares dependendo da análise do responsável técnico. As seguintes características são consideradas pela NBR 5419 (Anexo A) na classificação dessas estruturas especiais: • Para serem consideradas chaminés de grande porte, as estruturas devem possuir dimensões maiores que 20 m de altura e 0,3 m de diâmetro no anel superior. Por similaridade, uma caixa d’água com essas características pode ter sua proteção baseada também nas recomendações do anexo A; • Locais para armazenamento de líquidos inflamáveis, notadamente tanques de superfície com teto não metálico ou com teto metálico fixo ou flutuante, instalados ao ar livre. Em estruturas para armazenamento de líquidos inflamáveis, a preocupação está focada nas espessuras dos materiais (Tabela 18), nas distâncias de separação e na maneira como os elementos são conectados, a fim de evitar centelhamentos perigosos. • Antenas de transmissão de sinal fixadas em mastros ou torres metálicas com base no solo ou sobre outras estruturas; • Guindastes e gruas que, normalmente, são estruturas metálicas móveis e têm componentes expostos a alturas variáveis e frequentemente muito acima do nível do solo.

Documentação

A parte 6 da NBR 5419 prescreve como o SPDA deve ser inspecionado, mantido, qual a periodicidade e que tipo de documentação deve ser disponibilizada para controle e fiscalização. 6.1 I nspeção

As inspeções visam assegurar que:

277

• O SPDA esteja conforme o projeto; • Todos os componentes do SPDA estejam em bom estado, com suas conexões e fixações firmes e livres de corrosão; • O valor da resistência ôhmica de contato (continuidade elétrica dos condutores do SPDA) seja compatível com a sua utilização. Isso se aplica aos casos de verificação da viabilidade de utilização de elementos naturais e à verificação da integridade física de eletrodos não naturais de aterramento. A NBR 5419 não especifica valores para ensaio de continuidade elétrica entre os componentes de um SPDA não natural. Entretanto, fazendo uma analogia ao prescrito na IEC 62305 para continuidade elétrica das armaduras e outros componentes fixos em uma instalação, pode-se adotar como parâmetro o valor máximo de resistência elétrica de 0,2 Ω entre trechos do SPDA ensaiados que contenham emendas (Figura 40). Nas situações de subsistemas naturais de descida e aterramento, a repetição do ensaio de continuidade elétrica somente será exigida no caso de alteração estrutural por reforma ou ampliação. • Todas as construções acrescentadas à estrutura posteriormente à instalação original estão integradas no volume a proteger, mediante interligação ou ampliação do SPDA. A sequência cronológica das inspeções deve ser a seguinte: • Durante a construção da estrutura, para garantir a correta

NBR 5419

Exceto quando tratam o caso de estruturas para armazenamento de inflamáveis, as medidas recomendadas são, geralmente, de ordem construtiva. Essas medidas estabelecem cuidados adicionais tanto na especificação quanto na instalação dos materiais, a fim de evitar corrosão prematura ou mesmo diminuir os intervalos para manutenção do sistema, que, dependendo do local, constituem sérios problemas para a segurança e logística de sua execução.

e


Descida Ponto de ensaio (desconectar) Separação entre Descida e Eletrodo

Rabicho de aterramento Eletrodo de aterramento

Trecho ensaiado

Micro-ohmímetro Figura 40 – Exemplo de arranjo de ensaio para verificação da integridade dos condutores (não normalizado) (conforme IEC 62305)

NBR 5419

278

instalação dos componentes do SPDA, inclusive verificando-se criteriosamente a qualidade do material empregado; • Imediatamente após o término da instalação do SPDA, para verificação final das condições gerais da instalação comparadas ao projeto “as built”; • Periodicamente, para que seja mantida a eficiência do SPDA. Dependendo do tipo de inspeção, os intervalos devem ser os seguintes: - Sempre que houver a suspeita de que o SPDA tenha sido atingido por uma descarga atmosférica; - Em todos os casos, uma inspeção visual do SPDA deve ser efetuada anualmente. Essa inspeção deve ser realizada por pessoa capacitada que tenha conhecimento para identificar peças danificadas, soltas ou oxidadas; - Inspeções completas devem ser efetuadas periodicamente com emissão de relatório técnico. Além de verificar se o SPDA está em condições operacionais, esta medida documenta o fato para eventuais fiscalizações e fornece parâmetros de comparação que facilitam verificações de controle no futuro. Inspeções completas também devem ser realizadas após qualquer modificação no sistema original, não importando a causa. A NBR 5419 determina os seguintes intervalos para realização de inspeção completa após a instalação do SPDA: - 5 anos para estruturas destinadas a fins residenciais, comerciais, administrativos, agrícolas ou industriais, excetuando-se áreas classificadas com risco de incêndio ou explosão; - 3 anos para estruturas destinadas a grandes concentrações públicas (conforme NBR 13570), tais como áreas comerciais,

hospitais, escolas, teatros, cinemas, estádios esportivos, shopping centers, pavilhões, e outros, além de outros locais contendo áreas com risco de explosão (conforme NBR IEC 60079-14); - 1 ano, para estruturas contendo munição ou explosivos ou em locais expostos à corrosão severa, como regiões litorâneas, ambientes industriais com atmosfera agressiva, etc. 6.2 D ocumentação Conforme 6.4 da NBR 5419, a seguinte documentação técnica deve ser mantida em local em que possa ser facilmente encontrada e disponibilizada em situações de fiscalização ou sob novas inspeções: • Relatório de verificação de necessidade do SPDA e de seleção do respectivo nível de proteção, elaborado conforme Anexo B da NBR 5419; • Desenhos em escala mostrando as dimensões, os materiais e as posições de todos os componentes do SPDA (captores, condutores de descida e os eletrodos de aterramento); • Dados sobre a natureza e a resistividade do solo e os valores da resistência ôhmica do eletrodo de aterramento. Como mencionado, vários fatores externos influenciam esses ensaios, muitas vezes impossibilitando a sua execução. Nestes casos, a NBR 5419 recomenda que seja descrita a justificativa técnica para a não realização dos ensaios. Na maioria dos casos, os valores obtidos nos ensaios de continuidade do eletrodo de aterramento associados a uma simples descrição das condições

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Edificação: ____________________________________________________ Referência:_____________________________________Data:___/___/___ 1.Existência de documentação:  Projeto Atualizado  ART  Laudo Atualizado  ART

 Esfera fictícia (EGM)  Estrutura auto protegida  Com utilização de massas metálicas  Isolada  Existência de captores radioativos

2. Alterações nas Características da Edificação:

3.5. Verificação de continuidade elétrica das armaduras: Pilares / Colunas:  Sim  Não Fundações:  Sim  Não

2.1. Dimensões Básicas Aproximadas: Comprimento: _______________m Largura: ____________________m Altura do perímetro superior: ____________________m Altura Máx. (incluindo cumeeira): ________________m 2.2. Reparos na edificação em função de instalação de SPDA:  Alvenaria  Calçamento  Não se aplica  Laje de concreto armado  Estruturas metálicas 2.3. Alterações construtivas na edificação:  Total  Parcial  Não se aplica 2.4. Teto (Telhas / Cobertura):  Metálicas  Concreto armado (laje)  Concreto protendido  Concreto pré-moldado  Cerâmica 3. SPDA 3.1. Área classificada:  Sim  Não  Em parte da edificação 3.2. Necessidade de proteção:  Sim  Não  A analisar 3.3. Nível de proteção: I  II  III  IV 3.4. Tipo de captação existente:  Não há proteção instalada  Ângulo de proteção (Franklin)  Malhas (Faraday)

3.6. Suficiência do numero de descidas:  Sim  Pelas armaduras dos pilares  Não  Não instaladas 3.7. Aterramento:  Em anel  Pontual  Pelas armaduras das fundações  Não há  Dados de resistividade do solo. Valores em relatório anexo  Valores de resistência ôhmica. Ensaio de continuidade dos condu tores do eletrodo de aterramento visando sua integridade. Valores em relatório anexo 3.8. Condição das conexões:  Boas  Trocar  Reapertar 3.9. Interligações entre estruturas metálicas para equalização dos potenciais:  Há  Direta  Indireta (por de centelhador)  Não há  Desnecessária 3.10. Recomendações:  Instalar  Substituir  Completar  Satisfatório  Fazer Manutenção 3.11. Nova inspeção (período em anos):  01  03  05

NBR 5419

OBS.: _____________________________________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________________________________________________________ Figura 41 – Sugestão de roteiro de inspeção de SPDA

279

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS no local suprem essa necessidade; • ART – Anotação de Responsabilidade Técnica do profissional responsável. Uma medida não indicada na NBR 5419, mas que segue a boa prática da engenharia, é a elaboração de um roteiro de inspeção padronizado condizente com as condições locais, em que é registrada a evolução dos dados do sistema. Este roteiro deve ser atualizado a cada inspeção periódica completa. A Figura 41 ilustra uma sugestão de um roteiro de inspeção.

7. Proteção

das pessoas contra descargas

atmosféricas em áreas abertas

A proteção das pessoas contra descargas atmosféricas quando circulam em áreas abertas não é tratada pela NBR 5419, conforme indicado a seguir:

280

- Item 1.1: “Esta Norma fixa as condições de projeto, instalação e manutenção de sistemas de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA), para proteger as edificações e estruturas definidas em 1.2 contra a incidência direta dos raios. A proteção se aplica também contra a incidência direta dos raios sobre os equipamentos e pessoas que se encontrem no interior destas edificações e estruturas ou no interior da proteção imposta pelo SPDA instalado.” (grifo nosso) - Item 1.3: “As prescrições desta Norma não garantem a proteção de pessoas e equipamentos elétricos ou eletrônicos

NBR 5419

D

Figura 42 – Exemplo de descarga lateral

situados no interior das zonas protegidas contra os efeitos indiretos causados pelos raios, tais como: parada cardíaca, centelhamento, interferências em equipamentos ou queima de seus componentes causadas por transferências de potencial devidas à indução eletromagnética.” Assim, por similaridade com as prescrições contidas no texto normativo que se aplicam à proteção das estruturas, pode-se tentar proteger seres vivos contra os impactos diretos dos raios quando expostos em áreas abertas (pastos, estacionamentos, parques, clubes, campos de futebol, nas ruas, etc.). No entanto, esta proteção é geralmente de difícil solução e tem custo muito elevado. Após o impacto direto, acontecem alguns efeitos indiretos causados por uma descarga atmosférica, que são responsáveis pela maioria dos acidentes ocorridos. Geralmente, os efeitos indiretos são proporcionalmente mais numerosos e por isso produzem consequências mais graves para os seres vivos do que os impactos diretos. São considerados efeitos indiretos das descargas atmosféricas: • Descarga lateral Um tipo de centelhamento perigoso que acontece quando um ser vivo está próximo o suficiente do local onde circula a corrente do raio e a diferença de potencial causada é capaz de romper a isolação do ar. Um exemplo clássico é o de pessoas que se abrigam de tempestades embaixo de árvores (Figura 42).

V

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS • Tensão de passo e tensão de toque Os projetos de SPDA consideram a questão da limitação adequada das tensões de passo e de toque, mas, quando uma pessoa está em um pátio ou próximo a qualquer estrutura que possa conduzir eletricidade, molhada e pisando sobre a terra ou um piso com baixa resistividade, as diferenças de potencial existentes no local podem ser suficientes para a circulação de uma corrente elétrica cujo circuito inclua o corpo do ser vivo. Em geral, as tensões de toque são mais perigosas para seres bípedes e as tensões de passo são mais perigosas para seres quadrúpedes (Figuras 43, 44 e 45).

Fibrilação cardiorrespiratória provocada por ondas eletromagnéticas trafegantes

Diferentemente do que se pensa, não é a tensão de passo que

costuma atingir e derrubar jogadores em campos de futebol.

Quando ocorre o raio, a corrente elétrica impulsiva gera um campo

eletromagnético que se propaga pelo ar em forma de ondas. Ao encontrar circuitos condutores, o campo eletromagnético induz a circulação de corrente elétrica nestes circuitos. Ocorre que o

corpo humano possui inúmeros circuitos elétricos com fluidos que garantem excelente condutividade.

Dessa forma, as ondas eletromagnéticas provocadas por um

raio que incide em um campo de futebol (ou próximo dele) podem

gerar uma corrente elétrica no corpo de um atleta ou de alguém no

público com frequência diferente daquela que o coração trabalha. Entre uma fase de bombeamento do coração e a outra subsequente I

V

(sístole mais diástole) há um intervalo, um momento de “descanso e preparo para o novo bombeamento”. Caso a corrente impulsiva

seja induzida nesse momento, o coração tende à arritmia com V

possível fibrilação que pode ter sérias consequências, inclusive a morte (Figura 46).

Figura 43 – Exemplo de tensão de toque provocada por descarga atmosférica

281

I

Figura 46– Fibrilação cardíaca

V

Em caso de tempestades, a melhor proteção contra

descargas atmosféricas para um ser vivo consiste em se abrigar numa edificação ou estrutura fechada que tenha SPDA. Na Figura 44 – Exemplo de tensão de passo provocada por descarga atmosférica. Efeitos em seres bípedes.

impossibilidade de se cumprir essa recomendação, então devem ser observadas as seguintes providências:

• Permanecer dentro de carros com capotas metálicas é uma boa prática a ser adotada;

•Manter-se afastado de locais mais altos, como postes, árvores, etc.; • No caso de estar em campo aberto, ficar agachado, com os pés juntos até que cessem os raios.

I

V

A Figura 47 resume, na forma de diagrama de blocos, os vários passos necessários para a elaboração de um projeto de SPDA conforme as prescrições da NBR 5419 e os diversos itens tratados neste guia.

NBR 5419

Figura 45 – Exemplo de tensão de passo provocada por descarga atmosférica. Efeitos em seres quadrúpedes.

8. Diagrama de blocos para elaboração de um projeto de SPDA conforme a NBR 5419


Levantamento das características da edificação

Determinação da necessidade da proteção

Determinação do nível de proteção

Optar pelo tipo de proteção

Isolada

Agregada

Verificar massas e elementos metálicos

Verificar continuidade das armaduras estruturais

Externa

Definir subsistema de captação

Módulos fechados (Faraday)

Mastros verticais ou cabos suspensos (Franklin ou EGM)

Por massas metálicas aparentes

Natural

Definir subsistema de descidas

Condutor nu aparente (ex: cabo de cobre)

Condutores embutidos ou expostos (ex: barra chata de aço zincada)

282

Definir subsistema de aterramento

Armaduras das fundações ou partes metálicas eletricamente contínuas

Fazer Estratificação do Solo

Eletrodos verticais ou inclinados complementando o anel

Armadura estrutural dos pilares, postes e mastros enterrados

Eletrodos horizontal formando anel fechado

Equipotencializar elementos de massas metálicas para compor o SPDA interno

Elaborar Projeto executivo: Memorial descritivo com lista de material, desenhos e detalhes típicos

Figura 47 – Diagrama de blocos para auxílio na execução do projeto do SPDA

NBR 5419

Referências • IEC 61024-1 – Protection of structures against lightning – General principles (cancelada em 2006, substituída pela IEC 62305) • IEC 61024-2 – General principles – Guide B – Design, installation, maintenance and inspection of lightning protection systems (cancelada em 2006, substituída pela IEC 62305) • IEC 62305-1:2010 – Protection of Structures Against Lightning: General Principles • IEC 62305-2: 2010 – Risk Management • IEC 62305-3:2010 – Physical Damage and Life Hazard • IEC 62305-4:2010 – Electrical and Electronic Systems within Structures • NBR 13570:1996 – Instalações elétricas em locais de afluência de público • NBR 13571:1996 – Haste de aterramento aço-cobreada e acessórios – Especificação.

• NBR 14306:1999 – Proteção elétrica e compatibilidade eletromagnética em redes internas de telecomunicações em edificações – Projeto • NBR 15749:2009 – Medição de resistência de aterramento e de potenciais na superfície do solo em sistemas de aterramento • NBR 5410:2004/08 – Instalações elétricas de baixa tensão • NBR 5419:2005 – Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas • NBR 6323:2007 – Galvanização de produtos de aço ou ferro fundido – Especificação • NBR 7117:1981 – Medição da resistividade de solo pelo método dos quatros pontos (Wenner) • NBR IEC 60079-14:2009 – Atmosferas explosivas – Parte 14: Projeto, seleção e montagem de instalações elétricas • NR-10 (2004) – Segurança em instalações e serviços em eletricidade


283

NBR 5419


NR 10

284


285

NR 10


NR 10

286


Norma Regulamentadora No 10 Segurança em instalações e serviços em eletricidade

Sumário 1

Introdução

288

1.1

NR-10 – Força de lei

288

1.2 Aplicação da NR-10

288

1.3 Trabalho em proximidade

289

1.4 Normas regulamentadoras versus NBR

289

2

Medidas de controle dos riscos

290

3

Medidas de segurança elétrica

295

3.1 Medidas de proteção coletiva

295

3.2 Medidas de proteção individual

299

3.3 Segurança na construção, montagem, operação e manutenção das instalações elétricas

302

3.4 Serviços em instalações elétricas desenergizadas

303

3.5 Serviços em instalações elétricas energizadas e trabalhos envolvendo alta tensão

307

4

Áreas classificadas

312

5

Autorização do trabalhador

315 315

5.2 Treinamento do trabalhador

316

5.3 Controle médico

319

5.4 Resumo

320

6

320

Responsabilidades

NR 10

5.1 Formação do trabalhador

287


1 Introdução

288

A Norma Regulamentadora Nº 10 (NR-10) compõe o ordenamento jurídico nacional e, dessa forma, tem força de Lei. Ela trata de “Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade”, e dispõe sobre as diretrizes básicas para a implementação de medidas de controle e sistemas preventivos destinados a garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que direta ou indiretamente interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade nos seus mais diversos usos e aplicações e quaisquer trabalhos realizados nas proximidades das instalações elétricas. Ela é de competência do Ministério do Trabalho e Emprego – MTE e teve sua revisão dada pela Portaria 598 em 2004. Inicialmente, foi desenvolvido um texto básico pelos profissionais do MTE, submetido à consulta pública, discutida e finalizada pelo Grupo Técnico Tripartite da NR-10 – GTT10, organizado de forma tripartite e paritariamente por notáveis profissionais da área de segurança no trabalho com energia elétrica, representantes dos trabalhadores, dos empresários e do governo, conforme recomenda a OIT (Organização Internacional do Trabalho). Ao final dos trabalhos, o texto da atualização da NR-10 foi encaminhado ao Ministro do Trabalho e Emprego que o aprovou, colocando-a em vigor. O conteúdo da NR-10 está composto por 99 itens, três anexos e um glossário, sendo que, em sua Portaria de criação, foi instituída a Comissão Permanente Nacional sobre Segurança em Energia Elétrica – CPNSEE, também de formação tripartite e paritária ao Governo, Empregados e Empresários, com o objetivo de acompanhar a implementação da NR-10, assumir as demandas da sociedade e propor as adequações necessárias às dinâmicas alterações de processos, métodos, materiais e equipamentos, nas relações de trabalho com o caráter de promover o aperfeiçoamento contínuo da Norma Regulamentadora Nº 10.

NR 10

1.1 NR-10 - Força de lei No Brasil, é o Ministério do Trabalho e Emprego o órgão federal competente pela regulação das relações entre o capital e o trabalho e que, em 1942, instituiu a CLT – Consolidação das Leis do Trabalho, sendo o principal instrumento de regulação das relações trabalhistas e de reconhecida importância social. Na CLT foi introduzido o Capítulo V, específico sobre a Segurança e Medicina do Trabalho, acrescentando os artigos de números 154 a 201. Em 1978, o Ministério do Trabalho, em complementação ao Capítulo V da CLT, publicou a Portaria 3.214, contendo 28 NR-10s Regulamentadoras – NR, com o objetivo estabelecer as regulamentações adicionais e específicas em Segurança e Saúde no Trabalho. Posteriormente, foram publicadas mais seis Normas Regulamentadoras, totalizando, em 2011, 34 Normas Regulamentadoras em vigor, com a força de lei e de cumprimento compulsório. A NR-10 é uma das 34 NRs e se constitui num regulamento que integra o Ordenamento Jurídico Nacional (Figura 1). Portanto, a sua aplicação é passível de auditoria e punibilidade, constituindose em base para as decisões e sentenças que envolvam o assunto

junto ao Ministério da Justiça, tais como a responsabilização civil (indenizações), e criminal (prisões) e ações trabalhistas; o Ministério Público, tais como a paralisação dos serviços e a imposição de pesadas multas; o INSS – Instituto Nacional do Seguro Social com as ações regressivas; além, é claro, das ações fiscalizatórias do Ministério do Trabalho e Emprego, com a imposição de notificações, autuações, os embargos e as interdições (Figura 2). Constituição

Leis - Decretos

Constituição Federal Art. 7 / Art. 21 / Srt 22 Consolidação das leis do Trabalho CLT Portarias MTE 3.214 / 78

Portarias

Normas, Instruções e Regulamentação

Normas Regulamentadoras 34 Normas

Figura 1 – Ordenamento jurídico nacional e as normas regulamentadoras

É muito importante ressaltar que, pelo item 10.13.1 da NR-10, a responsabilidade de seu atendimento é “solidária” a contratantes e contratados. Isso significa que a empresa diretamente empregadora, empreiteiras, prestadoras de serviços, cooperativas, trabalhos avulsos, em suma, todos os envolvidos, independentemente da forma contratual, respondem por eventuais penalizações, indenizações, prisões, etc. AÇÕES PUNITIVAS Ministério do Trabalho e Emprego - notificações, multas, embargos ou interdições Ministério da Justiça - ações trabalhistas, cíveis, criminais Ministério Público do Trabalho - MPT - termos de ajustamento de conduta-TAC, multas vultuosas Ministério da Previdência Social - ações regressivas Figura 2 – Algumas consequências do descumprimento da NR-10

1.2 Aplicação da NR-10 Em seu caput introdutório, a NR-10 traz orientações objetivas quanto às suas finalidades e aplicações, resumindo e condicionando as disposições regulamentadas. Ela fixa os requisitos e condições mínimas necessárias ao processo de transformação das condições e trabalhos com energia elétrica, de forma a torná-las mais seguras e salubres. Deve-se ter atenção ao termo “condições mínimas” que denota a intenção de regulamentar o menor grau de exigibilidade. Desta forma, com esse conceito fica claro que há muito mais a ser estudado, desenvolvido e implantado no universo de medidas de controle e sistemas preventivos possíveis nesse campo de segurança elétrica das pessoas.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS A redação estende o conceito de “garantia em segurança e saúde” a todos os trabalhadores envolvidos, assegurando-lhes o direito quando houver intervenções e ações físicas do trabalhador com interferência direta ou indireta em serviços ou instalações elétricas. Ressalte-se que “Instalação Elétrica” está definida no glossário da NR-10 como “conjunto das partes elétricas e não elétricas associadas e com características coordenadas entre si, que são necessárias ao funcionamento de uma parte determinada de um sistema elétrico”. A abrangência da NR-10 é para todos os trabalhadores diretos, objetivamente envolvidos na ação, ou seja: eletricistas, montadores, reparadores, instaladores, mantenedores, técnicos, engenheiros, etc., bem como aos trabalhadores indiretos, sujeitos à reação, irregularidades ou ausência de medidas de controle e sistemas de prevenção, usuários de equipamentos e sistemas elétricos e outras pessoas não advertidas, tais como operadores de equipamentos elétricos em condição de perigo, todos os profissionais de manutenção envolvidos com sistemas elétricos, etc. Deve-se ressaltar que a NR-10, item 10.1.1, não trata de “empregado”, mas de “trabalhador”, conforme segue: •Empregado: Pessoa física que presta serviços de natureza não eventual a empregador, sob a dependência deste e mediante salário (CLT); •Trabalhador: Pessoa que vende a sua força de trabalho. Isso resulta na aplicação da NR-10 não somente às categorias organizadas, tais como os metalúrgicos, os eletricitários, os trabalhadores da construção civil, os petroquímicos, os têxteis etc., mas também e, sobretudo, aos trabalhadores menos organizados por categorias, como os autônomos, avulsos, eventuais, chapinhas, safreiros, ambulantes; domésticas, homem do campo, etc., independentemente de seus vínculos empregatícios, pois o cumprimento da NR-10 implica a proteção à vida do cidadão em seu trabalho, conforme impõe a Constituição Federal – “Art. 7º São direitos dos trabalhadores urbanos e rurais, além de outros que visem à melhoria de sua condição social: XXII – redução dos riscos inerentes ao trabalho, por meio de normas de saúde, higiene e segurança”. 1.3 Trabalho em proximidade No segundo item introdutório “10.1.2”, a NR-10 sujeita todas as atividades desde a produção ou geração até o consumo final da energia elétrica em suas mais diversas aplicações, abrangendo as seguintes etapas:

E, ainda, ela inova no momento em que abrange também

289 Figura 3 – Trabalho em proximidade

1.4 Normas regulamentadoras versus NBR A NR-10 impõe às pessoas e organizações que se atendam as normas técnicas oficiais estabelecidas pelos órgãos competentes. Certamente, a aplicabilidade da NR-10 não seria possível com algumas poucas páginas do texto aprovado, cujo objetivo principal é estabelecer as diretrizes de gestão e responsabilidade no trato das questões de medidas de prevenção e controle para garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade. Dessa forma, a NR-10 se alicerça nas normas técnicas oficiais estabelecidas pelos órgãos competentes e, na ausência ou omissão destas, nas normas internacionais aplicáveis. A Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT é uma entidade privada reconhecida pelo Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – CONMETRO e responsável pela normalização técnica, fornecendo a base necessária para a padronização técnica orientativa no Brasil. A ABNT produz as Normas Brasileiras – NB, desenvolvidas por voluntários. Tais Normas Brasileiras, quando registradas pela ABNT junto ao Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, e passam a ser identificadas como Norma Brasileira Registrada – NBR e tornam-se oficiais. No entanto, seu uso ou atendimento é de caráter voluntário pela sociedade, salvo

NR 10

• Projeto (planejamento, levantamentos, medições, etc.); • Construção (preparação, montagens e instalações); • Reformas (atualizações, modificações e ampliações); • Operação (supervisão, controles, ação e acompanhamento); • Manutenção (diagnóstico, reparação, substituição de partes e peças, testes).

os trabalhadores não ligados às intervenções ou contatos com os sistemas elétricos, mas que, por força de suas atividades, se aproximam de partes, conjuntos ou equipamentos energizados, mediante o conceito de “Trabalho em Proximidade”, definido como: “trabalho durante o qual o trabalhador pode entrar na zona controlada, ainda que seja com uma parte do seu corpo ou com extensões condutoras, representadas por materiais, ferramentas ou equipamentos que manipule”. Dessa forma, a NR-10 atinge, inclusive, os trabalhadores em ambientes circunvizinhos sujeitos às influências das instalações ou sistemas elétricos, tais como: trabalhadores nas instalações telefônicas, TV a cabo, iluminação pública, podas da arborização, em estruturas de distribuição e transmissão de energia elétrica, ou trabalhadores em geral, que, apesar de não realizarem quaisquer atividades com essas estruturas, equipamentos ou partes elétricas, realizam suas atividades e serviços na zona controlada definida no anexo II da NR-10. Ainda amparados por esse conceito estão os mecânicos, técnicos de manutenção, pessoas de limpeza em áreas ou ambientes elétricos, pessoas de supervisão e de controle, que, por força de suas atividades, se envolvem com instalações elétricas (Figura 3). Esse assunto será tratado com mais detalhe adiante.


290

quando explicitado em um instrumento do Poder Público (lei, decreto, portaria, normativa, etc.) ou quando citadas em contratos. Então, as instalações elétricas e serviços com eletricidade devem atender as prescrições fixadas nas normas técnicas aplicáveis ao perfeito funcionamento das instalações e à segurança das pessoas e, logicamente, dos trabalhadores. Assim, citamos algumas NBRs de interesse do assunto: NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão; NBR 14039 – Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV; ABNT NBR IEC 60079-14:2006 – Equipamentos elétricos para atmosferas explosivas; NBR 8674 – Execução de sistemas fixos automáticos de proteção contra incêndio, com água nebulizada para transformadores e reatores de potência; NBR IEC 60947-1 – Dispositivos de manobra e comando de baixa tensão; e outras tantas normas que são aplicáveis às instalações e serviços com eletricidade. Nesse mesmo item 10.1.2, a NR-10 ainda estabelece que, em situações onde as normas técnicas nacionais forem omissas ou insuficientes, é passível de aplicação as normas técnicas internacionais relativas ao assunto. Pode-se destacar alguns códigos ou normas internacionais de reconhecido valor e aplicação, tais como IEC – Internacional Electrotecnical Commission; Normas ISO, NFPA 70 – National Electrical Code, etc. A leitura do texto da NR-10 conduzirá o leitor a concluir que se trata de uma Norma de Gestão com caráter legal de responsabilidades civis e criminais. Dessa forma, o alcance da NR-10 associado à complexidade dos assuntos tratados não são passíveis de execução com algumas poucas páginas do texto nela publicado, razão pela qual é fundamental para os responsáveis pelo atendimento à NR-10 se servirem das especificações e orientações desenvolvidas pelas NBRs, como extensão da Norma Regulamentadora nº 10. Apesar da não compulsoriedade das NBRs, é fundamental dedicar total atenção a elas, pois tais documentos constituem fontes inequívocas de especificações e orientações aplicáveis ao pleno atendimento da NR-10.

2 Medidas de controle dos riscos Quando se trata de eletricidade, fica intrínseca a potencialidade e a gravidade dos riscos à integridade física das pessoas que interagem direta ou indiretamente com esse tipo de energia, o que gera a

necessidade de medidas de controle e de responsabilidade nos trabalhos de gerenciamento dos riscos elétricos. Os riscos potenciais da energia elétrica são (Figura 4): • Choque elétrico e queimaduras resistivas e internas; • Queimaduras provocadas pela energia térmica do arco elétrico; • Quedas; • Doenças pelos efeitos eletromagnéticos; • Perdas (incêndios, explosões, danos a equipamentos, etc.). As medidas de controle determinadas no item 10.2 da NR-10 são ações estratégicas de prevenção destinadas a eliminar, reduzir ou manter sob controle as incertezas e os eventos indesejáveis, que possuam a capacidade potencial para causar lesões ou danos à integridade física ou à saúde dos trabalhadores e, até mesmo, produzir perdas materiais. O estudo, desenvolvimento, implantação e acompanhamento das medidas de controle geram a necessidade de planejamento de um programa de “gerenciamento de riscos”, definido como uma ciência que possibilita às pessoas conviver de maneira segura com os riscos a que estão expostos e controlar os perigos que deles possam surgir. Tem a função de administrar as medidas de proteção às pessoas, aos recursos materiais e ao meio ambiente. Uma empresa que se propõe ao sucesso deve implantar um programa de gerenciamento de riscos orientado por uma política de valores capaz de planejar, alocar e gerir recursos, ações, iniciativas, princípios e estratégias para eliminar ou mitigar os riscos ocupacionais, controlar e melhorar continuamente a segurança e saúde dos trabalhadores e, consequentemente, melhorar o desempenho nos negócios e estabelecer uma imagem responsável perante o mercado. Técnicas de análise de riscos As técnicas de análise de riscos, determinadas no item 10.2.1 da NR-10, constituem-se num instrumento de grande utilidade no gerenciamento e controle do agente de risco “Energia Elétrica”. Devem identificar a existência do risco elétrico, dimensionar o grau de exposição do trabalhador e conduzir à seleção de medidas de controle adequadas à proteção coletiva, à proteção individual, à proteção do meio ambiente e aos procedimentos de trabalho seguro.

Riscos potenciais da eletricidade • diretos

choques elétricos

- parada cardiorrespiratória, fibrilação - queimaduras resistivas e internas queimaduras por arcos voltaicos (flash) efeitos eletromagnéticos

• indiretos

impactos e quedas

NR 10

queimaduras por contato

Figura 4 – Riscos potenciais da eletricidade

Riscos ao patrimönio incêndios; explosões; corrosão eletrolítica.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Deverá ser aplicada em conformidade com a metodologia de “análise de riscos” na fase de projeto, planejamento das atividades de construção, ampliação, modificação, manutenção, inspeção e operação de sistemas, de forma a antecipar todos os possíveis eventos indesejáveis, possibilitando a adoção de medidas preventivas à segurança e saúde do trabalhador, do usuário e de terceiros, do meio ambiente e até mesmo evitar danos aos equipamentos e edificações, assim como evitar a interrupção dos processos produtivos. Uma correta aplicação da análise de risco conduzirá ao desenvolvimento de padrões de segurança como os procedimentos de trabalho, checklists, instruções e treinamentos, etc. Na prática, as técnicas de análise de riscos devem estar baseadas em algumas ferramentas operacionais, tais como: APR (Análise Preliminar de Riscos); AMFE (Análise do Modo de Falha e Efeitos); HAZOP (Estudo de Operabilidade e Riscos); WIF (What if/Checklist); ART (Análise de Risco de Tarefa ); APP (Análise Preliminar de Perigo); dentre outras (Figuras 5 e 6). É importante ressaltar que o item 10.2.2 impõe que as medidas adotadas de controle dos riscos elétricos “devem integrar-se” às demais medidas e iniciativas de preservação da segurança, saúde e do meio ambiente da empresa. Ou seja, as medidas de controle do risco elétrico adotadas pela organização devem integrar um programa geral de administração dos riscos, o que lhe impõe uma forte característica gerencial e com responsabilidade no atendimento a alguns tópicos da NR-10, a seguir destacados: • Análise de riscos; • Esquemas elétricos unifilares; • Prontuário das instalações elétricas; • Responsabilização técnica pelos serviços elétricos; • Relatórios de inspeções técnicas; • Sistemas e controles de desenergização com o bloqueio de fontes elétricas; • Aplicação de medidas de proteção coletiva (tensão de segurança, DR, invólucros, etc.); • Controles nos projetos de instalações elétricas;

• Controles dos riscos adicionais: trabalho em altura; confinamento, campos elétricos, etc.; • Aterramento elétrico e equipotencialização; • Equipamentos de Proteção Individual – EPI; • Certificações e testes de rigidez dielétrica nos EPI e EPC; • Classificação de áreas e certificações de dispositivos e equipamentos destinados a áreas com atmosferas explosivas; • Controle do trabalho individualizado em serviços com alta tensão e SEP; • Treinamentos de segurança em instalações e serviços com eletricidade; • Controle de qualificação e capacitação dos trabalhadores próprios e terceirizados; • Liberação e administração das autorizações para trabalho com eletricidade; • Controles de procedimentos de trabalho e ordens de serviços elétricos; • Controles na implementação da NR-10 para prestadores de serviços e empresas contratadas; • Adoção de plano de emergência, métodos e meios de resgate adequados às atividades. A seguir são detalhados alguns tópicos mencionados anteriormente: Esquemas elétricos unifilares Os esquemas unifilares constituem-se numa exigência bem elementar de documentar as instalações elétricas e são exigidos no item 10.2.3 para todos os estabelecimentos, independentemente da potência instalada, área do prédio, atividade econômica, número de trabalhadores, etc. Estes esquemas, além da representação gráfica dos componentes elétricos e as suas relações funcionais, devem estar acompanhados de dados e especificações das medidas de proteção utilizadas em geral e, especialmente, do sistema de aterramento elétrico. Trata-se N° Data

ANÁLISE DE RISCOS DE TAREFAS ART Descrição da atividade / serviço Área / Local

291

Preparada por: Procedimento seguro de trabalho recomendado

Riscos Potenciais

Sequência das tarefas da atividade

EPI - Equipamento de proteção individual

Recomendações de segurança (gerais e específicas) Equipamentos de proteção coletiva necessários Responsáveis pela execução da atividade Departamento Solicitante

Nome

Assinatura

Cargo

RE

Telefone

Coordenador do Serviço

Nome

Assinatura

Cargo

RE

Telefone

Observações Finais Aprovação da equipe Técnico Segurança EPS

Executante do Serviço

Técnico Segurança

Data

Hora

NR 10

Figura 5 – Exemplo de ART

Especialista Técnico na Atividade


SITUAÇÃO: Parada Programada ( )

Parada de Emergência ( )

Atividade Nova ( )

LOCAL DE TRABALHO:

DEPARTAMENTO:

N° Data

01/04

ANALISE PRELIMINAR DE RISCOS Melhoria ( )

Obra Nova ( )

(RE) Reforma Especial ( )

EQUIPAMENTO/MÁQUINA/INSTALAÇÃO:

(GR) Grande Reparação ( )

DESCRIÇÃO DA ATIVIDADE:

POSSÍVEIS RISCOS DA ATIVIDADE: (

) Poeira

(

) Queda em mesmo nível

(

) Ação de ser vivo (cobra, etc.)

(

) Ferramenta/Equipamento danificado

(

) Rompimento de corrente

(

) Prensamento por

(

) Ruido excessivo

(

) Local úmido ou encharcado

(

) Pressão hiperbárica

(

) Rompimento de corda

( ( ( ( ( ( ( ( ( (

) Prensamento entre

(

) Impacto sofrido por

(

) Impacto contra

(

) Ser atingido por

(

) Queda de Objeto

(

) Queda de escada

(

) Queda de altura

(

) Queda de nível diferente

(

) Contato com óleo/graxa

(

) Atropelamento

(

) Iluminação deficiente

(

) Radiação não ionizante

(

) Aprisionamento entre

(

) Atrito, abrasão, perfuração

(

) Esforço excessivo

(

) Contato com temperatura

(

) Exposição temperatura

(

) Radiação ionizante

(

) Escape de barras

(

) Lambada por estouro

(

) Gases/Vapores

(

) Movimentação de carga suspensa

(

) Transitar sob carga suspensa

(

) Projeção de objetos

(

) Projeção material incandescente

(

) Partículas volantes

(

) Incêndio/Explosão

(

) Ferramenta inadequada

(

) Peças em movimento

(

) Peças cortantes/escoriantes

(

) Piso escorregadio/irregular/instável

(

) Terreno inclinado

(

) Produtos inflamáveis

(

) Produtos tóxicos

(

) Produtos corrosivos

(

) Presença de água

(

) Trabalho em local confinado

(

) Trabalho em local semi-confinado

(

) Projeção de material liquefeito

(

) Substância/Material quente

(

) Rompimento de cabo de aço ) Desmoronamento

) Movimentação ferroviária ) Descargas elétricas

) Trabalho com eletricidade

) Patolamento próximo escavações ) Patolamento parcial

) Contato com lã de vidro/fibra cerâmica

) Trabalho com circuito elétrico energizado ) Equipamento/Veículo inadequado

Outros: Especificar no verso se necessário. ATIVIDADES

RISCOS VERIFICADOS

AÇÕES OBRIGATÓRIAS DE SEGURANÇA (Gerais e Específicas)

PESSOAS TREINADAS PARA A ATIVIDADE NOME

RE

RECURSOS MATERIAIS NECESSÁRIOS: Máquina de Solda ( ) Aparelhos de Oxi-corte ( Ferramentas Manuais (

)

Ferramenta Pneumática (

Outros: Especificar no verso se necessário.

292

) Furadeira ( ) Tirfor (

)

)

FUNÇÃO

Lixadeira (

Guindaste (

)

)

ASSINATURA

Talha Catraca ( Escada (

)

)

Cabo de Aço ( Compressor (

)

)

Corda/Corrente (

)

Veículo leve/Caminhão (

)

RECOMENDAÇÕES DE SEGURANÇA (GERAIS E ESPECÍFICAS): EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO INDIVIDUAIS E OBRIGATÓRIOS:

RESPONSÁVEIS PELA EXECUÇÃO DA ATIVIDADE:

EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO COLETIVA NECESSÁRIOS:

Dept° Solicitante

NOME:

ASSINATURA:

CARGO:

RE:

TELEFONE:

COORDENADOR DO SERVIÇO

NOME:

ASSINATURA:

CARGO:

RE:

TELEFONE:

DATA

HORA

OBSERVAÇÕES FINAIS: APROVAÇÃO DA EQUIPE: Técnico Segurança EPS

Especialista Técnico na Atividade

Segurança

Brigada Emergência XXXXXX

TELEFONES ÚTEIS:

Executante do Serviço Portaria X

Técnico Segurança Meio Ambiente X

NR 10

Figura 6 – Exemplo de APP

de um elemento de fundamental importância para a segurança de trabalhadores, usuários, e dos demais equipamentos e dispositivos de proteção que integram a instalação elétrica, tais como, fusíveis, disjuntores, chaves e outros componentes associados à proteção. Os esquemas são imprescindíveis à consulta dos trabalhadores para estudos, modificações, reparos e atualizações. O esquema unifilar não é senão a expressão mais simples e objetiva da instalação elétrica, mas para o trabalhador autorizado é o documento que informa, facilita e permite a realização de realizar um trabalho mais seguro. Na inexistência ou na desatualização dessas documentações, poder ser originadas as incertezas e surpresas que, invariavelmente, conduzem a eventos indesejáveis quando da realização de serviços. Finalmente, o item estabelece a obrigatoriedade de atualização permanente com as alterações ou modificações implantadas ao longo do tempo na instalação elétrica.

Prontuário de instalações elétricas Ao regulamentar a obrigatoriedade de documentar a instalação elétrica, os itens 10.2.4 e 10.2.5 da NR-10 promoveram a oportunidade de gestão responsável, permitindo assim a disponibilização de informações e a realização de planejamento, estudos e pesquisas pelos trabalhadores e demais interessados, contribuindo para a promoção de ações de segurança e de auditoria fiscalizadora. A exigência da NR-10 para os estabelecimentos com carga instalada superior a 75 kW tem o objetivo de produzir, sob a responsabilidade da empresa, uma memória dinâmica da instalação elétrica, dos procedimentos de trabalho, dos sistemas e medidas de proteção, das realizações de treinamentos, capacitações, contratações, certificações, especificações, testes de rigidez dielétrica, enfim, da organização das instalações e serviços elétricos.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Os documentos relativos às instalações elétricas raramente eram conhecidos pelos trabalhadores ou usuários que interagem com as instalações e serviços elétricos, devendo, doravante, ser organizada em um “Prontuário das Instalações Elétricas”, mantido pelo empregador ou por pessoa formalmente designada pela empresa, permanecendo à disposição dos trabalhadores e demais interessados envolvidos com instalações e serviços em eletricidade, incluindo-se as autoridades. O Prontuário deve ser revisado e atualizado periodicamente. Desta forma, a reunião das informações e documentos sobre a instalação elétrica será feita através de um Prontuário, que poderá ser uma pasta, um manual, um arquivo, um sistema microfilmado, ou até mesmo um sistema informatizado, ou a combinação destes, desde que o seu conteúdo seja imediatamente acessível, quando necessário, respeitadas as limitações de capacidade, autorização e área de atuação dos envolvidos. Essa exigência destina-se aos estabelecimentos com potência instalada superior a 75 kW, que é o limite superior de potência determinado para fornecimento pelas concessionárias diretamente em baixa tensão, conforme resolução da ANEEL nº 486 de 29/11/2000. Há exceções à regra (zona rural; distribuição subterrânea), em que são adotados outros valores de potência como limites do tipo de fornecimento. Assim, para efeito da NR-10, foi fixado o valor de 75 kW de potência instalada para o consumidor individual. No caso de fornecimento para prédios e condomínios, que têm como característica a entrada de energia elétrica dita “coletiva”, os consumidores deverão ser considerados individualmente. O consumo das áreas comuns (bombas, elevadores, piscinas, escadarias, garagem, etc.) tem medição independente, geralmente chamada de “administração”. A partir desse valor de 75 kW de potência instalada, o fornecimento ao consumidor se dará pela concessionária de energia elétrica habitualmente em média/ alta tensão, com uma cabine de transformação, posto blindado, transformador montado em poste ou de outra forma segundo a padronização da concessionária local. As documentações necessárias ao prontuário das instalações elétricas são: a) conjunto de procedimentos e instruções técnicas e administrativas de segurança e saúde, implantadas e relacionadas a esta NR, e descrição das medidas de controle existentes Este item determina que o prontuário integre todos os procedimentos operacionais, as instruções técnicas e as instruções administrativas relacionadas aos serviços elétricos, contendo as medidas implantadas de controle do risco elétrico e que devem ser de conhecimento e obediência pelos trabalhadores. São as regras básicas e fundamentais para a intervenção nas instalações. Os procedimentos mencionados serão objeto de detalhamento no item 10.11, devendo conter os passos do trabalho, as responsabilidades, as observações quanto aos riscos existentes e as medidas de proteção a serem observadas.

c) especificação dos equipamentos de proteção coletiva e individual e o ferramental Determina-se que sejam incluídos no prontuário: as especificações dos equipamentos de proteção coletiva (cestos aéreos, varas de manobra, conjuntos de aterramento, sistemas de bloqueio, etc.) e de proteção individual (calçado de segurança elétrica, luvas isolantes, vestimentas de proteção, etc.), assim como o ferramental de uso dos trabalhadores envolvidos com eletricidade. Naturalmente, essas especificações devem ser o resultado de um estudo para a correta aplicação e adequação dos equipamentos à realidade da empresa e das instalações, que deverá ser precedido pela análise de risco da atividade. Os equipamentos de proteção individual devem possuir o Certificado de Aprovação – CA, segundo a legislação vigente (NR-6 do MTE). Tratando-se de equipamentos de proteção coletiva, as especificações devem ser claras quanto ao uso, limitações, e características, com ênfase aos aspectos relacionados à segurança com eletricidade. Níveis de isolamento, capacidade de corrente suportável pelos conjuntos de aterramento temporário, fixação de barreiras, sistemas de bloqueio de fontes, etc., assim como as medidas administrativas necessárias a suas corretas aplicações. Na listagem das ferramentas, devem ser observadas fundamentalmente a sua finalidade, descrição das características e seus limites ao uso em instalações elétricas. Especial atenção deverá ser dada aos sistemas de bloqueio de fontes e aos aparelhos de medição (multímetros) que deverão ser adequados à grandeza a se medir e de categoria apropriada ao tipo e local de utilização, conforme a IEC 61010-1.

293

d) documentação comprobatória da qualificação, habilitação, capacitação, autorização dos trabalhadores e dos treinamentos realizados Muitas empresas mantêm trabalhadores próprios e também contratam terceirizados que realizam os serviços em eletricidade, devendo controlar os certificados das pessoas com qualificação ou produzir os documentos de capacitação formal, conforme prescreve a NR-10. Esta alínea “d” estabelece a inclusão no prontuário dos documentos tratados no tópico 10.8 da NR-10, referente ao processo de autorização, devendo constar os documentos de qualificação (da instituição oficial de ensino); da habilitação (do conselho de classe);

NR 10

b) documentação das inspeções e medições do sistema de proteção contra descargas atmosféricas e aterramentos elétricos

São documentos das avaliações da infraestrutura de aterramento elétrico das instalações e do sistema de proteção contra descargas atmosféricas, bases das medições, seus resultados e não conformidades. A frequência e a natureza das inspeções e medição de aterramentos são determinadas por norma técnica específica da ABNT (NBR 5419) e dependem de vários fatores, como a finalidade de uso da edificação, o grau de proteção e o sistema utilizado. As inspeções devem ser de responsabilidade exclusiva de profissionais técnicos legalmente habilitados, de acordo com as suas atribuições profissionais, conforme determina a legislação específica do CONFEA – Conselho Federal de Engenharia e Arquitetura.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS da capacitação (da formação e desenvolvimento do trabalhador realizado na própria empresa); dos treinamentos de segurança básico, complementar e as reciclagens; e da autorização formal dada pela empresa ao trabalhador (contrato, carteira profissional, etc.). e) resultados dos testes de isolação elétrica realizados em equipamentos de proteção individual e coletiva Determina a organização dos resultados de testes dielétricos realizados, iniciais e periódicos, nos equipamentos de proteção, coletivos (cestos, varas de manobra, etc.) e individuais (calçado, luvas, etc.), e ferramental (alicates, chaves, etc.) dotados de isolação elétrica, conforme regulamentações, quando houver, especificações e recomendações. Tais testes são objeto de exigência específica do item desta NR-10, que trata de trabalhos com instalações energizadas. f) certificações dos equipamentos e materiais elétricos em áreas classificadas

294

Trata da documentação de certificação dos equipamentos e dispositivos elétricos utilizados em áreas classificadas, cuja obrigatoriedade está expressa na Portaria 176 de 17.07.2000, quando o SINMETRO regulamentou a exigência de certificação desses equipamentos e materiais. Respeitando-se a regulamentação, os equipamentos e dispositivos elétricos destinados às áreas classificadas, adquiridos antes da data da publicação dessa portaria, estão isentos de certificação nos moldes regulamentados. Contudo, deverão comprovar que são e estão seguros, mediante a apresentação de certificados estrangeiros, laudos, declarações ou catálogos dos fabricantes ou declarações de profissionais legalmente habilitados juntos ao prontuário. g) relatório técnico das inspeções atualizadas com recomendações, cronogramas de adequações, contemplando as alíneas de “a” até “f”

NR 10

Obriga o estabelecimento a realizar uma auditoria periódica da condição de segurança das instalações elétricas, devendo resultar em um documento “relatório técnico” contendo as não conformidades com as regulamentações de interesse, as recomendações de regularização, as propostas de adequação e as melhorias cabíveis. As ações de regularização deverão ser devidamente programadas para períodos aceitáveis, em cronograma executivo de regularizações. Independentemente da carga instalada, essa determinação de organização do “Prontuário das Instalações Elétricas” foi também direcionada às empresas do sistema elétrico de potência – SEP, item 10.2.5, assim denominadas as empresas de geração, transmissão ou distribuição, devendo essas empresas do setor elétrico, além dos documentos acima descritos, possuírem também: • descrição dos procedimentos para emergências

São procedimentos para contingências de ordem geral, que os

trabalhadores autorizados deverão conhecer e estar aptos a adotálos nas circunstâncias em que se fizerem necessários. Essa medida é função do risco e das condições do trabalho em áreas externas, sujeitas a diversas variáveis, cujo controle não está totalmente nas mãos dos trabalhadores, como as interferências de veículos em vias públicas, intempéries, ações de pessoas negligentes, sabotagens, bem como os reflexos dessas ocorrências nas áreas internas, que determinam a necessidade de serem preestabelecidos procedimentos genéricos emergenciais. • certificações dos equipamentos de proteção coletiva e individual Os certificados de aprovação – CA dos EPIs conforme determina a NR-6 e certificados de equipamentos de proteção coletiva específicos ao SEP, quando representados por uma peça, dispositivo, equipamento ou conjunto, deverão ser organizados e mantidos no prontuário. Também as empresas que realizam serviços nas proximidades do SEP, assim entendidas as prestadoras de serviços contratadas pelas concessionárias de energia elétrica, outras empresas que compartilham o mesmo posto de trabalho (torres, postes, subestação, etc.), circunscrito aos limites estabelecidos no anexo II da NR-10, tais como as empresas de telefonia, TV a cabo, iluminação pública, de poda de árvores e suas contratadas, estão obrigadas a constituir um prontuário contemplando as alíneas “a”, “c”, “d” e “e”, do item 10.2.4 e alíneas “a” e “b” do item 10.2.5. Especial atenção deve ser dada ao fato de que o prontuário é uma memória documental da realidade (as built), pressupondo-se que instalações elétricas, serviços, trabalhadores, etc. são dinâmicos. Dessa forma, o item 10.2.6 da NR-10 reafirma a responsabilidade do empregador quanto à obrigatoriedade de disponibilizar aos trabalhadores e de atualização do prontuário de acordo com o dinamismo das mudanças, podendo, a seu critério, delegar tal responsabilidade a pessoas designadas formalmente. Contudo, o empregador deve eleger (selecionar, designar, contratar) para tal atribuição pessoas com habilitação e capacidade técnica específicas. A obrigação de disponibilizar o prontuário aos trabalhadores legitima o direito de saber dos envolvidos, e promove melhores condições de estudo, análise e conhecimento, evitando que o trabalho possa ocorrer sem o pleno domínio do conhecimento e das circunstâncias de sua realização. Impondo o respeito às atribuições e competências profissionais, o item 10.2.7 da NR-10 determina que os documentos técnicos integrantes do prontuário sejam elaborados por “profissional legalmente habilitado”. Assim, se a qualidade e especificidades dos documentos necessários ao prontuário exigirem as atribuições e competências do técnico, do engenheiro eletricista, do engenheiro de segurança, do médico, do advogado, de acordo com as suas atribuições profissionais regulamentadas e controladas por seu conselho de classe, então a tarefa deverá ser confiada a esse profissional. Está subentendido que as pessoas não poderão realizar trabalhos para os quais não estejam habilitadas, competência que é regulada pelos conselhos profissionais de classe, cabendo ao empregador a gestão de tais competências e responsabilidades profissionais.


3 Medidas de Segurança Elétrica Vários itens da NR-10 tratam de medidas de segurança elétrica para proteção das pessoas, mais especificamente os itens que tratam de medidas de proteção coletiva (10.2.8); medidas de proteção individual (10.2.9); seguranças na construção, montagem, operação e manutenção (10.4); segurança em instalações elétricas desenergizadas (10.5); segurança em instalações elétricas energizadas (10.6); e trabalhos envolvendo alta tensão (10.7). 3.1 Medidas de proteção coletiva As medidas de proteção coletivas, na sua grande maioria, são inerentes à própria instalação e abrangem o coletivo dos trabalhadores, usuários e terceiros expostos à mesma condição, por se servirem da mesma instalação. O objetivo dessas medidas é eliminar ou reduzir, com controle, eventos indesejáveis, com o propósito de preservar a integridade física das pessoas. O item 10.2.8 da NR-10 estabelece várias formas de proteções coletivas nas instalações elétricas, não somente regulamentadas para a proteção dos eletricistas, mas sim de todos os trabalhadores e pessoas que possam estar, direta ou indiretamente, expostos aos efeitos da energia elétrica. A seguir são indicadas as principais medidas de proteção coletiva tratadas na NR-10. 3.1.1 Desenergização A forma mais simples de eliminar totalmente os riscos com eletricidade é eliminar a presença dessa energia. Dessa forma, a NR-10 tornou prioritária essa medida de segurança, respeitando seus limites de aplicação. A eliminação da energia elétrica é denominada na NR-10 como “desenergização” e está imposta pelo item 10.2.8.2. Por ser de extrema importância, foi pormenorizada passo a passo no item 10.5 da NR-10, o qual será discutido mais adiante. 3.1.2 Tensão de segurança

3.1.3 Proteção básica e proteção supletiva Há outras medidas de proteção coletiva contra choques elétricos chamadas de “básica” e “supletiva”. A proteção básica (contra contatos diretos) pode compreender: isolação das partes vivas; uso de barreiras ou invólucros de proteção; obstáculos; colocação fora do alcance das pessoas; uso de dispositivos de proteção à corrente diferencial–residual; e limitação de tensão. A proteção supletiva (contra contatos indiretos) é prevista por meio de medidas que incluem a adoção de equipotencialização e seccionamento automático da alimentação, o emprego de isolação suplementar e o uso de separação elétrica individual. Muitas dessas medidas de proteção nos rodeiam e, de tão familiares, nem as percebemos como tal, já que integram os aparelhos elétricos, as máquinas e as instalações. Estão tão integradas que, às vezes, a sua função de proteção fica diminuída diante da função decorativa que podem representar, tais como as placas (espelhos) comuns dos interruptores e tomadas embutidas nas paredes, assim como os quadros e painéis elétricos e a isolação dos fios e cabos elétricos que, em conjunto com barreiras, obstáculos e outras formas de segregar as partes energizadas da instalação elétrica, estão dispostos no item 10.2.8.2.1 da NR-10 e tem a finalidade de impedir o acesso ou contato da pessoa (trabalhador) com partes vivas (energizadas) da instalação elétrica.

295

3.1.3.1 Proteção básica a) Isolação das partes vivas A isolação das partes vivas consiste na separação das partes energizadas mediante a aplicação de materiais eletricamente isolantes, de forma a impedir a passagem de corrente elétrica (tratado no Anexo B da NBR 5410). Um exemplo de isolação das partes vivas são os fios e cabos elétricos nos quais se aplica um material isolante (plásticos, elastômeros, etc.) sobre os condutores metálicos de forma a impedir todo contato com o metal energizado (Figura 7). Essa isolação deverá ser tal que só possa ser removida através de sua destruição. As tintas, vernizes, lacas e produtos análogos aplicados diretamente

Figura 7 – Cabos isolados são exemplos de medida de proteção por isolação das partes vivas

NR 10

A medida de proteção prioritariamente subsequente à desenergização é o uso de tensão de segurança, conforme prevê o mesmo item 10.2.8.2. A tensão de segurança é uma medida de proteção coletiva que emprega a extrabaixa tensão (EBT) como tensão máxima, a qual se pode expor o corpo humano sem a ocorrência de choque elétrico. Sua especificação está estabelecida conforme a natureza da corrente elétrica (corrente contínua ou corrente alternada) e as influências externas (ambientais) que possam promover a variação da resistência elétrica do corpo humano e contato com potencial de terra. A tensão de segurança utiliza o conceito da extrabaixa tensão como medida de proteção das pessoas contra os choques elétricos e está tratada na NBR 5410:2004 no item 5.1.2.5 sob o título de SELV (Separated Extra Low Voltage) e PELV (Protected Extra Low Voltage). Sua aplicação correta exige o atendimento de uma série de requisitos específicos, conforme indicado na NBR 5410.

São vários os exemplos de emprego de EBT nos equipamentos e instalações com que convivemos diariamente. O telefone (48 Vcc), o computador portátil (19,5 Vcc), a iluminação da piscina (12 Vca), instalações hospitalares para controle de pacientes e uma série de aplicações, priorizando sempre a segurança do homem.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS sobre os condutores não são considerados como uma isolação suficiente no elenco da proteção contra os contatos diretos. b) Invólucros Os invólucros são considerados como medida de proteção coletiva básica, que integra o conceito de isolação das partes vivas, consistindo em dispositivos ou componentes envoltórios de segregação das partes energizadas com o ambiente, destinados a impedir qualquer contato com partes internas energizadas. São exemplos dessa medida de proteção coletiva os quadros, caixas, gabinetes, painéis, bastidores, etc., assunto tratado no Anexo B da NBR 5410 (Figura 8).

Figura 9 – Exemplos de barreiras

As barreiras e os invólucros devem ser capazes de resistir às solicitações mecânicas, elétricas ou térmicas às quais possam ser submetidos em uso normal e também devem ser fixados de forma segura, possuindo uma robustez e durabilidade suficientes para manter os graus de proteção (IP) com a adequada separação das partes vivas nas condições normais de serviço, levando-se em conta as condições das influências externas relevantes.

296

d) Obstáculos

Figura 8 – Invólucros: caixa de passagem, quadro, painel elétrico

NR 10

c) Barreiras Outra medida de proteção coletiva bastante utilizada são as barreiras, dispositivos que impedem todo e qualquer contato com as partes vivas. As barreiras, para assim se caracterizarem, só podem ser removíveis com o uso de chaves ou ferramentas (Figura 9). A barreira é associada à “regra do dedo”, que visa impedir que as partes energizadas sejam acessadas pelos dedos. Neste sentido, as barreiras não devem apresentar aberturas que permitam a inserção de um corpo sólido com diâmetro superior a 12 mm (tratado no Anexo B da NBR 5410 – Grau de Proteção IP2X).

Com algumas restrições, também podem ser consideradas medidas de proteção coletiva os “obstáculos”. Eles são elementos que impedem o contato acidental ou a aproximação física não intencional das partes vivas, porém não impedem o contato por ação deliberada. São exemplos de obstáculos as correntes, fitas, cordões, cones, corrimãos, barras, etc. É importante notar que essa medida de proteção é considerada parcial, porque não se aplica a toda e qualquer pessoa, mas apenas a pessoas consideradas advertidas, isto é, pessoas com informações e conhecimentos suficientes para se prevenirem dos efeitos danosos da eletricidade, normalmente pessoal de operação, manutenção e técnicos de um modo geral, que foram treinados, instruídos e por isso autorizados (classificados como BA4 e BA5 pela NBR 5410). e) Colocação fora de Alcance Consiste em manter as partes vivas suficientemente distantes de forma que as pessoas não as alcancem acidentalmente. A NBR-5410 determina que a zona de alcance normal compreende um volume com altura de 2,5 m acima do piso, 1,25 m além do fim do piso, 1,25 m abaixo do piso e 0,75 m por baixo do piso. Da mesma forma como os obstáculos, essa medida só é válida para os locais onde o acesso é restrito a pessoas BA4 e BA5.


Fusível NH

Disjuntor

Díspositivo DR

Fusível Diazed

Figura 10 – Exemplos de dispositivos para seccionamento automático da alimentação

3.1.3.2 Proteção supletiva a) Seccionamento automático da alimentação Outra medida de proteção coletiva fartamente empregada nas instalações elétricas e determinada no item 10.2.8.2.1 da NR-10 é o seccionamento automático de alimentação. Consiste num princípio de proteção contra curtos-circuitos e sobrecargas elétricas e também para proteção contra choques por contatos indiretos. O seccionamento automático de alimentação é utilizado como proteção para impedir que, na ocorrência de falta (contato) entre parte viva e massa ou parte viva e o condutor de proteção, sejam originadas tensões de contato superiores ao limite denominado por “máxima tensão de contato permissível” com duração superior a tempos predeterminados estabelecidos na NBR 5410. Essa medida de proteção utiliza dispositivos, tais como disjuntores, fusíveis, DR, etc., que fazem a abertura de um circuito elétrico (seccionamento) de forma automática mediante a ocorrência de “falta”, interrompendo assim a alimentação elétrica do circuito (Figura 10). A aplicação do princípio de proteção por “seccionamento automático da alimentação” e outras medidas de proteção contra os choques elétricos por contatos indiretos, chamada de proteção supletiva, depende da existência de uma infraestrutura de aterramento elétrico eficiente, da forma de equipotencialização

das massas, ou seja, do esquema de aterramento utilizado, das influências externas dominantes (umidade, etc.) e da existência de proteções adicionais (NBR 5410 – item 5.1.2.2.4), que será analisado a seguir. b) Proteção por separação elétrica Considerada pela NBR 5410 como proteção supletiva (contra contatos indiretos), a proteção por separação elétrica é aquela em que a origem da instalação, a fonte, é representada por um transformador de separação de classe II, com relação de transformação geralmente 1:1 (Figura 11). Neste sistema, existem limitações para a tensão de operação e para o comprimento do circuito. É uma medida de proteção útil em processos críticos, tais como os que ocorrem em salas de cirurgia, que não podem ser interrompidos por conta de um defeito elétrico na primeira falha, de modo que possam continuar a operar com segurança até que se realize a regularização dessa primeira falta. Outra maneira de fazer a separação elétrica é utilizar circuitos separados para cada equipamento. O circuito de separação elétrica deve ser alimentado por intermédio de uma fonte de separação, isto é, um transformador de separação ou uma fonte de corrente que assegure um grau de segurança equivalente ao do transformador de separação. Por exemplo, um grupo motor gerador com enrolamentos que forneçam uma separação equivalente.

NR 10

Figura 11 – Medida de proteção por separação elétrica utilizando transformador de separação

297

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS A proteção por separação elétrica deve ser assegurada por meio da obediência às seguintes prescrições: a) Quando um circuito separado só alimentar um aparelho, sua massa não deve ser ligada intencionalmente a condutores de proteção, massas de outros circuitos ou a elementos condutores estranhos à instalação; b) Se forem adotadas proteções para o circuito secundário contra danos ou falhas de isola¬mento, uma fonte de separação pode alimentar vários aparelhos, desde que todas as exigências a seguir sejam atendidas: • As massas dos circuitos separados devem ser ligadas entre si por condutores de equipotencialidade não aterrados. Estes condutores não devem ser ligados aos condutores de proteção, nem a massas de outros circuitos, nem a elementos condutores estranhos à instalação; • Todas as tomadas de corrente devem possuir um contato exclusivo para ligação aos condutores de equipotencialidade previstos no item anterior. c) Isolação suplementar (dupla ou reforçada)

298

Também é considerada uma medida de proteção coletiva a utilização de invólucros de isolação dupla ou reforçada existentes em alguns modelos de máquinas e equipamentos eletroportáteis. Os equipamentos com isolação dupla não possuem condutores de proteção e, consequentemente, não têm contatos de aterramento no seu plugue. Equipamentos com isolação dupla são identificados com o símbolo indicado na Figura 12. d) Aterramento e equipotencialização A medida de segurança de suma importância para a proteção coletiva é o aterramento elétrico de proteção, tratado no item 10.2.8.3 da NR-10, que se constitui em um sistema muito utilizado na proteção das pessoas e também é fundamental para o funcionamento adequado das instalações elétricas. Ele consiste numa ligação elétrica de baixa impedância, intencional, confiável e adequada com a terra, sendo “terra” entendida como a massa condutora cujo potencial elétrico em qualquer ponto é convencionadamente igual a zero (Figura 13). Em geral, o aterramento elétrico tem as seguintes finalidades:

NR 10

• Proporcionar um caminho de retorno das correntes elétricas nas faltas entre condutores vivos e a terra; • Proporcionar um caminho seguro para as descargas atmosféricas; • Proporcionar a equipotencialização do sistema; • Estabelecer uma referência de potencial; • Integrar sistemas de proteção. O aterramento de proteção deve garantir a atuação dos dispositivos de seccionamento automático e, fundamentalmente, a segurança das pessoas, o que exige coordenação com os dispositivos de proteção instalados e o funcionamento de acordo com o esquema

Figura 12 – Exemplo de equipamento com isolação dupla e o respectivo símbolo

de aterramento adotado. Em algumas situações de realização de serviços elétricos, é obrigatória a adoção de um aterramento elétrico temporário, que consiste na ligação elétrica efetiva, confiável, adequada e intencional à terra, destinada a garantir a equipotencialidade. Esse aterramento temporário deve ser mantido continuamente durante a intervenção na instalação elétrica (este item será discutido adiante na parte relativa à segurança em instalações desenergizadas). O aterramento temporário também tem o objetivo de promover proteção aos trabalhadores contra descargas atmosféricas e indução elétrica que possam ocorrer ao longo do circuito em que se realiza o serviço elétrico. Para que se atenda a determinação do item 10.2.8.3 o aterramento elétrico de proteção deve ser executado mediante esquemas adequados e eficientes TN; TT; IT, assunto tratado na NBR 5410 nos itens 4.2.2, 5.1.2 e 6.4 e na NBR 14039 em 4.2.3, 5.1.2 e 6.4. Acompanhando a regulamentação de aterramento da NR10 de 2004, a Lei Federal Nº 11.337, de 26 de julho de 2006, determina a obrigatoriedade das edificações possuírem sistema de aterramento e instalações elétricas compatíveis com a utilização de “condutor terra de proteção”, bem como tornou obrigatória a existência de “condutor terra de proteção” nos aparelhos elétricos comercializados no país. 3.1.4 Proteção contra os efeitos térmicos A corrente elétrica está sempre associada ao aquecimento de condutores e, portanto, os equipamentos e dispositivos elétricos submetidos à passagem da corrente estarão sujeitos a aquecimento, aceitável até determinados valores e indesejáveis quando puderem provocar danos às pessoas e ao patrimônio. A proteção contra efeitos térmicos é tratada na NBR 5410 e na NBR 14039 em 4.1.2 e 5.2. Em linhas gerais, os componentes de uma instalação elétrica e os materiais fixos adjacentes a ela devem ser protegidos contra os efeitos prejudiciais do calor ou radiação térmica produzida pelos equipamentos elétricos, particularmente


Figura 13 – Aterramento elétrico de proteção

quanto há potencialidade a riscos de queimaduras, prejuízos no funcionamento seguro de componentes da instalação e combustão ou deterioração de materiais. Considerando que incêndios podem ser o resultado de mau funcionamento das instalações elétricas, devem ser observadas as recomendações dos fabricantes e adotadas medidas de instalação de forma que os componentes cujas superfícies externas possam atingir temperaturas perigosas para o ambiente externo deverão ser montados com o uso de suportes resistentes à temperatura ou separados por materiais resistentes à temperatura ou de forma a permitir a dissipação do calor. Quando em funcionamento normal os equipamentos gerarem arcos elétricos, deverão ser envolvidos por material resistente, separados por material resistente, ou dispor de dispositivo para contenção e/ou extinção dos arcos. Se houver efeito de focalização da radiação emitida pelo equipamento deverão ser mantidas distâncias seguras, de forma que a exposição à radiação térmica não implique em um aumento de temperatura que possa se tornar perigoso. Ainda como resultado do aquecimento em situações normais que ocorre devido à passagem da corrente elétrica, devem ser consideradas as queimaduras e, para isso, as partes acessíveis de equipamentos elétricos que estejam situadas na zona de alcance normal não devem atingir temperaturas que possam causar queimaduras em pessoas e devem atender aos limites de temperatura estabelecidos pelas normas técnicas correspondentes (Tabela 29 da NBR 5410 e Tabela 23 da NBR 14039). 3.1.5 Proteção contra as sobrecorrentes, sobretensões e faltas de tensão

299

3.2 Medidas de proteção individual As medidas de proteção individual determinadas no item 2.9 da NR-10 são providências estratégicas que dizem respeito ao indivíduo, ou seja, a um trabalhador exposto à condição de risco suscetível de ameaçá-lo, de forma a evitar que eventos indesejáveis ofereçam perigo à integridade física e à saúde do indivíduo trabalhador. Nas condições de risco elétrico, objeto da NR-10, quando as medidas de proteção coletiva tiverem se esgotado ou forem inviáveis de adoção ou não forem suficientes para a completa prevenção do risco elétrico e, ainda, para atender às situações de emergência, e mediante fundamentação técnica cabível, a NR-10 indica o uso de equipamento de proteção individual (EPI) para a segurança e preservação da saúde do trabalhador. Equipamentos de proteção individual Os equipamentos de proteção individual (EPI) devem atender às disposições legais e regulamentares. O item 10.2.9.1 da NR-10 remete a responsabilidade de regulamentação do EPI para a NR-6, que define: “Equipamento de proteção individual é todo dispositivo ou produto, de uso individual utilizado pelo trabalhador, destinado

NR 10

A proteção contra as sobrecargas e contra os curtos-circuitos é uma exigência básica das instalações. É fundamental que sejam preservadas as condições de concepção da instalação (projeto) para que se mantenha a compatibilidade entre condutores e dispositivos de proteção (disjuntores e fusíveis), de tal forma que, ao ocorrerem sobrecorrentes, os dispositivos de proteção sejam operados sem que os condutores sejam danificados e não sofram aquecimentos ou esforços mecânicos capazes de comprometer a segurança das

instalações, conforme prevêem os itens 10.4.1 e 10.4.4 da NR-10. A proteção contra sobrecorrentes é tratada na NBR 5410 e NBR 14039 no item 5.3. Ainda visando a segurança das pessoas e a preservação dos bens, as instalações devem ser protegidas contra as sobretensões devidas às descargas atmosféricas, indução, interferências de manobras ou de outros circuitos de tensão mais elevada. A proteção contra sobretensões é tratada na NBR 5410 nos itens 4.1.5 e 5.4 e na NBR 14039 nos itens 4.1.4 e 5.4. No caso de quedas e faltas de tensão, devem também ser previstos dispositivos que impeçam que aparelhos ou máquinas que pararam de operar voltem a funcionar automaticamente no instante da regularização da alimentação, podendo assim oferecer riscos elétricos ou mecânicos aos trabalhadores. A proteção contra quedas e faltas de tensão é tratada na NBR 5410 e NBR 14039 no item 5.5.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS à proteção de riscos susceptíveis de ameaçar a segurança e a saúde no trabalho”. Estão regulamentados para serviços elétricos os seguintes EPIs: capacete, óculos de segurança, calçado, luvas isolantes e roupas. A NR-6 regula a responsabilização, comercialização e certificação dos EPIs, dentre os quais destacam-se os seguintes itens:

300

• A especificação, compra, testes e fiscalização do uso dos EPIs são obrigações do empregador com fornecimento gratuito ao trabalhador autorizado; • A implantação dos EPIs deve ser realizada mediante análise de risco das atividades, orientação e treinamento do trabalhador autorizado sobre o uso adequado, a guarda e a conservação; • A higienização e a manutenção dos EPIs deverão ser realizados em conformidade com procedimentos específicos; • O trabalhador deve utilizar o EPI apenas para a finalidade a que se destina, responsabilizando-se pela guarda e conservação, comunicando ao empregador qualquer alteração que o torne impróprio para uso; • Somente poderão ser comercializados, selecionados, adquiridos e utilizados os EPIs que possuírem o Certificado de Aprovação (CA) de competência do Ministério do Trabalho e Emprego, que delegou a certificação ao Sistema Nacional de Certificação sob a responsabilidade do INMETRO; • Os EPIs devem ser selecionados e implantados após uma análise criteriosa realizada por profissionais legalmente habilitados; • O EPI deverá promover a melhor adaptação ao usuário, visando minimizar o desconforto natural pelo seu uso.

NR 10

Outro ponto de obrigatoriedade legal que se deve destacar é que os EPIs, como também os equipamentos de proteção coletiva (mantas, calhas e lençóis isolantes, cestos aéreos, varas de manobra, escadas isolantes), ferramentas isolantes ou equipadas com materiais isolantes, destinados ao trabalho elétrico, devem ser submetidos a testes elétricos ou ensaios de laboratório, periodicamente, obedecendo-se as normas técnicas, quando houver, as especificações e recomendações do fabricante ou, na ausência desses, aos procedimentos da empresa. Como exemplos há as luvas isolantes que devem ser testadas em conformidade com a NBR 10622 – Ensaios Elétricos em Luvas Isolantes de Borracha. Os resultados obtidos, iniciais e periódicos, devem ser registrados em documento, identificando o EPI ensaiado, de forma a permitir o seu rastreamento, assinado por profissional legalmente habilitado. Devem ser organizados e mantidos no prontuário das instalações elétricas conforme determina o item 10.2.4 – alínea “e” da NR-10. Os EPIs usualmente utilizados em todos os serviços elétricos são os seguintes: • Calçado de segurança para proteção dos pés contra riscos elétricos, normalmente fabricados para garantir proteção contra diferenças de potencial de até 1000 volts; • Luva isolante de segurança para proteção das mãos e punhos contra choques elétricos. As luvas isolantes são apresentadas em

classes que identificam o grau de proteção em atendimento à tensão máxima do serviço a ser executado pelo trabalhador autorizado, conforme a Tabela 1: Tabela 1 – Classe das luvas isolantes (conforme NBR 10622)

Classe

Tensão Máxima de Trabalho (volt)

00

500

0

1000

1

7500

2

17000

3

26500

4

36000

Em função das peculiaridades dos serviços, podem também ser obrigatórios: • Capacete de segurança para proteção contra choques elétricos de até 600 volts; • Óculos de segurança para proteção dos olhos contra radiação ultravioleta por arcos elétricos; • Vestimentas de segurança que ofereçam proteção ao fogo por arcos elétricos, de condutibilidade para proteger contra os riscos de contato e de proteção contra os efeitos provocados por campos eletromagnéticos; • Cinturão de segurança para proteção do usuário contra riscos de queda em trabalhos em altura a serem dotados de dispositivo travaqueda de segurança para proteção do usuário contra quedas em operações com movimentação vertical ou horizontal; • Talabarte contra quedas e para liberar os membros superiores do trabalhador autorizado; • Perneiras e mangas isolantes para trabalhos em linha viva; • Creme protetor solar para proteção das partes expostas quando há exposição solar. Para serviços elétricos em ambientes onde houver a presença de outros agentes de risco, não elétricos, denominados na NR-10 “riscos adicionais”, deverão ser utilizados equipamentos específicos de proteção individual apropriadas aos agentes envolvidos, tais como: • Máscaras para proteção das vias respiratórias contra poeiras, névoas, gases, fumos, etc.; • Protetor auricular para proteção do sistema auditivo, quando o trabalhador estiver exposto a níveis de pressão sonora superiores ao estabelecido; • Vestimenta adequada a riscos químicos, umidade, calor, frio, etc., eventualmente presentes no ambiente; • Calçado de segurança para proteção contra umidade; • Luvas de proteção aos riscos mecânicos, químicos e biológicos; • Outros em função da especificidade dos riscos adicionais. Compete ao Serviço Especializado em Engenharia de Segurança e em Medicina do Trabalho (SEESMT), ou à Comissão Interna de Prevenção de Acidentes (CIPA), nas empresas desobrigadas de manter o SEESMT, ou aos profissionais especializados, recomendar

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS ao empregador o EPI adequado ao risco oferecido por determinada atividade, conforme determina a NR-6. Vestimentas de trabalho A NR-10, em seu item 10.2.9.2, determina a obrigatoriedade da “Vestimenta de trabalho” adequada às atividades, que, no caso em análise, é entendida como um equipamento de proteção individual destinada à proteção do corpo inteiro (tronco, membros superiores e inferiores) contra os diversos riscos elétricos (Figura 14).

e seus flashs, que podem provocar a ignição das roupas normais. O arco-elétrico ao atingir um trabalhador caracteriza um acidente, podendo ser definido como um curto-circuito entre duas ou mais partes “vivas” ou entre uma parte “viva“ e a terra (Figura 15). Ele se movimenta a uma velocidade de aproximadamente 100 m/s e atinge uma elevadíssima temperatura (de até 30.000 ºC) com o potencial de sublimar metais e liberar gases tóxicos. Quando o flash do arco elétrico atinge o trabalhador, podem ocorrer queimaduras, quando possuem o potencial de irradiar temperaturas que excedam o limite da pele humana de 1,2 cal/cm2 ou pode ocorrer a ignição das vestimentas do trabalhador.

Figura 15 - Arco elétrico

Figura 14 - Vestimentas

Considerada como EPI, a vestimenta deverá ser implantada mediante a realização de análise de risco criteriosa e adequada, respeitando-se a intensidade do risco, as peculiaridades de cada atividade profissional e o conforto. A vestimenta deve especialmente proteger o trabalhador dos seguintes efeitos: • Influências eletromagnéticas: para proteger contra os efeitos provocados por campos eletromagnéticos com intensidade que tenha potencial de risco, em certas circunstancias as roupas deverão ser condutivas; • Condutibilidade: para proteger contra os riscos de contato elétrico, as vestimentas não deverão possuir elementos condutivos; • Inflamabilidade: para proteger contra os efeitos térmicos dos arcos voltaicos e seus flashs que podem provocar a ignição das roupas, as vestimentas devem ser inflamáveis;

301

• Tensão de trabalho; • Corrente de curto-circuito; • Tempo de duração/interrupção; • Distância do trabalhador; • Geometria do local em que pode ocorrer o arco (confinado ou aberto). As exigências normativas para a obtenção do CA das vestimentas de proteção e acessórios estão descritas nas Portarias do Ministério do Trabalho e Emprego 121/2009 e 184/2010. É importante destacar que não são todos os serviços ou atividades elétricas que demandam a obrigatoriedade do uso das vestimentas pelo autorizado. A obrigatoriedade dependerá da energia térmica capaz de ser gerada pelo arco elétrico ao qual poderá estar exposto o autorizado quando da realização dos serviços

NR 10

Salienta-se que a especificação do grau de proteção requerido para as vestimentas de proteção contra os arcos voltaicos deve ser compatível com a atividade e com a potência de curto-circuito característica das instalações elétricas que o profissional está autorizado a intervir. A vestimenta de proteção resistente à inflamabilidade deve oferecer proteção contra os efeitos térmicos dos arcos voltaicos

Dessa forma, para a avaliação da energia incidente, os profissionais de segurança elétrica devem promover o cálculo da energia potencial gerada no pior caso de atuação do trabalhador e, se houver a obrigatoriedade de uso, qual categoria deverá ser selecionada, dentre as 5 categorias de risco possíveis, baseando-se na determinação do valor de resistência ao arco elétrico – ATPV (Arc Thermal Perfomance Value), que corresponde ao valor máximo de energia incidente suportável por determinada vestimenta indicado na norma NFPA 70E. Vários organismos internacionais apresentam normas, metodologias ou orientações sobre os cálculos necessários (NFPA 70; NFPA 70E – Anexo C; OSHA / CFR 1910; IEEE 1584; Ralph Lee). Em todos os casos, é fundamental o conhecimento das variáveis que afetam diretamente a energia incidente, conforme a seguir:

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS envolvendo eletricidade e, portanto, dependerá das variáveis indicadas anteriormente. O Certificado de Aprovação (CA) certifica o EPI e, portanto, garante-o como um todo. No caso de vestimentas, o Certificado de Aprovação deve abranger seus aviamentos (botões, zíperes, fechos, etc.), bolsos, adereços de sinalização e identificação do trabalhador, linhas de costura etc. Portanto, não é apenas o tecido que deverá ter a certificação, mas sim o conjunto da vestimenta integralmente. O uso de roupa comum (interna), ou seja, sob a vestimenta, é permitida, pois a vestimenta de proteção contra a inflamabilidade (externa) deve ser dimensionada (calculada a espessura e a categoria) para proteger, inclusive, a interna. O item 2.9.3 da NR-10 determina, como medida de segurança individual, a proibição do uso de adornos pelo trabalhador, assim entendidos os ornamentos ou enfeites. A proibição tornase importante, pois impede a exposição do trabalhador aos riscos característicos e na eventualidade de acidentes com eletricidade, as lesões poderão ser agravadas pela presença desses objetos, tais como: correntes, cordões, pulseiras, óculos, brincos, relógio, tiaras, dentre outros. É importante comentar que objetos e instrumentos de uso pessoal, tais como relógios, óculos etc., requeridos ou indispensáveis à realização das atividades, não podem ser entendidos como adornos, cabendo à organização a responsabilidade da análise, adequação e da liberação para uso de tais objetos. Segurança em projetos

NR 10

302

O item 10.3 da NR-10 é especialmente dedicado aos aspectos de segurança nos projetos elétricos e indica o entendimento maior de que a segurança nas instalações elétricas começa pelos estudos e levantamentos iniciais e se concretiza na sua concepção: “o projeto”. É fundamental que o projeto elétrico especifique equipamentos e dispositivos que já incorporam ou permitam a aplicação dos recursos determinados na NR-10, tais como: • Prever bloqueios e travamentos em dispositivos que impeçam manobras não autorizadas; • Prever pontos e dispositivos para a fixação de sinalização e advertências; • Prever dispositivo de seccionamento de ação simultânea em todos os condutores de um circuito; • Dotar de ambientes, quadros e dispositivos de manobra com espaço seguro para o serviço; • Localizar os componentes de forma a adequar às influências ambientais previstas, físicas e químicas (chuva, poeira, materiais inflamáveis ou explosivos, substâncias corrosivas, etc.); • Projetar a separação de circuitos com finalidades diferentes (telefonia, circuitos de BT, circuitos de AT circuitos de TI, etc.); • Determinar o esquema de aterramento definido de acordo com o que estabelece as normas técnicas (TN, TT, IT); • Prever dispositivos de seccionamento que incorporem recursos fixos de equipotencialização e aterramento do circuito seccionado; • Prever pontos para o aterramento temporário.

O item 10.3.7 determina ainda que o projeto das instalações elétricas deve ficar à disposição dos trabalhadores autorizados, das autoridades competentes e de outras pessoas autorizadas pela empresa e deve ser mantido atualizado. Outro ponto importante é o item 10.3.8 que impõe que o projetista conheça previamente as exigências regulamentares de segurança e saúde para que as aplique, onde couber, nas especificações constantes de seu trabalho de elaboração do projeto elétrico. Esta exigência presta-se para que o trabalhador, ao fazer alterações, reparos ou ampliações , atue conforme as especificações e limitações determinadas pelas condições iniciais do projeto. Há interferências de outras normas regulamentadoras, além da NR-10, que devem ser consideradas na fase de projeto, tais como aspectos ergonômicos (tratados na NR-17), de sinalização (tratados na NR-26), dentre outras. Em seu item 10.3.9, a NR-10 determina a obrigatoriedade de que seja organizado o memorial descritivo do projeto, contendo, no mínimo: • a especificação das características relativas à proteção contra choques elétricos, queimaduras e outros riscos adicionais; • a indicação de posição dos dispositivos de manobra dos circuitos elétricos (Verde – “D”, desligado e Vermelho – “L”, ligado); • a descrição do sistema de identificação dos circuitos elétricos e equipamentos; as recomendações de restrições e advertências quanto ao acesso de pessoas aos componentes das instalações; • as precauções aplicáveis diante das influências externas; • o princípio funcional dos dispositivos de proteção, constantes do projeto, destinados à segurança das pessoas; • a descrição da compatibilidade dos dispositivos de proteção com a instalação elétrica. 3.3 Segurança na construção, montagem, operação e manutenção das instalações elétricas

O item 10.4 da NR-10 traz várias determinações sobre a construção, montagens, reformas, ampliações, reparos, operação e inspeções, de forma a garantir o mínimo de segurança a todos os trabalhadores, usuários e pessoas envolvidas nas instalações elétricas. Também torna obrigatória a supervisão nessas atividades, exercida por profissional autorizado, nos termos e condições especificadas no item 10.8 da NR-10. 3.3.1 Riscos adicionais A NR-10 entende que os riscos elétricos são intrínsecos aos serviços e que, além desses, existem outros “riscos adicionais”, específicos das atividades, dos ambientes ou dos processos de trabalho que, direta ou indiretamente, podem expor a integridade física e a saúde dos trabalhadores autorizados a serviços com energia elétrica. O item 10.4.2 determina a obrigatoriedade da adoção de medidas preventivas de controle para tais riscos adicionais, com especial atenção aos riscos gerados por trabalho em alturas, em locais sujeitos a fortes campos eletromagnéticos, em ambientes

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS confinados, em ambientes com atmosferas explosivas, e onde haja a presença de umidade, poeira, fauna e flora, ruído e outros agravantes existentes nos processos ou nos ambientes em que são desenvolvidos os serviços com energia elétrica. Em todos esses casos, a NR-10 torna obrigatória a sinalização dirigida aos riscos adicionais verificados. Conforme o item 10.4.3, os equipamentos, dispositivos e ferramentas elétricas devem ser compatíveis com a instalação elétrica existente nos locais de trabalho (potência, tensão, aterramento, etc.) e devem preservar as características dos elementos de proteção implantados na instalação.

á obrigação de garantir uma posição de trabalho segura ao trabalhador com atividades em instalações elétricas, de acordo com os serviços desenvolvidos, devendo, cada empresa, em atendimento ao item 17.1.2 da NR-17, realizar a “análise ergonômica”. Note-se que o item determina que o trabalhador disponha dos membros superiores livres para a realização das tarefas, impondo que o empregador estude o posto de trabalho (poste, escada, torre, plataforma, etc.) e promova a possibilidade de que o trabalhador tenha os braços e mãos liberados e dedicados, de forma segura, única e exclusivamente à tarefa.

3.3.2 Ferramental de trabalho

3.4 S erviços

As ferramentas e dispositivos destinados a serviços elétricos (Figura 16) devem possuir as partes de manejo (cabos, manoplas) cobertas (isoladas) com materiais isolantes adequados ao potencial elétrico, devendo ser conservadas em perfeitas condições de uso. Além das ferramentas (alicates, chaves de fendas, de boca, etc.), outros equipamentos e dispositivos devem possuir materiais isolantes quando aplicados a serviços elétricos. São os casos, por exemplo, de corta-cabos, escadas extensíveis e de abrir; andaimes, varas e bastões de manobra, conjuntos de aterramento temporário, cestos de elevação, instrumentos de medições (amperímetros, voltímetros, etc.)

A desenergização, tratada na NR-10, item 10.5, é uma medida de proteção coletiva caracterizada como um conjunto de ações coordenadas, sequenciadas e controladas, destinadas a garantir a efetiva ausência de tensão no circuito, trecho ou ponto de trabalho, durante todo o tempo de intervenção e sob controle dos trabalhadores envolvidos. Destaque-se que a desenergização da instalação elétrica é a medida de segurança prioritária dentre todas. É importante entender a diferença entre um circuito simplesmente “desligado” e um circuito “desenergizado”. O primeiro caso acontece quando o circuito é interrompido ou não tem continuidade da energia elétrica. No segundo caso, um circuito é considerado desenergizado quando nele se processa uma sequência de ações que garante a ausência completa de tensão (alimentação, indução, descargas atmosféricas) durante o tempo controlado pelo(s) trabalhador(es) envolvido(s). A condição de desenergização é um procedimento de segurança que libera a realização de serviços em uma instalação, um equipamento ou um conjunto de equipamentos mediante ações preestabelecidas. A sequência correta para a ação de desenergização de instalações elétricas é composta pelas seguintes etapas:

Figura 16 – Ferramentas destinadas a serviços devem possuir partes de manejo isoladas

3.3.3 O peração

e manutenção

303

• Seccionamento; • Impedimento de reenergização; • Comprovação da ausência de tensão elétrica; • Aterramento do circuito ou conjunto elétrico com equipoten cialização dos condutores dos circuitos; • Proteção dos elementos energizados existentes na zona controlada (Anexo II); • Sinalização de impedimento de energização. 3.4.1 S eccionamento É o ato de promover a descontinuidade elétrica total, com interrupção adequada da tensão entre um circuito ou dispositivo e outro. O seccionamento é obtido mediante o acionamento de dispositivo apropriado (chave seccionadora, interruptor; disjuntor, relé, etc.), acionado por meios manuais ou automáticos, ou ainda por meio de ferramental apropriado e segundo procedimentos específicos.

NR 10

O item 10.4.4 impõe a gestão e responsabilidade com as instalações elétricas, de forma a mantê-las em perfeito estado de conservação, garantindo, especialmente, condições seguras de funcionamento e para proteger os trabalhadores, os usuários e as pessoas dos riscos característicos. Os sistemas de proteção que integram as instalações elétricas devem ser submetidos a inspeções e controles regulares e periódicos, em conformidade e atendimento às regulamentações, quando houver, às recomendações determinadas em projeto ou pelas boas técnicas de segurança, o que inclui a auditoria prevista no prontuário das instalações. As condições ergonômicas para a execução de serviços estão previstas no item 10.4.5, em que é dada especial atenção

em instalações elétricas desenergizadas


3.4.2 I mpedimento

304

de reenergização

É a aplicação de condições que impedem, de modo garantido, a reversão indesejada do seccionamento efetuado, assegurando ao trabalhador o controle do seccionamento efetuado. Na prática, trata-se da aplicação de travamentos mecânicos, por meio de fechaduras, cadeados e dispositivos auxiliares de travamento nos dispositivos de alimentação elétrica (chave seccionadora, interruptor, disjuntor, relé, etc.), ou com sistemas informatizados equivalentes (Figura 17). Cabe ao trabalhador autorizado a aplicação do sistema de travamento do dispositivo de seccionamento no quadro, painel, disjuntor ou caixa de energia elétrica, de modo a garantir o efetivo impedimento de reenergização involuntário ou acidental do circuito durante a interrupção de energia até o encerramento do serviço. Dessa forma, o circuito somente poderá ser religado quando o último trabalhador concluir o seu serviço e destravar a chave, o disjuntor, o quadro, o painel, etc. Após a conclusão dos serviços, deverão ser adotados os procedimentos de liberação e os circuitos religados depois de haver a certificação de que todos os equipamentos estejam desligados pelos seus dispositivos de comandos. Deve ser tomado um cuidado especial para a desenergização de todos os circuitos, ou até mesmo de apenas um circuito, que deve ser sempre programada e amplamente divulgada, de modo que o corte repentino da energia elétrica não cause transtornos e possibilidade de acidentes. A reenergização deverá ser autorizada mediante a divulgação aos envolvidos.

3.4.3 Constatação

da ausência de tensão

É a verificação da efetiva ausência de qualquer tensão no ponto da execução do serviço elétrico. A verificação deve ser feita com instrumentos calibrados e testados, podendo ser realizada por contato ou por aproximação e de acordo com procedimentos específicos (Figura 18).

Figura 18 – Constatação da ausência de tensão

3.4.4 Instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos condutores dos circuitos

Constatada a inexistência de tensão no circuito, um condutor do conjunto de aterramento temporário deverá ser ligado ao condutor de proteção mais próximo e ao condutor neutro do sistema, quando houver, e às demais partes condutoras estruturais acessíveis. Na sequência, deverão ser conectadas as garras de aterramento aos condutores de fase, já desligados, obtendo-se assim uma equipotencialização entre todas as partes condutoras no ponto de trabalho (Figura 19)

Figura 19 - Aterramento temporário aplicado em manutenção de cabine primária

NR 10

3.4.5 Proteção dos elementos energizados existentes na zona controlada

Figura 17 – Exemplos de dispositivos para impedimento de reenergização

Todos os elementos energizados, situados na zona controlada

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS (definida no Anexo II da NR-10), para que não possam ser acidentalmente tocados, deverão receber isolação conveniente (mantas, calhas, capuz de material isolante, etc.). A explicação de “zona controlada” é dada em 3.5.1 deste guia. 3.4.6 Sinalização de impedimento de energização Deverá ser adotada sinalização adequada de segurança, destinada à advertência e à identificação da razão de desenergização e informações do responsável (Figura 20). Os cartões, avisos ou etiquetas de sinalização do travamento ou bloqueio devem ser claros e adequadamente fixados. No caso de método alternativo, procedimentos específicos deverão assegurar a comunicação da condição impeditiva de energização a todos os possíveis usuários do sistema. Somente após a conclusão dos serviços e verificação de ausência de anormalidades, o trabalhador providenciará a retirada de ferramentas, equipamentos, utensílios e, por fim, do dispositivo individual de travamento e etiqueta correspondente. O responsável pelos serviços, após inspeção geral e certificação da retirada de todos os travamentos, cartões e bloqueios, providenciará a remoção dos conjuntos de aterramento, e adotará os procedimentos de liberação do sistema elétrico para operação. A retirada dos conjuntos de aterramento temporário deverá ocorrer em ordem inversa à de sua instalação, conforme determina o item 10.5.2 da NR-10.

origem elétrica. A sinalização pode ser fornecida por sistemas luminosos, sonoros ou visuais. Comumente é utilizado o sistema de sinalização visual com a adoção de símbolos, ícones, caracteres, letreiros e cores de padronização internacional e nacional, aplicados em etiquetas, cartões, placas, avisos, cartazes, fitas de identificação, faixas, cavaletes, cones, etc. É importante ressaltar que, embora não explícito na NR-10, os dizeres utilizados na sinalização são obrigatórios em língua portuguesa. A sinalização promove informação, instrução, avisos, alertas ou advertências de pessoas sobre os riscos ou condições de perigo existentes no ambiente, no equipamento, no dispositivo, em proibições de ingresso ou acesso, impedimentos diversos, direções e cuidados, devendo ser adotada a partir da fase de projeto das instalações elétricas e constarem do memorial descritivo. Quando se trata de risco com energia elétrica é fundamental a existência de procedimentos de sinalização padronizados, documentados, divulgados, e que sejam conhecidos por todos trabalhadores (próprios e prestadores de serviços) e demais pessoas. Na NR-10, a sinalização é requerida no item 10.2.8.2.1 e detalhada em 10.10 (alíneas “a” até “g”), conforme a seguir. a) Identificação de circuitos elétricos Consiste em identificar cada circuito elétrico em quadros e painéis elétricos para indicar os dispositivos de comando (disjuntores, chaves, interruptores, botões, relés, etc.), podendo ser aplicada em cabeamentos de eletrocalhas, fiações de painéis, com uso de anilhas, etiquetas ou outros meios seguros (Figura 21).

305

Figura 20 – Exemplos de sinalização de impedimento de energização

Figura 21 – Exemplos de identificação de circuitos elétricos

NR 10

A sinalização é uma medida complementar de proteção coletiva e, dessa forma, necessita da adoção de outras medidas de prevenção para ser eficaz. Contudo, ela pode ser considerada um procedimento simples e eficiente para prevenir acidentes de

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS b) Travamentos e bloqueios de dispositivos e sistemas de manobra e comando É a utilização de um sistema que permita de uma forma clara e objetiva que as pessoas saibam que o dispositivo está bloqueado (impedido de operação/acionamento), que evite interpretações dúbias e identifique o autorizado que o travou, o serviço, a hora, a data e os dados de contato do autorizado (Figura 22).

d) Delimitações de áreas

Trata-se da sinalização dos limites de áreas elétricas (Figura 24).

Figura 24 – Exemplo de delimitação de área

e) Sinalização de áreas de circulação, de vias públicas, de veículos e de movimentação de cargas Trata-se da sinalização de impedimento de trânsito, circulação de pessoas, veículos e movimentação de cargas (Figura 25).

306

Figura 22 – Exemplos de travamentos e bloqueios

c) Restrições e impedimentos de acesso Trata-se da sinalização que indica os impedimentos e restrições, a permissão de acesso ou a permanência de pessoas às áreas ou locais (Figura 23).

Figura 25 – Exemplo de sinalização de área de circulação

f) Sinalização de impedimento de energização Consiste em sinalizar o impedimento de energização no ponto de operação do equipamento (Figura 25).

Figura 26 – Exemplo de sinalização de impedimento de energização

NR 10

g) Identificação de equipamento ou circuito impedido Figura 23 – Exemplo de sinalização de restrição de acesso

Trata-se da colocação de advertências de manobras ou para circuito fora de operação (Figura 27).


Figura 27 – Exemplo de identificação de equipamento impedido

3.5 Serviços em instalações elétricas energizadas e trabalhos envolvendo alta tensão

As estatísticas mostram a elevadíssima gravidade e a frequência de acidentes elétricos e, portanto, sempre antes de se decidir por qualquer trabalho em instalações elétricas energizadas, mesmo que sejam serviços simples, corriqueiros ou urgentes, devem ser esgotadas todas as possibilidades de desenergização do sistema. Caso seja necessário realizar serviços em instalações energizadas, a NR-10 possui dois tópicos específicos para o assunto: o item 10.6 – Segurança em Instalações Elétricas Energizadas e o item 10.7 – Trabalhos Envolvendo Alta Tensão (AT). É importante esclarecer que estão excluídas dessas prescrições as instalações elétricas energizadas e alimentadas por Extra Baixa Tensão – EBT (inferior a 50 volts em corrente alternada, entre fases, entre fase e terra ou 120 volts em corrente contínua), guardadas as condições ambientais, conforme estabelece o item 10.14.6 da NR-10. Isso é devido ao fato de que o uso de EBT, consideradas as condições locais e características da corrente elétrica, garante a segurança das pessoas contra os efeitos do choque elétrico. Entretanto, especial atenção deve ser dada aos trabalhadores que atuam em circuitos de extra baixa tensão instalados em zonas controladas, e, portanto, próximas a outras instalações elétricas de baixa ou média tensão. São os casos, por exemplo, das instalações de telefonia, sinalização de trânsito, TV a cabo existentes nas mesmas estruturas utilizadas para distribuição de energia elétrica. Também são os casos dos circuitos de controle e sinal em tensões de 12 a 48 volts, situados próximos de outros circuitos com tensão mais elevada e, ainda, os circuitos elétricos em áreas classificadas na presença de atmosferas explosivas, onde qualquer nível de tensão poderá dar origem a faíscas, criando uma grave condição de perigo. Considera-se como serviço em instalações elétricas energizadas todo aquele em que a intervenção de trabalho necessitar de ingresso na “zona de risco” ou na “zona controlada” definidas no Anexo II da NR-10. Incluem-se nessa modalidade quaisquer outros serviços realizados nas proximidades das instalações elétricas energizadas dentro dos limites estabelecidos no Anexo II (ver item 3.5.1 a seguir).

Conforme o Anexo II da NR-10, a delimitação das zonas é

307

Tabela 2 - Raios de delimitação de zonas de risco, controlada e livre (baseada na Tabela do Anexo II da NR-10)

Faixa de tensão nominal da instalação elétrica em kV

Rr - Raio de delimitação entre zona de risco e controlada em metros

Rc - Raio de delimitação entre zona controlada e livre em metros

<1

0,20

0,70

≥1e<3

0,22

1,22

≥3e<6

0,25

1,25

≥ 6 e < 10

0,35

1,35

≥ 10 e < 15

0,38

1,38

≥ 15 e < 20

0,40

1,40

≥ 20 e < 30

0,56

1,56

≥ 30 e < 36

0,58

1,58

≥ 36 e < 45

0,63

1,63

≥ 45 e < 60

0,83

1,83

≥ 60 e < 70

0,90

1,90

≥ 70 e < 110

1,00

2,00

≥ 110 e < 132

1,10

3,10

≥ 132 e < 150

1,20

3,20

≥ 150 e < 220

1,60

3,60

≥ 220 e < 275

1,80

3,80

≥ 275 e < 380

2,50

4,50

≥ 380 e < 480

3,20

5,20

≥ 480 e < 700

5,20

7,20

NR 10

3.5.1 Zona controlada, zona de risco e zona livre

realizada em função do distanciamento (‘raio de risco’ – Rr e ‘raio controlada’ – Rc) que circunscreve os espaços aéreos radiais mínimos de risco e de controle, denominados, respectivamente, “zona de risco”, “zona controlada” e demais espaços externos a essas zonas, chamados de “zona livre” (Figura 28). As dimensões variáveis dos raios, constantes da Tabela 2, são determinadas em função da tensão nominal do circuito ao qual pertence o ponto energizado, de forma a criar um volume espacial no entorno desse ponto, estabelecendo-se, dessa forma, condições restritivas de acesso, somente permitido aos trabalhadores “autorizados” e mediante a aplicação de procedimentos específicos. Por exclusão, também delimita as áreas livres da aplicação dessas regulamentações. Ainda ficou estabelecido, conforme Figura 29 que o espaço volumétrico estabelecido nas zonas poderá ser reduzido mediante a interposição de superfície de separação física adequada, que segregue e confine o perigo e assegure zona livre a partir do exterior da superfície. Essa condição pode ser obtida, por exemplo, com a instalação de invólucros (quadros, painéis, caixas com acessos restritos) e barreiras (portas, paredes, telas apropriadas com acessos restritos). Qualquer trabalho ou atividade realizado nessas zonas e condições, mesmo não envolvendo as instalações elétricas, seja de natureza mecânica, pintura, inspeção, instrumentação, cabeamento, de informática, controle ou outra qualquer, deverá ser executado exclusivamente por trabalhador autorizado e mediante procedimentos de trabalho desenvolvidos e definidos especificamente para serviços em instalações elétricas energizadas e, portanto, assume especial relevância e responsabilidade.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Figura 28 – Distâncias no ar que delimitam radialmente as zonas de risco, controlada e livre.

Figura 29 – Distâncias no ar que delimitam radialmente as zonas de risco (controlada e livre), com interposição de superfície de separação física adequada.

Legenda para as Figuras 28 e 29: Rr – Raio circunscrito radialmente de delimitação da zona de risco Rc – Raio circunscrito radialmente de delimitação da zona controlada ZL – Zona livre ZR – Zona de risco, restrita a profissionais autorizados e com a adoção de técnicas e instrumentos apropriados de trabalho ZC – Zona controlada, restrita a profissionais autorizados PE – Ponto da instalação energizado SI – Superfície construída com material resistente e dotada de dispositivos e requisitos de segurança

308

3.5.2 Trabalho em proximidade

NR 10

O conceito de “trabalho em proximidade” é definido como “trabalho durante o qual o trabalhador pode entrar na zona controlada, ainda que seja com uma parte do seu corpo ou com extensões condutoras, representadas por materiais, ferramentas ou equipamentos que manipule”.

Figura 30 – Exemplo de trabalho em proximidade

Dessa forma, a NR-10 se aplica também aos trabalhadores em ambientes circunvizinhos sujeitos às influências das instalações ou sistemas elétricos, tais como: trabalhadores nas instalações telefônicas, TV a cabo, iluminação pública, podas da arborização ou trabalhadores em geral que realizam suas atividades e serviços em equipamentos alimentados por energia elétrica, tais como técnicos de manutenção (ar-condicionado, eletrodomésticos, máquinas industriais, etc. – Figura 30).

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS 3.5.3 Procedimentos de trabalho Serviços em instalações energizadas devem possuir “procedimentos de trabalho”, conforme determina o item 10.11 da NR-10. A boa prática indica a necessidade de definir procedimento de trabalho com sequência de operações ou atos a serem desenvolvidos para sua realização, com a inclusão dos meios materiais e humanos, instruções e orientações técnicas de segurança, e as possíveis circunstâncias que possam potencialmente impedir ou proibir a sua realização. Esse procedimento “passo a passo com instruções de segurança” determina uma nova condição para o desenvolvimento dos procedimentos de trabalho no caso em análise. Nele, toda a sequência de operações (tarefas), necessárias ao trabalho deve ser descrita com detalhamento e descrição das medidas e orientações técnicas de segurança pertinentes. Dessa forma, são atendidos os subitens 10.6.2, 10.7.6 e 10.11.3 da NR-10 que tratam especificamente de procedimentos de trabalho, os quais devem ser planejados, programados e realizados considerando-se os seguintes aspectos: • O procedimento deve conter, no mínimo, título, número de controle, departamentos emissor, datas e revisões, objetivo, campo de aplicação, referências normativas, requisitos, base técnica, medidas de controle, disposições gerais e orientações finais, competências, e responsabilidades; • É importante que o procedimento seja específico e com descrição detalhada de cada tarefa, incluindo-se as instruções de segurança passo a passo com a sequência lógica de sua execução; • A elaboração do procedimento deve ter a participação do SEESMT, quando existir; • Os procedimentos devem ser assinados pelos responsáveis e pelo profissional autorizado. No entanto, destaque-se a importância de que todos os procedimentos devem ser obrigatoriamente escritos no idioma português, divulgados, conhecidos, entendidos e cumpridos por todos os trabalhadores. Durante a capacitação, e no treinamento de segurança dos trabalhadores, sejam profissionais ou não, deve ser assegurada a divulgação clara e objetiva e o perfeito entendimento dos procedimentos. Para tanto, pode-se utilizar ferramentas didáticas que envolvam a prática, quando viável, com aferição da assimilação dos

3.5.4 Ordem de serviço A “ordem de serviço” (OS), tratada nos itens 10.7.4 e 10.11.2 da NR-10, é um mandado de responsabilidade da organização e deve preceder a realização do serviço. Trata-se da autorização do trabalhador ou da equipe para a execução do serviço e deve conter, no mínimo, a data, o local, o tipo e as referências aos procedimentos de trabalho a serem adotados. Deve ser aprovada e assinada por um trabalhador autorizado, que deve ser o superior responsável pela área, conforme indicado no item 10.8. Em função das distâncias e urgências cotidianas que eventualmente podem dificultar o trâmite de documentos impressos, a assinatura da ordem de serviço poderá ser eletrônica dentro dos padrões legais instituídos. As organizações poderão ainda adotar soluções adequadas à sua realidade desde que atendam o espírito de controle e responsabilização do documento.

309

3.5.5 Planejamento dos serviços em instalações elétricas Antes do início do serviço, os trabalhadores autorizados, em conjunto com os superiores e demais envolvidos, devem desenvolver o planejamento dos serviços nas instalações elétricas (Figura 31). O planejamento é a ferramenta para prever, pensar, compreender as certezas e incertezas dos serviços, considerando as emergências e contingências, entendendo cada uma das possibilidades de realização, de forma a possibilitar a análise de suas respectivas vantagens e desvantagens. A partir daí, pode-se organizar estratégias, procedimentos ou condições que eliminam ou reduzem as incertezas e transponham as dificuldades possíveis na obtenção de um resultado esperado dentro de condições satisfatórias.

Planejamento de serviço eletrico

DEFINIÇÕES

PESSOAL RESPONSÁVEL

APLICAÇÃO

administradores/mantenedores

Planejamento

projetista/construtores operadores/auditores

Gestão efetiva de segurança em serviços elétricos

procedimentos padronizados. O procedimento de trabalho constitui-se num documento técnico legal interno, de relevante importância e responsabilidade, que deve ser organizado e disponibilizado em prontuário (item 10.2) para o trabalhador, auditorias e gestão das instalações elétricas. Os responsáveis pelos serviços e atividades com eletricidade e o SEESMT, quando existir, devem controlar e auditar a adoção prática dos procedimentos padronizados na organização, por parte de todos os trabalhadores envolvidos e seus superiores, lembrando sempre que procedimentos adequados, atualizados, assimilados e praticados são uma ótima maneira de garantir o trabalho seguro e saudável.

APR Procedimentos

Figura 31 – Planejamento do serviço em instalações elétricas

NR 10

AMBIENTES (Edificações, lay out, espaços, riscos adicionais...) ORGANIZAÇÃO (procedimentos, métodos e processos, ritmo de trabalho. OPERAÇÃO (Ferramentas, equipamentos, reações e perda de controle Trabalhador (Conhecimento treinamento personalidade atitudes EQUIPAMENTO DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL (calçado, capacete3, luvas...)

Fatores de risco em

segurança com eletricidade

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Nessa fase, pressupõe-se que já tenha sido dado o primeiro passo, ou seja, a análise de risco padronizada na empresa tenha sido elaborada. Então, em conformidade com o item 10.11.7, passa-se à avaliação prévia e ao planejamento de ações para realizar os serviços em instalações elétricas, considerando-se as seguintes questões:

NR 10

310

• Definição clara dos resultados a que se quer chegar contendo prazos, qualidade dos serviços e meios disponíveis; • Inspeção no ambiente, diagnosticando-se a realidade no local do serviço, identificando-se e analisando-se os riscos envolvidos: - edificações (invólucros seguros, aterramento elétrico, secciona mento automático, uso do DR, etc.); - layout (disposição dos equipamentos, espaços seguros, etc.); - riscos adicionais (altura, confinamento, atmosferas explosivas, umidade, fauna, flora, etc.). • Organizar e inspecionar os equipamentos, ferramental, compo nentes e materiais: - estado de uso; - testes de isolamento; - dispositivos que permitam o travamento dos componentes de manobra. • Verificar, reciclar e relembrar: - normas; - projeto; - diagramas unifilares; - procedimentos e instruções de segurança. • Conferir nos trabalhadores autorizados: - conhecimento; - treinamento; - personalidade; - atitudes. • Equipamentos de Proteção Coletiva ( EPC) e Equipamentos de Proteção Individual (EPI): - cestos aéreos; - varas de manobra; - escadas e andaimes isolados; - calçado de segurança; - vestimenta de proteção; - capacete; - luvas; - outros equipamentos em função dos riscos adicionais verificados. • Prever os materiais de sinalização e advertência (cones, cavaletes, fitas, placas, etiquetas e outros equipamentos de sinalização e de advertência); • Prever a necessidade de equipamentos de avaliação (explosímetro, medidor de umidade, terrômetro e detectores de tensão); • Coordenar as atividades conjuntas com outras equipes ou profissionais; • Estudar a viabilidade da aplicação das medidas de segurança recomendadas, quer no procedimento quer na APR; • Considerar emergências (reações e perda de controle); • Analisar o grau de dificuldade para a realização das operações propostas e sua viabilidade.

Figura 32 – Exemplo de falta de planejamento

De fato, a falta de planejamento das ações conduz, invariavelmente, às improvisações sistemáticas e indesejáveis que produzem precariedade e inconsistências, promovendo dificuldades na obtenção de resultados satisfatórios (Figura 32). 3.5.6 Ensaios e testes dielétricos Os equipamentos, ferramentas, dispositivos de proteção coletiva e os individuais de uso nos serviços elétricos dotados de materiais isolantes, tais como mantas, calhas e lençóis isolantes, bastões e varas isolantes de manobras, protetores de isoladores, cestos aéreos, escadas, andaimes isolados, ferramentas manuais isoladas, etc., assim como os EPIs com isolação elétrica, luvas isolantes, mangas, perneiras, etc., de acordo com o item 10.7.8 e 10.4.3.1 da NR-10, devem ser submetidos a ensaios ou testes dielétricos, destinados à verificação da manutenção das suas características dielétricas compatíveis com a tensão elétrica da instalação objeto do serviço (Figura 33). Os procedimentos e periodicidade destes ensaios e testes deverão atender as normas técnicas, quando existirem ou, na falta destas, às especificações e recomendações dos fabricantes. Na omissão de normas técnicas ou instruções dos fabricantes, valerá então o procedimento elaborado pela empresa usuária. Cabe lembrar que os ensaios e testes devem ser acompanhados de laudos técnicos com resultados e responsabilização profissional, organizados e mantidos no prontuário das instalações elétricas (conforme 10.2.4.e da NR-10).

Figura 33 – Exemplos de materiais que devem ser ensaiados dieletricamente

3.5.7 Suspensão do serviço em condição de risco Os serviços em instalações elétricas energizadas devem ser suspensos sempre que ocorrer situação ou condição de risco não prevista e cuja eliminação ou neutralização imediata não seja possível, conforme considerado no item 10.6.3 da NR-10. Esses

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS podem ser os casos de intempéries da natureza (chuvas, ventos, inundações, etc.), manifestações sociais ou descontrole de fatores ambientais (vazamentos de gases, temperaturas excessivas, etc.) que possam colocar em risco o serviço. A suspensão é de responsabilidade do responsável pela execução dos serviços. Fica implícito que, sempre que houver um trabalho com instalações elétricas, haverá um responsável, o que também determina o item 10.11.6. Presume-se que esses serviços sejam realizados em equipe e, portanto, que a administração indique um superior para a condução dos trabalhos e que exerça a liderança da equipe no local.

Figura 34 - Trabalho acompanhado instalações energizadas em AT e no SEP

Os acompanhantes devem ser entendidos como trabalhadores que devem atender ao item 10.8 da NR-10 quanto à “autorização” de pessoas à realização de serviços elétricos. O processo de autorização da NR-10 implica o controle de três condições dos trabalhadores: a formação na área elétrica, o treinamento de segurança em serviços elétricos e a avaliação médica, conforme é tratado adiante neste guia. O trabalho acompanhado pode ser considerado uma medida de proteção coletiva, pois a sinergia de segurança emanada de outra(s) pessoa(s) com conhecimento similar envolvida(s) nos serviços minimiza a probabilidade de erros humanos e melhora a confiabilidade na segurança dos serviços com energia elétrica. Ainda em serviços com instalações elétricas energizadas em alta tensão (AT) e aqueles executados no Sistema Elétrico de Potência – SEP, o item 10.7.9 obriga que seja disponibilizado o equipamento que permita a comunicação de informações entre equipes de trabalho e/ou o centro de operações responsável pelo controle da instalação elétrica energizada em AT ou do SEP, objeto do serviço. O equipamento oferecido aos trabalhadores pode ser de qualquer tipo, porém deve permitir a comunicação permanente entre os usuários em qualquer local ou distância, de forma a assegurar-lhes boa qualidade e confiabilidade na comunicação, com procedimentos de uso, treinamentos e conduta ética operacional de comunicação. 3.5.8 E quipamentos

311

de proteção individual

Nas condições de realização de serviço com a instalação elétrica energizada (em que a medida prioritária de proteção por desenergização não pode ser aplicada) e quando outras medidas coletivas se esgotaram ou são inviáveis, fica liberado e torna-se obrigatório o uso de equipamento de proteção individual (EPI) para a segurança dos trabalhadores autorizados a realizarem serviços com instalações energizadas. O uso desses EPIs deve ser realizado mediante fundamentação técnica cabível na circunstância em questão e os equipamentos devem atender às disposições legais e regulamentares (ver 3.2 deste guia).

NR 10

A proibição para o trabalho individual em serviços com alta tensão e os realizados no sistema elétrico de potência (SEP) foi um tema relevante durante o desenvolvimento da NR-10 por envolver questões políticas, econômicas e judiciais, além, obviamente, de questões técnicas. Os serviços elétricos que envolvem o sistema elétrico de potência (geração, transmissão e distribuição de energia elétrica), abrangendo trabalhos em alta e baixa tensão, são sempre de elevado risco à vida, requerem alto grau de atenção e um comportamento diferenciado por parte dos trabalhadores que os realizam. Outro ponto importante a ser considerado nesse assunto é a elevadíssima gravidade dos acidentes nas atividades com alta tensão e SEP que, em geral, tem como consequência as lesões graves, seqüelas, incapacidade para o trabalho e, não raro, a morte. Nota-se que, por si só, o elevado grau de risco e a gravidade quando da ocorrência de acidentes com eletricidade justificam a proibição de trabalho individual nas condições que o item 10.7.3 determina, tornando obrigatório o trabalho acompanhado (Figura 34). Percebe-se que a intenção do Ministério do Trabalho e Emprego foi prevenir a ocorrência do acidente mediante a minimização de possibilidade de erro humano. Se considerarmos que um trabalhador pode errar 1 vez a cada 100 tarefas executadas (probabilidade individual P1 = 1/100), quando o trabalho envolver dois trabalhadores com mesma habilidade, a possibilidade de erro será o produto das probabilidades individuais, (P2 = 1/100 x 1/100 = 1/10.000), ou seja, a probabilidade de erro nessa condição será de 1 vez a cada 10.000 tarefas executadas. Essa orientação já está contida na norma ABNT NBR 14039 que trata das instalações elétricas de média tensão. No item 8.1.6, tal norma impõe que qualquer manobra deve ser efetuada

por, no mínimo, duas pessoas. A determinação do Tribunal Regional do Trabalho, em sua decisão judicial favorável ao trabalho acompanhado em serviços elétricos, conforme “Acórdão TRT nº 1544/2003-PATR”, foi uma confirmação desta orientação da NBR 14039. É de suma importância entender que o trabalho acompanhado impõe que o(s) acompanhante(s) também deva(m) possuir a mesma capacidade do(s) acompanhado(s), ou seja, ser BA4 ou BA5, conforme Tabela 18 da norma ABNT NBR 5410, a saber: • BA4 – Pessoas advertidas: Pessoas suficientemente informadas ou supervisionadas por pessoas qualificadas, de tal forma que lhes permite evitar os perigos da eletricidade (pessoal de manutenção e/ou operação); • BA5 – Pessoas qualificadas: Pessoas com conhecimento técnico ou experiência tal que lhes permite evitar os perigos da eletricidade (engenheiros e técnicos).


4 Áreas classificadas Conforme glossário da NR-10, área classificada é um “local com potencialidade de ocorrência de atmosfera explosiva”. Da ABNT NBR IEC 60079-14 se extrai que “Atmosfera explosiva: mistura com o ar, sob condições atmosféricas, de substâncias inflamáveis na forma de gás, vapor, névoa, poeira ou fibras, na qual após a ignição, a combustão se propaga através da mistura” (Figura 35).

312

Figura 35 – Área classificada

Nesse tipo de área, que é encontrada em inúmeras instalações (Figura 36), devem ser tomadas precauções especiais para a construção, montagem, instalação e utilização de instalações e equipamentos elétricos, uma vez que o aquecimento acima de certos limites e os eventuais centelhamentos podem ser capazes de inflamar a atmosfera explosiva. Isso resulta na adoção de medidas específicas em relação à possibilidade de contatos com partes vivas (energizadas), com a presença de eletricidade estática e com os aquecimentos inadequados provocados por equipamentos e serviços elétricos.

NR 10

Figura 36 – Exemplos de instalações que possuem áreas classificadas

O tema de áreas classificadas é abordado na NR-10 em seus itens 10.9.2, 10.9.4, e 10.9.5, conforme indicado a seguir. O item 10.9.2 determina que os materiais, peças, equipamentos e dispositivos elétricos utilizados em áreas classificadas têm obrigatoriedade de certificação no âmbito do

Sistema Brasileiro de Certificação exigida pela Portaria 83 de 03/04/2006 do INMETRO/MICT. De acordo com esta portaria, os equipamentos e dispositivos elétricos destinados ao uso em áreas classificadas adquiridos antes da sua publicação estão isentos de certificação, mas deverão comprovar que são seguros, mediante a apresentação de certificados estrangeiros ou nacionais, declarações, catálogos de fabricantes ou declarações de profissionais legalmente habilitados. A certificação ou os laudos devem se unir ao prontuário mencionado no item 10.2.4.f da NR-10. As áreas classificadas, assim como outras com elevado risco de incêndio, não suportam a ocorrência de situações que são toleráveis em outras instalações elétricas e, por isso, necessitam de medidas adicionais de prevenção contra o sobreaquecimento de superfícies, o surgimento de arco elétrico devido à sobretensão (que pode ocorrer inclusive durante a operação normal de dispositivos de manobra e de proteção). Dessa forma, o item 10.9.4 da NR-10 exige que sejam instalados dispositivos de proteção destinados ao alarme e seccionamento automático da alimentação para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de operação, possíveis de ocorrerem nesses ambientes com potencialidade de atmosferas explosivas ou elevado risco de incêndio. A instalação elétrica deve ter, no mínimo, um dispositivo de seccionamento de emergência, de acordo com 4.5.1 da NBR 5410, localizado em uma área não classificada, por meio do qual deverá ser possível desenergizar os equipamentos elétricos de algum lugar apropriado, se a sua energização contínua determinar algum risco, tal como sobreaquecimento ou sobrecargas. A equalização de potencial (equipotencialização) é sempre necessária para instalações elétricas em áreas classificadas. Seu objetivo é evitar o centelhamento perigoso entre as partes metálicas de estruturas. Todas as partes condutoras usualmente não energizadas e expostas devem ser conectadas à ligação equipotencial. Este sistema de equipotencialização deve incluir os condutores de proteção, os eletrodutos e demais condutos metálicos, proteções metálicas de cabos, armação metálica e partes metálicas de estruturas, mas não deve incluir os condutores neutros, quando existirem. A condutância entre partes metálicas de estruturas deve corresponder a uma seção mínima de 10 mm2 de cobre. No projeto do sistema de proteção contra descargas atmosféricas, devem ser previstos meios que evitem arcos ou centelhas passíveis de causar a ignição da mistura inflamável. O item 10.9.5 da NR-10 exige que seja implantado um procedimento de autorização, conhecido como “permissão para trabalho (PT)”, para a realização de serviços elétricos em áreas classificadas. A ‘PT’, obrigatória, deve ser documentada e formalizada mediante aplicação dos conceitos e princípios de desenergização (item 10.5 da NR-10 – ver 3.4 deste guia). Instalações elétricas precisam ser inspecionadas, testadas, mantidas e, com frequência, é necessário pesquisar defeitos durante as atividades de manutenção corretiva, o que implica a presença de circuitos energizados, máquinas e ferramentas que geram faíscas em condições normais de operação (por exemplo, as escovas de

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS um motor). Nessas condições, impossibilitada a aplicação da desenergização, devem ser adotados procedimentos de supressão do agente de risco, quer por diluição, quer por eliminação da presença da substancia inflamável ou explosiva, de modo a garantir a segurança da operação. Este procedimento deve ser devidamente formalizado por sua respectiva documentação. É importante destacar que as atividades em áreas classificadas exigem treinamento específico (ver item 5 deste guia) e a delimitação da área, conforme tratado no item 16.8 da NR-16. C lassificação

da área

A classificação da área é um método de análise e ordenamento segundo o risco de ambientes onde uma atmosfera explosiva está presente ou pode ser prevista para estar presente, em quantidades tais que requeiram precauções especiais para a construção, instalação e utilização de equipamentos e dispositivos de segurança. A classificação de áreas exige, portanto, que no ambiente existam produtos ou condições que gerem essas atmosferas explosivas, podendo ser gases inflamáveis, líquidos inflamáveis ou ainda poeiras/fibras combustíveis que possam ser liberados para o ambiente pelos equipamentos de processo que representam fontes potenciais de áreas classificadas. A delimitação de uma área classificada se processa mediante “zonas de risco” baseadas

na frequência e duração da ocorrência de uma atmosfera explosiva provocada por substâncias inflamáveis na forma de gás, vapor ou névoa, ou por atmosfera explosiva na forma de uma nuvem de poeira ou fibras de combustíveis no ar. O desenvolvimento de um trabalho de classificação de áreas de um estabelecimento começa com a análise da “probabilidade” da existência ou aparição de atmosferas explosivas nos diferentes locais da unidade, que serão posteriormente definidas como Zonas 0, 1 ou 2, nos casos de gás, vapor ou névoa ou ainda, zonas 20, 21 e 22 nos casos de poeiras e fibras combustíveis. • Zona 0: local em que uma atmosfera explosiva consistindo de uma mistura com o ar de substâncias inflamáveis na forma de gás, vapor ou névoa está presente continuamente, por longos períodos ou frequentemente; • Zona 1: local em que uma atmosfera explosiva consistindo de uma mistura com o ar de substâncias inflamáveis na forma de gás, vapor ou névoa é provável de ocorrer, ocasionalmente, em operação normal; • Zona 2: local em que uma atmosfera explosiva consistindo de uma mistura com o ar de substâncias inflamáveis na forma de gás, vapor ou névoa não é provável de ocorrer em operação normal e, se ocorrer, existirá somente por um curto período de tempo; • Zona 20: local em que uma atmosfera explosiva na forma de uma

313

NR 10

Figura 37 – Exemplo de classificação de área em um local de abastecimento de combustível

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS nuvem de poeira combustível no ar está presente continuamente, por longos períodos ou frequentemente; • Zona 21: local em que uma atmosfera explosiva na forma de uma nuvem de poeira combustível no ar é provável de ocorrer, ocasionalmente, em operação normal; • Zona 22: local em que uma atmosfera explosiva na forma de uma nuvem de poeira combustível no ar não é provável de ocorrer em operação normal e, se ocorrer, existirá somente por um curto período de tempo. As Figuras 37 e 38 apresentam exemplos de classificação de áreas. As áreas classificadas requerem a instalação de equipamentos e dispositivos elétricos (interruptores, comandos e controles elétricos, disjuntores, aparelhos e sistemas de iluminação, motores, alarmes, etc.) dotados de invólucros especiais para ambientes com atmosferas explosivas e selecionados em conformidade com as zonas de classificação adotadas. Os tipos de invólucros para equipamentos elétricos para áreas classificadas são os seguintes: • Invólucro a prova de explosão ‘d’: tipo de proteção em que as partes que podem causar a ignição de uma atmosfera explosiva são instaladas dentro de um invólucro que não é hermético, mas que pode suportar a pressão desenvolvida durante uma explosão interna

NR 10

314

Figura 38 – Exemplo de classificação de área em uma planta petroquímica

de uma mistura explosiva e que evita a transmissão da explosão para a atmosfera explosiva ao redor do invólucro; • Segurança aumentada ‘e’: tipo de proteção aplicada aos equipamentos elétricos nos quais medidas adicionais são aplicadas, de forma ao oferecer um aumento de segurança contra a possibilidade de temperaturas excessivas e da ocorrência de arcos ou centelhas em regime normal ou sob condições anormais especificadas; • Segurança intrínseca ‘i’: tipo de proteção baseada na restrição de energia elétrica envolvendo equipamentos e fiação de interconexão expostos a uma atmosfera explosiva com um nível abaixo daquele capaz de causar ignição, tanto por centelhas como por efeitos de aquecimento; • Tipo de proteção ‘n’: tipo de proteção aplicada a equipamentos elétricos que, em operação normal e em certas condições anormais especificadas, não sejam capazes de causar a ignição de uma atmosfera explosiva ambiente; • Imersão em óleo ‘o’: tipo de proteção em que o equipamento ou partes elétricas são imersas em um líquido de proteção de tal forma que uma atmosfera explosiva que possa estar acima do líquido ou do lado externo do invólucro não possa ser ignitada; • Pressurização ‘p’: técnica de prevenção contra o ingresso de atmosfera externa no interior de um invólucro, por meio da manutenção de um gás de proteção interno, a uma pressão acima da


Os detalhamentos técnicos sobre instalações e serviços elétricos em áreas classificadas dirigidos à classificação de áreas, limites admissíveis de aquecimento, identificações, proteção contra descargas atmosféricas, equalização de potencial, eletricidade estática, proteção contra centelhamentos, etc. devem ser estudados na normalização existente no âmbito da Associação Brasileira de Normas Técnicas. E letricidade Estática

O item 10.8 da NR-10 estabelece o conceito de “autorização” alicerçada em três fundamentos: formação na área elétrica, treinamento em segurança e controle médico (Figura 39). Qualificado Formação

Habilitado Capacitado

T R E I N A ME N TO

AUTORIZAÇÃO

f o rmAÇÃO

Treinamento

Controle médico

Básico - Complementar - Reciclagem Capacitado

Exames médicos Acompanhamento médico

Figura 39 – Fundamentos do conceito de “autorização” da NR-10

A responsabilização dos contratantes mediante o conceito de autorização da NR-10 exige o gerenciamento da mão de obra contratada (própria ou terceirizada) com a realização de controles na admissão ou aceitação, e na preparação do trabalhador para realizar as suas atribuições de natureza elétrica, quer sejam os eletricistas, montadores, instaladores, mantenedores, técnicos, engenheiros, etc. A responsabilização vai mais além quando associa o conceito de “proximidade” (ver 3.5.2 deste guia), o qual estende a necessidade da autorização para os trabalhadores que realizam suas atividades em proximidade de instalações elétricas, como são os casos de cabeamento telefônico, TV a cabo, sinalização viária, poda de árvores, iluminação pública, dentre outros.

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Dessa forma, a “autorização” é um processo administrativo de formalização legal do consentimento expresso pela empresa tomadora do serviço ao trabalhador para a prática de qualquer atividade que implique, direta ou indiretamente, a interação com instalações ou serviços elétricos. É implícito que a autorização está acompanhada da responsabilidade em autorizar trabalhadores próprios, terceirizados, avulsos, etc., razão pela qual é de fundamental importância que as empresas adotem critérios bem claros para assumir tais responsabilidades perante os recursos humanos utilizados para intervenções em instalações e serviços elétricos. 5.1 Formação

do trabalhador

A NR-10 define os conceitos de qualificação, habilitação, capacitação e treinamento dos trabalhadores. Conforme item o 10.8.1, um “trabalhador qualificado” é aquele que comprova a conclusão de curso específico na área elétrica reconhecido pelo Sistema Oficial de Ensino. Isso abrange as pessoas que receberam instrução específica em cursos reconhecidos

NR 10

Os processos ou equipamentos susceptíveis de gerar ou acumular eletricidade estática devem dispor de proteção específica e dispositivos de descarga elétrica, como determina o item 10.9.3 da NR-10. A eletricidade estática é o fenômeno de acumulação de cargas elétricas em um material qualquer, ou partes e substâncias (condutor, semicondutor ou isolante), geradas por fricção (atrito), por indução ou condução. No material isolante, este efeito produz um desequilíbrio (eletrização) entre cargas positivas e negativas. A natureza tende a restabelecer o equilíbrio entre as cargas, mas isso pode levar algum tempo e, durante esse intervalo, o material é capaz de atrair ou repelir outros isolantes devido à força columbiana. Nos materiais condutores, o desequilíbrio de cargas altera o potencial elétrico do material, fazendo surgir uma diferença de potencial entre o material condutor eletricamente carregado e a terra ou entre materiais. Em consequência dessa diferença de potencial, podem ocorrer descargas elétricas, com possibilidade de causar choques, faíscas, ruídos e outros fenômenos físicos capazes de provocar acidentes. Em diversos processos industriais, nas áreas com potencial de incêndio, tais como aquelas onde há fluxo de substâncias em alta velocidade, descarga de caminhões tanque, dentre outras, o acúmulo de eletricidade estática pode provocar graves acidentes. Dessa forma, essas áreas ou equipamentos devem dispor de proteções para evitar o aparecimento das cargas estáticas, ou então reduzi-las a níveis seguros.

5 Autorização do trabalhador

C O N T R O LE MÉD I C O

atmosfera externa diluição contínua (vazão) suprimento contínuo de um gás de proteção, após a purga, a uma taxa tal que a concentração da substância inflamável interna ao invólucro pressurizado seja mantida em um valor fora dos limites de explosividade para qualquer fonte de ignição potencial (ou seja, fora da área de diluição); • Imersão em areia ‘q’: tipo de proteção em que partes capazes de causar a ignição de uma atmosfera explosiva são fixadas em posições e completamente circundadas por um material de enchimento para evitar a ignição de uma atmosfera explosiva externa; • Encapsulamento ‘m’: tipo de proteção onde partes que sejam capazes de causar a ignição de uma atmosfera explosiva, seja por centelhamento ou aquecimento, são encapsuladas em um composto de tal forma que a atmosfera explosiva não possa ser ignitada sob condições de operação ou de instalação; • Proteção contra a ignição de poeira ‘tD’: tipo de proteção em que todos os equipamentos elétricos são protegidos por um invólucro para evitar a ignição de uma camada ou nuvem de poeira.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS e autorizados pelo Ministério da Educação e Cultura, foram aprovadas e, por essa razão, receberam um diploma ou certificado. Nesta categoria se encaixam os profissionais de nível superior (engenheiros eletricistas, etc.), os de nível médio com profissões regulamentadas (eletrotécnicos, tecnólogos, etc.) e as pessoas qualificadas em ocupações profissionais, tais como os eletricistas prediais e industriais, eletricistas de manutenção, dentre outros. Entre estes trabalhadores qualificados destacam-se os “profissionais legalmente habilitados”, que são aquelas pessoas previamente qualificadas em ensino profissionalizante e que promoveram o registro de seu diploma ou certificado no respectivo conselho de classe, que estabelece as atribuições e responsabilidades de cada qualificação em função dos cursos, cargas horárias e matérias ministradas, conforme definido no item 10.8.2 da NR-10. Tendo em vista as limitações e necessidades do país, a NR10 em seu item 10.8.3 estabeleceu a definição de “trabalhador capacitado”, abrindo para as empresas a oportunidade de oferecer um caminho positivo para o desenvolvimento dos seus recursos humanos. Um “trabalhador capacitado” é aquele que, embora não tenha frequentado cursos regulares ou reconhecidos pelo sistema oficial de ensino, tornou-se apto ao exercício de atividades específicas mediante a aquisição de conhecimentos e habilidades. Para que um trabalhador seja considerado capacitado, devem ser atendidas simultaneamente as seguintes condições:

NR 10

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a) o trabalhador tenha recebido capacitação específica às atividades que irá executar, sob orientação e responsabilidade de profissional habilitado e autorizado; e b) o trabalhador trabalhe permanentemente sob a responsabilidade de profissional habilitado e autorizado. Em ambas os casos, cabe ao profissional legalmente habilitado e autorizado pela própria empresa a responsabilidade de ministrar conhecimentos para o desenvolvimento das capacidades do trabalhador e acompanhá-lo na execução de tarefas específicas ligadas aos serviços com eletricidade. Compete ainda a esse profissional legalmente habilitado e autorizado o estabelecimento das limitações de atividades a serem realizadas pelo trabalhador capacitado e fornecer um documento que ateste a aptidão do capacitado para validação e responsabilização da capacitação adquirida. As atividades de ensino devem constar das atribuições profissionais do responsável por essa capacitação em seu conselho de classe. O trabalhador capacitado só poderá exercer as atividades sob responsabilidade de um profissional legalmente habilitado e autorizado, não sendo necessário que este profissional seja o mesmo que o capacitou. Fica claro no item 10.8.3.1 da NR-10 que a capacitação não confere nenhuma titularidade ao trabalhador válida no território nacional, e somente terá valor para serviços específicos, conferidos na capacitação. É importante ressaltar que a capacitação é válida unicamente para a empresa que o capacitou.

5.2 Treinamento

do trabalhador

5.2.1 G eral Adicionalmente ao processo de autorização, está consignado nos itens 10.6.1.1, 10.7.2, 10.10.8 e no Anexo III da NR-10 a necessidade de realização do “treinamento de segurança em instalações e serviços com eletricidade”, a ser ministrado em dois módulos. O primeiro módulo, chamado de Treinamento Básico, deve ser ministrado para todo e qualquer trabalhador a ser autorizado. O segundo módulo, identificado por Treinamento Complementar, tem o primeiro módulo como pré-requisito e destina-se exclusivamente aos trabalhadores envolvidos com o Sistema Elétrico de Potência, assim entendido a geração, a transmissão e a distribuição de energia elétrica, ou os trabalhadores que atuam nas suas proximidades. O Anexo III da NR-10, “Treinamento”, define o currículo do “Curso Básico – Segurança em Instalações e Serviços com Eletricidade”, cuja carga horária mínima é de 40 horas. O mesmo anexo descreve o conteúdo mínimo do “Curso Complementar – Segurança no Sistema Elétrico de Potência (SEP) e em suas proximidades”, com carga horária mínima adicional de 40 horas. Os treinamentos têm conteúdos de natureza multiprofissional, podendo ser ministrados por instituição de ensino, outras organizações ou pela própria empresa, mediante o concurso de profissionais legalmente habilitados por seus conselhos de classe a prestar ensino. Os profissionais que vão ministrar o treinamento devem ter concluído curso específico nas áreas de saber envolvidas nos treinamentos, ou seja, devem ter conhecimento e experiência na área elétrica, em segurança no trabalho e medicina. Cabe ao Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia (CREA) determinar as atribuições dos profissionais na área de eletricidade e de segurança no trabalho, ao Conselho Regional de Medicina (CRM) e ao Conselho Regional de Enfermagem (COREN) as atribuições na área de medicina. A certificação referente aos treinamentos impõe responsabilidades civis e criminais para as entidades emitentes e para os profissionais que ministram os ensinamentos aos trabalhadores autorizados. Dessa forma, quando os certificados são emitidos por instituição de ensino reconhecida pelo Ministério da Educação e Cultura, a responsabilidade está implícita à autorização controlada por aquele Ministério. Para as demais condições, os certificados deverão ser emitidos sob a responsabilidade das empresas e profissionais habilitados pelos respectivos conselhos de classe, em obediência ao ordenamento jurídico nacional, o saber e a experiência necessária. Os treinamentos são destinados à promoção e transferência de conhecimentos em segurança elétrica, segurança do trabalho, de medicina e resgate (primeiros socorros). Devem considerar a realidade de cada empresa, as situações efetivas de trabalho, de cada ramo de atividade, do padrão de operação, dos procedimentos de trabalho, do nível de tensão e de outras peculiaridades. Os treinamentos são específicos para cada empresa e, portanto, somente têm valor para aquela determinada empresa que o ministrou, conforme determina o item 10.8.8.2.a da NR-10.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Os treinamentos não devem ser oferecidos e vendidos às empresas de forma simplista, na pretensão apenas de atendimento formal a uma exigência normativa de instrução de trabalhadores, mediante formas, meios e material didático genéricos, distantes da realidade de cada situação de trabalho, pois, para as empresas e profissionais que autorizam os trabalhadores, os riscos e as responsabilidades deste assunto são sérios. Os treinamentos devem atender às cargas horárias e aos conteúdos programáticos mínimos determinados no Anexo III da NR-10, reproduzidos a seguir. 1. CURSO BÁSICO – SEGURANÇA EM INSTALAÇÕES E SERVIÇOS COM ELETRICIDADE I - Para os trabalhadores autorizados: carga horária mínima – 40 h: Programação Mínima: 1. Introdução à segurança com eletricidade. 2. Riscos em instalações e serviços com eletricidade: a) o choque elétrico, mecanismos e efeitos; b) arcos elétricos, queimaduras e quedas; c) campos eletromagnéticos. 3. Técnicas de análise de risco. 4. Medidas de controle do risco elétrico: a) desenergização. b) aterramento funcional (TN / TT / IT), de proteção, temporário; c) equipotencialização; d) seccionamento automático da alimentação; e) dispositivos a corrente de fuga; f) extra baixa tensão; g) barreiras e invólucros; h) bloqueios e impedimentos; i) obstáculos e anteparos; j) isolamento das partes vivas; k) isolação dupla ou reforçada; l) colocação fora de alcance; m) separação elétrica. 5. Normas Técnicas Brasileiras – NBR da ABNT: NBR-5410, NBR 14039 e outras;

9. Rotinas de trabalho – Procedimentos. a) instalações desenergizadas; b) liberação para serviços; c) sinalização; d) inspeções de áreas, serviços, ferramental e equipamento; 10. Documentação de instalações elétricas. 11. Riscos adicionais: a) altura; b) ambientes confinados; c) áreas classificadas; d) umidade; e) condições atmosféricas. 12. Proteção e combate a incêndios: a) noções básicas; b) medidas preventivas; c) métodos de extinção; d) prática. 13. Acidentes de origem elétrica: a) causas diretas e indiretas; b) discussão de casos. 14. Primeiros socorros: a) noções sobre lesões; b) priorização do atendimento; c) aplicação de respiração artificial; d) massagem cardíaca; e) técnicas para remoção e transporte de acidentados; f) práticas.

317

15. Responsabilidades. 2. CURSO COMPLEMENTAR – SEGURANÇA NO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA (SEP) E EM SUAS PROXIMIDADES. É pré-requisito para frequentar este curso complementar, ter participado, com aproveitamento satisfatório, do curso básico definido anteriormente. Carga horária mínima – 40 h

7. Equipamentos de proteção coletiva.

Programação Mínima:

8. Equipamentos de proteção individual.

1. Organização do Sistema Elétrico de Potência – SEP.

NR 10

6) Regulamentações do MTE: a) NRs; b) NR-10 (Segurança em Instalações e Serviços com Eletricidade); c) qualificação, habilitação, capacitação e autorização.

(*) Estes tópicos deverão ser desenvolvidos e dirigidos especificamente para as condições de trabalho características de cada ramo, padrão de operação, de nível de tensão e de outras peculiaridades específicas ao tipo ou condição especial de atividade, sendo obedecida a hierarquia no aperfeiçoamento técnico do trabalhador.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS 2. Organização do trabalho: a) programação e planejamento dos serviços; b) trabalho em equipe; c) prontuário e cadastro das instalações; d) métodos de trabalho; e e) comunicação. 3. Aspectos comportamentais. 4. Condições impeditivas para serviços. 5. Riscos típicos no SEP e sua prevenção(*): a) proximidade e contatos com partes energizadas; b) indução; c) descargas atmosféricas; d) estática; e) campos elétricos e magnéticos; f) comunicação e identificação; e g) trabalhos em altura, máquinas e equipamentos especiais. 6. Técnicas de análise de Risco no S E P.(*) 7. Procedimentos de trabalho – análise e discussão.(*)

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8. Técnicas de trabalho sob tensão:(*) a) em linha viva; b) ao potencial; c) em áreas internas; d) trabalho a distância; e) trabalhos noturnos; e f) ambientes subterrâneos. 9. Equipamentos e ferramentas de trabalho (escolha, uso, conservação, verificação, ensaios).(*) 10. Sistemas de proteção coletiva.(*) 11. Equipamentos de proteção individual.(*) 12. Posturas e vestuários de trabalho.(*) 13. Segurança com veículos e transporte de pessoas, materiais e equipamentos.(*) 14. Sinalização e isolamento de áreas de trabalho.(*) 15. Liberação de instalação para serviço e para operação e uso. (*)

NR 10

16. Treinamento em técnicas de remoção, atendimento, transporte de acidentados.(*) 17. Acidentes típicos(*) – análise, discussão, medidas de proteção. 18. Responsabilidades.(*)

5.2.2 Reciclagem do trabalhador O treinamento de reciclagem, conforme 10.8.8.2 da NR-10, prevê a renovação do treinamento a cada dois anos e, adicionalmente, sempre que ocorrerem as seguintes situações: a) troca de função ou mudança de empresa; Situação em que o foco da reciclagem deverá ser direcionado à mudança de empresa e, consequentemente, à alteração do cenário de desenvolvimento dos trabalhos, das instalações elétricas, da organização do trabalho, dos procedimentos técnicos, etc. A troca de função é entendida como a alteração em atribuições ou no local de trabalho, que acarreta alterações na exposição a riscos elétricos. b) retorno de afastamento ao trabalho ou inatividade por período superior a três meses; O foco da reciclagem será atualizar e renovar os conceitos e práticas de prevenção nos conteúdos propostos. c) modificações significativas nas instalações elétricas ou troca de métodos, processos e organização do trabalho; O foco da reciclagem está nas mudanças do projeto das instalações, na inclusão de novos equipamentos e metodologias, assim como as alterações na organização do trabalho. Contudo, quando a motivação da reciclagem for bienal, então o foco deverá ser o aprofundamento e direcionamento de temas de acordo com as necessidades e a realidade da organização e deverá atender com carga horária suficiente para permitir aproveitamento em revisões, nas mudanças dos procedimentos, instalações e serviços, de forma a surtir o efeito desejado na prevenção de acidentes. Na reciclagem dos trabalhadores, a NR-10 não determina nenhum conteúdo programático ou carga horária, e nem mesmo trata dos recursos a serem utilizados, porém fica evidente que os assuntos a serem abordados deverão ser relativos aos temas de segurança em serviços e instalações elétricas, com o viés de gerenciamento e responsabilidade que norteia a NR-10. Fica a critério da empresa estabelecer os currículos e cargas horárias das reciclagens em função das necessidades da empresa e dos profissionais objeto e, por conseguinte, assumir a responsabilidade pela decisão. 5.2.3 Treinamentos em resgates, primeiros socorros, combate a incêndios e trabalhos em áreas classificadas

O item 10.12.2 da NR-10 determina que os trabalhadores autorizados possuam o domínio das técnicas de socorro, de resgate, de remoção e de transporte de pessoas acidentadas, assim como o item 10.12.3 exige que a empresa possua e disponibilize os equipamentos e meios de aplicação destas técnicas. Dessa forma, é obrigatório e de extrema importância para a vida que os trabalhadores autorizados sejam treinados e possuam o conhecimento quanto aos equipamentos, técnicas de regate e primeiros socorros, pois a probabilidade de reanimação da vítima acidentada cai vertiginosamente com o passar do tempo após a parada cardiorrespiratória. Muitas vezes, a desobstrução das vias respiratórias, a aplicação de técnicas de reanimação

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS cardiorrespiratórias e a aplicação de métodos adequados de resgate podem significar a diferença entre a vida e a morte de um trabalhador na ocorrência de acidentes com eletricidade. Assim, a NR-10 determina a obrigatoriedade de atribuições e treinamentos aos trabalhadores a serem conferidos e ministrados sob a responsabilidade e custeio dos tomadores de serviço. O item 10.12.4, de forma análoga, exige que os trabalhadores autorizados a realizar serviços em instalações elétricas, que por sua própria natureza poderão gerar o início de incêndios, estejam aptos a aplicar equipamentos e metodologia adequada para conter esses sinistros em sua fase inicial. O treinamento deve ser dirigido ao uso e identificação de extintores, de hidrantes e a localização dos focos de incêndio, assim como as providências complementares para evitar grandes catástrofes e perdas significativas. O item 10.8.8.4 prevê que os trabalhos em áreas classificadas devem ser precedidos de treinamento especifico de acordo com o “risco envolvido”. Os trabalhadores liberados para serviços elétricos em áreas classificadas precisam estar cientes que não devem ser utilizados equipamentos capazes de gerar faíscas, como é o caso de quase todos os eletroportáteis, ou outros dispositivos com motores de escova ou de partida por enrolamento auxiliar e automático, ou ainda ferramentas de impacto, uma vez que mesmo as pneumáticas podem produzir faíscas em pedra, ferro ou outros materiais similares, gerando riscos no ambiente. Finalizando as prescrições sobre treinamento, o item 10.8.9 determina que trabalhadores com atividades não relacionadas às instalações elétricas desenvolvidas em zona livre, mas na vizinhança da zona controlada (ver 3.5.1 deste guia) devem ser instruídos formalmente com conhecimentos que permitam identificar e avaliar seus possíveis riscos e adotar as precauções cabíveis. O propósito dos treinamentos não é qualificar ou capacitar os trabalhadores, não sendo cabível ministrar ensinamentos de técnicas de eletricidade pertinentes à qualificação ou à capacitação do profissional. Se

o profissional não domina eletricidade, será então necessário encaminhálo para escola técnica. Dessa forma, o objetivo dos treinamentos é desenvolver os mecanismos, as técnicas e a consciência de segurança e de proteção específicos para os trabalhos com eletricidade, além da análise dos riscos elétricos e dos riscos adicionais existentes em serviços com instalações elétricas. Cabe ressaltar que o treinamento de segurança é obrigatório a toda e qualquer pessoa para que ela seja autorizada pela empresa a realizar intervenções nas instalações elétricas energizadas ou nas suas proximidades. Essa obrigatoriedade se aplica aos gerentes, supervisores, engenheiros ou chefes, bem como aos ajudantes, eletricistas, encarregados ou eletrotécnicos, instaladores telefônicos, pessoal de ar condicionado, etc. Independente de escolaridade, habilitação ou capacitação técnica, todos devem receber conhecimentos que permitam adotar atitudes no sentido de proteger a si e aos demais contra os efeitos nocivos da eletricidade. Não está previsto no Ministério do Trabalho e Emprego qualquer tipo de registro ou de validação dos treinamentos para atendimento da NR-10. No entanto, os treinamentos certamente serão fiscalizados pelo órgão quanto à forma legal, organização curricular, certificação, equipe multidisciplinar de profissionais habilitados, materiais educacionais, conteúdos, listas de presença, dentre outras evidências positivas de sua efetiva realização. Todos os contratantes solidariamente assumem as responsabilidades civis e criminais à realização adequada destes treinamentos. 5.3 Controle médico Os trabalhadores autorizados a intervir em instalações elétricas devem ser submetidos a um exame de saúde compatível com as atividades a serem desenvolvidas, que deve ser realizado em conformidade com a NR-7 e devidamente registrado em seu prontuário médico.

319

Condições para Autorização de Trabalhadores NR 10 FORMAÇÃO ( aprendizado técnico) SISTEMA OFICIAL DE ENSINO

NA EMPRESA

QUALIFICADO PROFISSÃO

ocupaçÃO

registro

capacitaçÃO específica sob responsabilidade de um profissional habilitado e autorizado

capacitado

habilitado

treinamento em segurança (mín 40 ou 80 horas)

*autorizado

NR 10

* Mediante controle médico

Figura 40 – Condições para autorização de trabalhadores conforme a NR-10

sob responsabilidade de habilitado e autorizado

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Conforme o item 10.8.7 da NR-10 é obrigatório a realização de avaliação da saúde física e mental (conceito da OMS) dos trabalhadores a serem autorizados a realizar serviços com eletricidade. Essa avaliação deve ser realizada por médico do trabalho, obedecendo a preceitos éticos estipulados por protocolo específico. Deve considerar que o autorizado, além da presença da eletricidade, irá trabalhar com grandezas de risco não palpáveis, tais como campos elétricos e magnéticos, condições posturais mais diversas, riscos ambientais agravantes, áreas confinadas, trabalhos em altura, radiação solar, ruído, calor, dentre outras. Tais riscos exigem uma consideração especial do profissional médico para avaliar a aptidão física e mental dos trabalhadores envolvidos com eletricidade. 5.4 Resumo

320

A Figura 40 apresenta um resumo dos assuntos discutidos em 5.1, 5.2 e 5.3 quanto à análise que deve ser realizada em relação às exigências para concessão de autorização aos trabalhadores em instalações e serviços elétricos conforme as prescrições da NR-10. Concedida a autorização para os trabalhos com eletricidade, a eConcedida a autorização para os trabalhos com eletricidade, a empresa deverá organizar um sistema de identificação desses trabalhadores, contendo a abrangência e amplitude da autorização, conforme item 10.8.5 da NR-10. A organização de identificação impõe que a empresa mantenha essa condição anotada no registro do trabalhador, conforme item 10.8.6. Essa medida possibilita maior controle de acesso às instalações elétricas. A combinação do processo de autorização com identificação e anotação na ficha de controle da mão de obra torna evidente a necessidade de uma ação gerencial sobre os empregados, terceirizados, cooperativados ou avulsos quanto ao controle documental de formação, treinamentos, exames médicos, EPIs, etc. Pode ser terceirizado o serviço, mas não a responsabilidade, que é solidária mesmo se existirem cláusulas contratuais em contrário, ficando sob a responsabilidade do contratante cumprir e fazer cumprir as exigências normativas, conforme estipulado na CLT, artigo 157, inciso I e no item 10.13.1 da NR-10. Essa documentação deverá ser organizada no prontuário das instalações elétricas a ser mantido em cada estabelecimento.

NR 10

6 Responsabilidades O item 10.13.1 da NR-10 determina que as responsabilidades sejam solidárias a contratantes e contratados, quando se tratar do cumprimento das regulamentações nela prescritas. Dessa forma, para efeito de aplicação das normas regulamentadoras, sempre que uma ou mais empresas, individuais ou coletivas e com personalidades jurídicas próprias, estiverem sob o comando ou controle ou ainda prestarem serviços sob administração ou contrato a outra empresa, serão solidariamente responsáveis a empresa principal, ou contratante, e as demais empresas subordinadas (contratadas). Para esta aplicação, os profissionais liberais, os trabalhadores autônomos e avulsos são equiparados à uma empresa. O conceito de responsabilidade solidária fundamenta-se na culpa “in eligendo”, proveniente da falta de cautela ou previdência na seleção ou escolha de profissional, pessoa ou empresa a quem confia a execução de um ato ou serviço. Por exemplo, designar ou manter um empregado não legalmente habilitado ou sem as capacidades ou aptidões requeridas

para a realização de um determinado serviço. Ou ainda, fundamenta-se na culpa “in vigilando”, que é aquela ocasionada pela falta de diligência, atenção, vigilância, fiscalização ou quaisquer outros atos de supervisão do tomador do serviço, no cumprimento do dever, para evitar prejuízo a alguém. Esse conceito consta também da Consolidação das Leis do Trabalho (CLT), artigo 157 e na NR-1, item 1.7.a , em que está implícita a responsabilidade solidária: “Cabe ao Empregador cumprir e fazer cumprir as disposições legais e regulamentares sobre segurança e medicina do trabalho”. Mesmo existindo uma relação contratual entre as partes com cláusulas explícitas de transferência de responsabilidades, o contratante (construtor, incorporador ou empreendedor), idôneo e responsável, que negligencia a contratação ou a vigilância de prestador de serviços ou fornecedor, sempre terá de responder civil e criminalmente, direta ou indiretamente, pela má qualidade do produto final, pela ocorrência de acidentes ou por quaisquer prejuízos a outras pessoas. Determina a NR-10 no item 10.13.2 que o contratante (tomador de mão de obra) tem o dever de informar e, consequentemente, de garantir o direito de informação e do saber do trabalhador sobre os riscos e possíveis perigos à segurança e à saúde, elétricos e não elétricos, a que serão expostos no desenvolvimento das atividades contratadas ou designadas. É oportuno lembrar que essa determinação da NR-10 não está dirigida somente aos trabalhadores que se envolvem diretamente com as instalações e serviços com eletricidade, mas também atinge os trabalhadores em ambientes circunvizinhos sujeitos às influências das instalações ou execução de serviços elétricos que lhes são próximos, conforme prescrito especificamente no item 10.8.9 da NR-10. Dessa forma, fica assegurado de forma explicita o direito de saber do trabalhador preconizado na Convenção 161 da OIT e no Decreto 127 de 22/05/1991 – Informar e instruir os trabalhadores sobre os riscos a que estão expostos. O item 10.13.4 da NR-10 indica as responsabilidades do trabalhador autorizado, que deve ter atenção em suas ações ou omissões que impliquem negligência, imprudência ou imperícia, zelando tanto pela sua segurança e saúde como pela de outras pessoas que possam ser afetadas. O trabalhador autorizado deve ter ainda o compromisso de cumprir as normas e regulamentos estabelecidos, elaborar e manter os procedimentos, planos e demais medidas internas de segurança e saúde, além de comunicar de imediato ao responsável pela execução do serviço as situações que considerar de risco para a sua segurança e saúde e também a de outras pessoas. Deve-se lembrar que este item está intimamente ligado, sendo o fundamento do direito de recusa tratado no item 10.14.1 da NR-10, tratado adiante neste guia. As responsabilidades de contratantes, contratados (prestadores de serviços) e trabalhadores que são tratadas na NR-10 integram o ordenamento jurídico nacional e, portanto, são ferramentas básicas para as decisões e sentenças que envolvam o assunto “segurança em serviços e instalações elétricas”. São os casos de ações junto ao Ministério da Justiça, tais como a responsabilização civil (indenizações) e criminal (prisões) e ações trabalhistas; junto ao Ministério Público, como a paralisação dos serviços, a imposição de pesadas multas; junto ao INSS Instituto Nacional do Seguro Social com ações regressivas; além, é claro, das ações de fiscalização do Ministério do Trabalho e Emprego, com a imposição de notificações, autuações, embargos e interdições.

GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS Em relação à responsabilidade civil e criminal, o Código Penal Brasileiro, que regulamenta os crimes contra a pessoa, contém: • Artigo121 – Parágrafo Terceiro: trata do homicídio culposo, com pena de reclusão de até 30 anos; • Artigo 129 – Parágrafo Segundo: trata de lesão corporal de natureza grave, com pena de reclusão de até 5 anos; • Artigo 132 – Perigo para a vida ou saúde de outrem, com pena de reclusão de até um ano. No Código Civil Brasileiro, atribui-se a “responsabilidade civil objetiva” e a “obrigação de indenizar”. Em seu Artigo 927 – Parágrafo Único fica estabelecido que “haverá obrigação de reparar o dano, independentemente de culpa, nos casos especificados em lei, ou quando a atividade normalmente desenvolvida pelo autor do dano implicar, por sua natureza, risco para os direitos de outrem”. Desta forma, o Código Civil adota critérios de responsabilidade objetiva no âmbito do direito privado. Com isso, há um significativo aumento na probabilidade de responsabilização dos culpados, na medida em que, em certas espécies de atividade (que incluem os serviços elétricos), o responsável está sujeito a indenizar por dano ainda que se tenha agido sem culpa, o que recomendaria a adoção de maior cautela por parte das pessoas ou empresas que atuem em atividade considerada perigosa. Essa teoria da responsabilidade objetiva adotada em certos casos não mais se baseia na culpa, mas, meramente, na demonstração da existência de nexo causal entre o dano e o agente que praticou a conduta lesiva. Direito de recusa O exercício do “direito de recusa” é tratado no item 10.14.1 da NR10, que determina que os trabalhadores devam interromper suas tarefas sempre que constatarem evidências de riscos graves e iminentes para sua segurança e saúde ou a de outras pessoas, comunicando imediatamente o fato ao seu superior hierárquico, que diligenciará as medidas cabíveis. Trata-se de uma ratificação do direito de recusa, previsto no Artigo 13 da Convenção 155 da OIT e promulgada pelo Decreto Federal 1.254 de 29 de setembro de 1994, com indicações de que essa providência de recusar-se a expor sua saúde e integridade física deva resultar em medidas corretivas, indicando a responsabilidade dos níveis hierárquicos superiores para as providências necessárias. Ressalte-se que esta atitude está associada à obrigação da comunicação imediata conforme estabelece a NR-10 no item 10.13.4. Interdição ou embargo Na ocorrência de condição de trabalho com instalações e serviços elétricos que implique grave e iminente risco, tratado no item 10.14.3 da NR-10 e na NR-3, o Ministério do Trabalho e Emprego deverá adotar procedimentos de fiscalização com o embargo ou interdição, mediante laudo técnico emitido. As definições de interdição e embargo são as seguintes:

• Item 10.2.4: os estabelecimentos não constituíram e mantém o Prontuário de Instalações Elétricas; • Item 10.2.8.1: ausência da adoção de medidas de proteção coletiva, prioritariamente, a desenergização – invólucro, aterramento, etc.; • Item 10.2.9.1: ausência da adoção de EPIs específicos e adequados às atividades desenvolvidas com instalações elétricas energizadas (luvas isolantes, calçados especiais, vestimentas de trabalho adequadas à condutibilidade, inflamabilidade e influências eletromagnéticas (10.2.9.2), dentre outros); • Itens 10.6.1; 10.6.1.1; 10.7.1; 10.7.2; 10.8.8: atividades em instalação energizada por profissional não autorizado ou não treinado em segurança com instalações e serviços elétricos; • Item 10.7.3: serviços em instalações elétricas energizadas em alta tensão, bem como aqueles executados no Sistema Elétrico de Potência (SEP), realizadas individualmente; • Item 10.7.7: ausência de desativação (bloqueio) dos conjuntos e dispositivos de religamento automático do circuito, sistema ou equipamento; • Item 10.9.5: serviços em instalações elétricas nas áreas classificadas sem a permissão para o trabalho com liberação formalizada ou supressão do agente de risco; • Item 10.4.1: falta de supervisão por profissional autorizado, na construção, montagem, operação, reforma, ampliação, reparo e inspeção.

Referências • IEC 61010-1 - Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and laboratory use - Part 1: General requirements • IEEE 1584 - Guide for Performing Arc Flash Hazard • NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão • NBR 5419 - Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas • NBR 8674 – Execução de sistemas fixos automáticos de proteção contra incêndio, com água nebulizada para transformadores e reatores de potência • NBR 10622 - Luvas isolantes de borracha - Especificação • NBR 14039 – Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV • NBR IEC 60079-14 – Equipamentos elétricos para atmosferas explosivas • NBR IEC 60947-1 – Dispositivos de manobra e comando de baixa tensão • NFPA 70 – National Electrical Code • NFPA 70E - Standard for Electrical Safety in the Workplace • Norma Regulamentadora Nº 6 (NR-6) – Equipamento de proteção individual - EPI • Norma Regulamentadora Nº 10 (NR-10) - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade • Norma Regulamentadora Nº 17 (NR-17) – Ergonomia • Norma Regulamentadora Nº 26 (NR-26) – Sinalização de segurança • OSHA / CFR 1910 - Occupational Safety and Health Standards • The other Electrical Hazard: Electrical Arc Blast Burns”. IEEE Transaction on Industrial Applications, Vol. 1A-18, No 3, p. 246 May/ June 1982. Ralph Lee

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NR 10

• Interdição: paralisação total ou parcial do estabelecimento, da frente de trabalho, do setor de serviço, da máquina ou equipamento. • Embargo: paralisação total ou parcial da obra de instalação elétrica (construção, montagem, instalação, manutenção e reforma).

Conforme a NR-10, as seguintes situações são consideradas graves e de iminente risco, capazes de promover o embargo ou a interdição:


Autores

Cláudio Sérgio Mardegan Engenheiro Eletricista, formado em 1980 pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI), hoje UNIFEI. Atua na área de proteção há 30 anos. É autor do livro de Proteção e Seletividade; escreveu vários artigos e realizou estudos de curto-circuito e seletividade em muitas empresas nacionais e internacionais de grande porte. Atualmente é Diretor da EngePower Engenharia e Comércio Ltda, empresa situada entre as líderes de mercado no segmento de estudos elétricos.

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Hélio Eiji Sueta Engenheiro eletricista, formado pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo em 1981, mestre em Engenharia Elétrica (EPUSP – 1998), doutor em Engenharia Elétrica (EPUSP, 2005). Nascido em São Paulo, capital, em 03 de fevereiro de 1958, é atualmente Chefe da Divisão Científica de Eletrotécnica e Eletrônica de Potência do Instituto de Eletrotécnica e Energia da USP (IEE-USP). Foi chefe da Seção Técnica de Altas Correntes por mais de dez anos onde se especializou em ensaios de curto-circuito e interrupção de altas correntes de equipamentos elétricos de potência. Desenvolveu a sua tese de doutorado na área de proteção de estruturas contra descargas atmosféricas. Participa em comissões de normalização, sendo o secretário da CE 64.10, e também de certificação de produtos.

Hilton Moreno Engenheiro Eletricista pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (1980). Atua intensamente em fóruns de normalização técnica nacionais e internacionais. Professor

NR 10

universitário, consultor de importantes empresas e entidades da área elétrica. Palestrante em congressos, seminários, workshops e cursos no Brasil e no exterior. Autor e coautor de várias publicações entre livros, manuais, guias e números

artigos técnicos. Diretor Técnico da Atitude Eventos e Diretor Geral da Hilton Moreno Consulting, empresa especializada em educação tecnológica a distância e presencial.

João José Barrico de Souza Engenheiro eletricista e de segurança do trabalho, Foi diretor da Divisão de Higiene e Segurança do Trabalho da Secretaria do Emprego e Relações do Trabalho, Foi membro do GT-10 que elaborou a NR-10 e do GTT-10 grupo Técnico Tripartite que discutiu a norma. É membro convidado , pela bancada governamental, da Comissão Permanente Nacional de segurança e energia Elétrica. Co-autor do Manual de Auxilio na Interpretação e Aplicação da Nova NR-10. É professor nos cursos de especialização em Engenharia de Segurança do Trabalho da FEI; UNIP; Osvaldo Cruz; Unitau; Unilins e do PECE da Poli-USP. Foi conselheiro do CREA-SP, na Camara de Engenharia elétrica e é Conselheiro Suplente na Camara de Engenharia de Segurança do Trabalho. Sócio da ABEE; e Vice- Presidente da APAEST; Diretor da Engeletric Serviços de Eletricidade, presta consultoria a varias empresas na área de segurança do trabalho com eletricidade e é colaborador permanente da Revista O Setor Elétrico, onde mantém uma coluna relacionada com o treinamento e conhecimento de segurança com eletricidade.

Joaquim Pereira Especialista em Engenharia de Segurança no Trabalho pela Faculdade de Engenharia Industrial da Fundação de Ciências Aplicadas em 1976, especialista em Administração de Recursos Humanos pela Fundação Getúlio Vargas em 1986, graduado em Engenharia Eletricista, Modalidade Produção, pela Faculdade de Engenharia Industrial da Fundação de Ciências Aplicadas em 1975, graduado em Engenharia de Produção pela Faculdade de Engenharia Industrial em 1977, graduado em Administração de Produção pela Universidade


de São Paulo em 1980. Docente da Faculdade de Engenharia Industrial, engenheiro de Segurança do Trabalho do Ministério do Trabalho e Emprego, auditor fiscal do trabalho do Ministério do Trabalho e Emprego, coordenador do Grupo Técnico Tripartite de Energia do Ministério do Trabalho e Emprego, coordenador técnico da atualização da Norma Regulamentadora Nº 10 do Ministério do Trabalho e Emprego, docente da Universidade Paulista, docente da Unital e docente da Faculdade Moura Lacerda.

Jobson Modena

Juliana Iwashita Kawasaki Arquiteta pela FAU-USP e mestre em Engenharia Elétrica pela POLI-USP. Membro da CIE, ASBAI e ABNT/CB-3 onde atua como coordenadora da revisão da NBR5413. Diretora da Arquilum Arquitetura de Iluminação, consultoria e projeto de iluminação e eficiência energética. Responsável por desenvolvimentos de produtos e softwares de cálculo luminotécnico. Escreve para revistas e sites e ministra treinamentos e cursos de pós graduação na área de iluminação.

323 Engenheiro Eletricista; Diretor da Guismo Eng.ª; Autor; Instrutor da ABNT; Palestrante; Consultor em Instalações Elétricas de Baixa Tensão, com ênfase na área de Aterramento Elétrico, Proteção contra Surtos de Tensão e Descargas Atmosféricas. Membro CB-3 da ABNT onde atualmente é o coordenador comissão que revisa a norma NBR 5419 - Proteção de Estruturas contra Descargas Atmosféricas. Membro do TC-81 da IEC – International Electrotechnical Commission, onde participa na confecção e revisão de normas internacionais

José Starosta Sócio - Diretor da “Ação Engenharia e Instalações” com experiência acumulada nas atividades relacionadas á instalações elétricas comerciais e industriais (com ênfase às áreas de projetos, eficiência energética e qualidade de energia). Autor de diversos trabalhos publicados, palestras e treinamentos. Graduação: Engenheiro Eletricista-Escola de Engenharia Mauá - 1982. Pós-Graduação: Mestre em Engenharia Elétrica - Escola Politécnica/ Universidade de São Paulo – 1998; Tese de mestrado: Uso racional de da ABESCO (Associação Brasileira das Empresas de Conservação de Energia).

Engenheiro eletricista pela UNIFEI e pós-graduado em gestão de negócios pela FGV. Trabalhou na Cemig por 22 anos, Eletrobras e Grupo Rede nas áreas de medição, automação da medição e proteção da receita. Representa a IURPA (international utilities revenue protection association) e é professor do curso de perdas na Funcoge. Atualmente trabalha como consultor

Marcus Possi Engenheiro eletricista, com mais de trinta anos na área de engenharia elétrica de média e alta tensão, sendo: quinze anos em gerência de contratos e de projeto de campo e mais de sete anos atuando na área de consultoria e treinamento de gerenciamento de projetos e engenharia elétrica nas empresas e indústria. Membro atuante do CB-3 da ABNT, e secretário da norma NBR14039. Perito em diversas varas cíveis, especialista em Gerenciamento de Projetos, autor e coordenador de 14 livros nas editoras Brasport e na editora Ciência Moderna, responsável Técnico e Legal da Ecthos Consultoria e Desenvolvimento Ltda.

Autores

energia elétrica em instalações comerciais. Atual presidente

Luiz Fernando Arruda

Guia Do Setor Elétrico - Normas

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