Subestacao_Eletrica_apostila

SUBESTAÇÕES

ELABORAÇÃO: Prof° ROMILDO ALVES DOS PRAZERES

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APRESENTAÇÃO

Essa apostila tem por objetivo ajudar o estudante da área elétrica dos cursos de tecnologia e engenharia, a ter os conhecimentos básicos necessários de uma Subestação Elétrica. Nos capítulos que se seguem, será visto os conceitos sobre uma subestação elétrica, suas funções, tipos e a localização de seus vários setores, os equipamentos utilizados e sua representação gráfica no diagrama unifilar  elétrico, os tipos de arranjos de barramentos utilizados, a planta de barramentos, cortes e vistas parciais, além das distâncias mínimas de segurança da parte energizada para com os equipamentos e solo. Conheceremos os sistemas de comunicação, proteção e medição usados em subestação, além de noções de terraplenagem. Quanto ao aterramento da subestação, veremos todos os procedimentos para determinar a resistividade do solo, as tensões de passo, contato e transferência e todo o cálculo da malha de terra de uma subestação. Reafirmo que o aluno deve estar em contínua reciclagem em função das alterações constantes causadas pela evolução tecnológica desta área.

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ÍNDICE 1. Sistema Elétrico 2. Subestações Elétricas – SE As funções de uma Subestação Tipos de Subestações Termos usados para definir partes de uma SE Localização dos vários setores de uma SE 3. Tipos de Diagramas Elétricos Elétricos utilizados utilizados em SE - Diagramas unifilares simplificados - Diagramas unifilares completos - Diagramas unifilares operacionais - Diagramas funcionais ou elementares - Diagramas trifilares - Diagramas sinóticos 4. Equipamentos utilizados na SE Barramentos Chave Seccionadoras - Tipos de Chaves Seccionadoras Disjuntores - Tipos de Disjuntores - Disjuntor e Baipasse - Disjuntor de Transferência - Disjuntor Religador Automático Pára-raios Chave fusível Chave de Aterramento Transformadores de Força Tipos de Transformadores Reator Trifásico de Aterramento Cabos Subterrâneos Transformador de Corrente – TC Transformador de Potencial – TP Instrumentos de Medição Os instrumentos utilizados Sistemas de Comunicação Conjunto Carrier para intercomunicação Comunicação Digital por meio de fibra óptica Sistemas de Proteção Tipos de Relés utilizados em SE Exemplos de aplicação de Relés 5. Arranjos de Barramentos Tipos de Arranjos 6. Arranjo Físico de uma SE Planta de Barramentos e Equipamentos Cortes e Vistas Parciais 7. Canaletas para Cabos Cabos de de Controle 8. Terraplenagem em SE 3

8.1 Levantamento Topográfico 9. Distâncias de Segurança 10. Aterramento em Subestação 10.1 Tensão de Passo – Ep 10.2 Tensão de Contato – Ec 10.3 Tensão de Transferência – Et 10.4 Determinação da resistividade do solo 10.4.1 Metodologia e equipamento utilizado 10.4.2 Identificação e escolha dos pontos a serem usados 10.5 Dimensionamento da Malha de Terra de uma SE 10.5.1 Dados de entrada: - Resistência medida - Dados complementares 10.5.2 Determinar a Resistividade média do solo 10.5.3 Dimensionamento da seção dos condutores da malha 10.5.4 Determinação do número de condutores paralelos da malha 10.5.5 Cálculo do comprimento dos condutores da malha 10.5.6 Determinação do Potencial de Passo admissível e calculado 10.5.7 Determinação do Potencial de Contato admissível e calculado 10.5.8 Verificação da Corrente de Choque que passa pelo corpo humano devido ao potencial de passo na periferia da malha 10.5.9 Verificação da Corrente de Choque que passa pelo corpo humano devido ao potencial da malha 10.5.10 Verificação da Corrente de Pick-up 10.5.11 Determinação da Resistência de Aterramento da malha 11. O efeito Corona

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1- SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA Podemos considerar que o sistema elétrico de potência é basicamente composto dos seguintes setores:

- Geração - Transformação (elevação da tensão) - Transmissão - Transformação (abaixamento da tensão) - Distribuição

Configuração de um sistema elétrico de potência. Tensão “kV” 13,8 34,5 69 138 230 345 500 750

Sistema Distribuição Subtransmissão Transmissão EAT(EHV) UAT(UHV)

A energia elétrica para ser encaminhada desde a geração até a distribuição, tem que ter meios de dirigi-la adequadamente através de conexões, para que permitam manobrar as linhas de transmissão e os alimentadores da forma mais confiável possível. Além das manobras, temos que ter  meios de modificar a tensão e regular seus níveis visando melhor atender as necessidades dos vários consumidores. Essa variação e regulação dos níveis de tensão são obtidas através das subestações, que possibilitam enviar adequadamente esses blocos de energia de um ponto a outro.

2- SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS – “SE” As subestações são partes componentes do "Sistema de Transmissão" (sistema elétrico sem a geração, distribuição e consumidores) e podem ser definidas como sendo um conjunto de 5

equipamentos destinados a transformar e regular as tensões geradas ou transportadas, permitir a operação segura das partes componentes do sistema, eliminar ou reduzir as faltas e permitir o estabelecimento de alternativas para o suprimento (o mais continuo possível) da energia elétrica.

- As Funções de uma Subestação Basicamente temos as seguintes funções: - Transformação: alteração dos níveis da tensão de modo a adequa-lo às conveniências de transmissão, distribuição e consumo. - Regulação: regular os níveis de tensão de modo a mantê-los nos limites aceitáveis e admissíveis. - Chaveamento: conexão e desconexão de componentes do sistema de transmissão ou distribuição, para orientar o fluxo de energia e isolar partes com defeitos, mantendo a continuidade no suprimento de energia elétrica. Algumas subestações, além das funções acima, possuem uma quarta que é a de modificar as características originais da energia elétrica. Estas subestações são denominadas de conversoras e destinam-se a modificar a freqüência ou a corrente alternada para continua e vice-versa. Como exemplo temos a subestação de Bateias que pertence a Itaipu.

- Tipos de Subestações Considerando que as subestações podem interligar sistemas elétricos (duas ou mais fontes), distribuir energia na tensão de transmissão para outros centros consumidores, ou para distribuição local em tensões de subtransmissão e distribuição, podemos considerar os seguintes tipos de subestações: - SE Elevadora: recebe energia na tensão de geração e a eleva para tensões de subtransmissão ou de transmissão. Embora raras, podem receber energia em tensão de subtransmissão e elevar para a tensão de transmissão. - SE Abaixadora: recebe tensão de transmissão ou subtransmissão, reduzindo para tensão de subtransmissão e/ou distribuição. Dependendo da localização da SE ou da forma como é conectada ao sistema podemos ter: - SE Interligadora: recebe energia de duas ou mais fontes objetivando o transporte para grandes centros consumidores. - SE de Transmissão: com características semelhantes a anterior, recebe grandes blocos de energia e transmite esta energia a outros centros consumidores nas tensões de transmissão e/ou subtransmissão. - SE de Distribuição: destinada a abaixar a tensão ao nível de distribuição e/ou subtransmissão de modo adequado para utilização direta de consumidores. - SE Industrial: recebe energia nas tensões de transmissão ou subtransmissão e transforma  para a tensão ou tensões de distribuição adequada para a utilização direta na indústria. Também os sistemas de controle e proteção dos alimentadores são adequados à indústria. 6

- Estação de chaves: como o próprio nome indica, sua função única é de chaveamento de vários circuitos, estabelecendo alternativas de suprimento.

- Termos usados para definir partes de uma subestação Para que uma subestação possa realizar as funções anteriormente descritas, ela é composta de transformadores, dispositivos para controle da tensão, disjuntores e chaves seccionadoras, além dos dispositivos de controle (comandos e medição) e proteção (reles, fusíveis, pára-raios, etc.). Os termos mais utilizados para definir partes de uma SE, são: - Modulo, Seção ou "bay" de transformador - é a parte da SE que inclui todos os equipamentos e dispositivos necessários ao bom funcionamento do transformador. - Modulo, Seção ou "bay" de linha - idem ao anterior, necessários ao bom funcionamento da conexão de uma LT. - Modulo, Seção ou "bay" de Transferência - idem ao anterior, necessários à conexão do disjuntor de transferência - Barramento: dispositivo destinado a receber energia de uma ou mais fontes e distribuir a uma ou mais cargas (o transformador é considerado uma carga). Uma SE pode ter mais de um  barramento com níveis de tensões diferentes. Os barramentos são formados por um conjunto de 7

condutores elétricos (cabos, tubos ou barras). - "Baipasse (By pass)": é uma chave seccionadora destinada a oferecer uma alternativa  provisória para o fluxo de energia, enquanto o equipamento principal (disjuntor) está fora de operação.

- Localização dos vários setores de uma subestação Em geral, em uma subestação, os setores são bem definidos e podem ser identificados como: - Setor de tensão mais alta; - Setor de tensão media; - Setor de tensão mais baixa; - Casa de comando. Os setores de tensão mais alta e média, deve localizar-se de forma a permitir a entrada e saída de novas linhas de transmissão, acessos para os equipamentos pesados. O setor de tensão mais  baixa, deve localizar-se de modo a permitir a fácil saída de alimentadores de distribuição. Assim, deve estar sempre voltado para uma rua ou estrada que permita instalar todos os alimentadores  possíveis(não mais de oito). Também não deve estar muito distante dos transformadores de força (principalmente se houver cabos de energia). A casa de comando deve estar localizada de tal forma que permita uma boa visibilidade das instalações externas da subestação. Além disso, deve ser construída em um plano um pouco superior  ao pátio externo. Suas dimensões devem comportar adequadamente os painéis de comando,  proteção, sala de comunicações, sala de baterias, escritório, cozinha, sanitários a almoxarifado. Sob os painéis podemos ter o porão, mini porões ou canaletas para permitir a instalação e manutenção dos cabos de controle de proteção, medição e sinalização. Não devemos esquecer na definição das dimensões da sala de comando as possíveis ampliações que poderão ser feitas.

3- DIAGRAMAS O diagrama é a representação gráfica por meio de símbolos que caracterizam um equipamento.  Numa subestação, indica a quantidade de equipamentos, suas funções e interligação. Num diagrama deve-se manter a posição real dos equipamentos o mais próximo possível da realidade. O diagrama deve possibilitar absoluta clareza a seus usuários, facilitando a sua interpretação. Procurar fazer traços bem definidos, usando sempre ângulos retos nas derivações de barramentos, linhas de alimentação e atuação. Os diagramas podem ser unifilares, onde todos os condutores são representados por um único traço, e multifilares onde cada condutor será representado por um traço.

- Tipos de diagramas utilizados em subestação Os diagramas usados em subestação, podem ser completos, simplificados ou específicos. Abordaremos rapidamente alguns tipos: - Diagramas unifilares simplificados: indica somente o arranjo funcional elétrico e a disposição dos principais equipamentos da SE. Assim, neste tipo de diagrama, figuram os  barramentos, transfomadores de força, reguladores de tensão, banco de capacitores, chaves seccionadoras, chaves fusíveis, disjuntores, religadores, transformador de aterramento e chaves de aterramento rápido. Em certos casos, alguns dos equipamentos citados não são indicados. - Diagramas unifilares completos: Este tipo de diagrama, além de indicar os mesmos 8

elementos do simplificado, indica outros detalhes de medição, proteção e forma de atuação. Assim, teremos também tipos de TC`s, TP`s, medidores, sistemas de proteção, pára-raios, comunicação, a quantidade dos equipamentos instalados, seu modo de operação e intertravamentos. Em última análise, num diagrama unifilar completo podemos saber tudo sobre a SE sob o ponto de vista funcional e elétrico, menos os aspectos físicos. - Diagramas unifilares operacionais: Basicamente são diagramas iguais aos simplificados, diferenciando deles apenas quanto a identificação dos equipamentos de manobra (seccionadoras e disjuntores). Estes diagramas, destinam-se ao planejamento e/ou orientação quanto às operações necessárias de uma SE. - Diagramas funcionais ou elementares: Este tipo de diagrama é destinado a mostrar o funcionamento dos equipamentos existentes em uma SE. Geralmente estes diagramas mostram o funcionamento dos circuitos de comando, sinalização e medição. Nos diagramas funcionais são indicados os contatos (normalmente abertos ou fechados), elementos ativos (bobinas de acionamento, motores, etc.), sinalizadores (lâmpadas, sirenes, etc.), fusíveis, fontes de alimentação (C.A ou C.C.). - Diagramas trifilares: São representações gráficas dos circuitos elétricos, levando em consideração as três fases do sistema trifásico. Destinam-se a detalhar principalmente as conexões das fases entre si e permitem uma visualização da seqüência de fases ( faseamento ). Embora pouco utilizados, os trifilares servem para uma análise geral, mas tornam-se complexos e confusos quando se tenta representar uma SE completa. - Diagramas sinóticos: É uma espécie de diagrama unifilar simplificado, utilizado sobre os  painéis e mesas de comando, onde o operador pode visualizar se os equipamentos de manobra se encontram abertos ou fechados.

4 - EQUIPAMENTOS E SUA REPRESENTAÇÃO - BARRAMENTOS É um dispositivo elétrico cuja finalidade é receber energia elétrica de uma ou mais fontes na mesma tensão, e distribuir para uma ou mais cargas na mesma tensão. É através do barramento que são feitas as conexões entre as linhas de transmissão ou distribuição. Podem ser de tubos, barras metálicos ou cabos de alumínio.

Símbolo

Denominação

Barramento principal e de transferência. BP = Barramento principal. BT = Barramento de transferência

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- DISJUNTORES É um dispositivo elétrico capaz de interromper a corrente elétrica com carga, e inclusive condições de curto-circuito, sem sofrer os danos ocasionados pelo arco voltáico e quando acoplado a relés, proporciona um perfeito sistema de proteção aos circuitos a ele ligados.

- Tipos de disjuntores: - Disjuntor com grande volume de óleo - Disjuntor com volume reduzido de óleo - Disjuntor a gás Os dois primeiros diferem em vários aspectos, a começar pelas suas dimensões. O disjuntor a volume reduzido de óleo possue uma tecnologia mais sofisticada, sendo seu tempo de abertura dos contatos menor que o de grande volume. Possui ainda a vantagem da facilidade de manutenção e manuseio podendo ser extraível. Com desvantagem em relação ao de grande volume, estão as manutenções que devem ser feitas com maior freqüência. O disjuntor a gás, utiliza o gás SF6 como elemento para eliminar o arco voltaico na chave. Trabalharemos somente com esses tipos de disjuntores, por serem os mais utilizados, apesar de existir outros modelos no mercado.

Símbolo

Denominação Disjuntor ( o símbolo vale para todos os tipos)

- Disjuntor com baipasse

Baipasse ou passagem ao lado, em subestação é uma ponte feita sobre um disjuntor. Utiliza-se o baipasse somente em casos de emergência e por curto espaço de tempo. Sua principal finalidade é isolar um disjuntor sem interromper o fornecimento de energia. O baipasse é feito antes das chaves seccionadoras para que o disjuntor fique isolado em caso de manutenção. Símbolo Denominação Chave baipasse em um disjuntor  52 – número que representa os disjuntores 01 – numeração seqüencial do disjuntor no diagrama unifilar 

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- Disjuntor de transferência Em geral nas Subestações de grande porte, cujo fornecimento de energia elétrica não deve ser  interrompido, mesmo em caso de avaria no disjuntor, justifica-se a utilização de disjuntores de transferência.

Símbolo

Denominação

Disjuntor de transferência.

Tendo somente um disjuntor de transferência no barramento, ele deve ser utilizado somente no período de manutenção de um outro disjuntor do barramento, devendo estar  sempre disponível para o uso. Exemplo prático de um disjuntor de transferência ligado nos barramentos principal “BP” e de transferência “BT”:

Supondo-se que o disjuntor 52-01 esteja ligado, para desligá-lo para uma eventual manutenção, a seqüência de operações utilizando-se o disjuntor de transferência 52-04, seria: 1ª Operação: Fechar as chaves 29-14 e 29-15 do disjuntor de transferência 52-04; 2ª Operação: Fechar a chave 29-06 do baipasse; 3ª Operação: Fechar o disjuntor de transferência 52-04; 4ª Operação: Abrir o disjuntor 52-01; 5ª Operação: Abrir as chaves 29-05 e 29-07 do disjuntor 52-01. 11

Para fechar novamente o disjuntor 52-01, a operação deve ser inversa (da 5ª para a 1ª operação, trocando o abrir por fechar e vice-versa), lembrando que nessa operação de manobra, a tensão deve sempre passar pelo disjuntor devido ao arco voltáico, sendo que as chaves seccionadoras devem ser operadas sempre sem tensão e após abertura do disjuntor. Lembrete do professor: Enfatizar aos seus alunos que a manobra de fechamento ou abertura de um barramento de subestação, deve ser sempre realizada por meio do disjuntor, que elimina o arco voltaico através do óleo, do gás, etc. Utilizando-se do mesmo diagrama, abrir o disjuntor 52-03, mantendo em operação essa saída da subestação, utilizando-se do disjuntor de transferência 52-04. Após feita essa operação, voltar a religar o disjuntor 52-03.

Abrir o 52 - 03: 1ª Operação: Fechar as chaves 29-14 e 29-15 do disjuntor de transferência 52-04. 2ª Operação: Fechar a chave 29-12 do baipasse. 3ª Operação: Fechar o disjuntor de transferência 52-04. 4ª Operação: Abrir o disjuntor 52-03. 5ª Operação: Abrir as chaves 29-11 e 29-13. Fechar o 52 - 03: 1ª Operação: Fechar as chaves 29-11 e 29-13. 2ª Operação: Fechar o disjuntor 52-03. 3ª Operação: Abrir o disjuntor de transferência 52-04. 4ª Operação: Abrir a chave 29-12 do baipasse. 5ª Operação: Abrir as chaves 29-14 e 29-15 do disjuntor de transferência 52-04. - Disjuntor Extraível: São utilizados em tensões até 69 kV, e são facilmente removíveis do circuito. No símbolo as setas indicam que o equipamento pode ser retirado do circuito, pois não  possuem ligações permanentes. Para esse caso não há necessidade de chaves seccionadoras para isolar o disjuntor. Em caso de manutenção basta removê-lo do circuito. Símbolo

Denominação Disjuntor extraível.

- RELIGADOR AUTOMÁTICO

O religador automático é um disjuntor simples acoplado a um sistema de religamento automático que pode ser eletrônico ou hidráulico. Os religadores automáticos são utilizados nas saídas dos alimentadores de 13,8 kV e 34,5 kV da rede de distribuição das subestações, por permitir que os defeitos transitórios sejam eliminados sem a necessidade de deslocamento de pessoal de manutenção para percorrer o alimentador em falta. 12

Como o religador possui um relé de religamento (geralmente ajustado para três religamentos de 3 segundos), num curto-circuito rápido, por exemplo, ocasionado por um galho de árvore que venha a cair sobre os cabos de um alimentador num dia de chuva com vento, e sair de cima dos cabos nesse período de ajuste dos três religamentos, evita que o alimentador seja desligado e a equipe de manutenção seja chamada, privando com isso que os consumidores fiquem sem energia elétrica por um período de tempo maior.

Símbolo

Denominação Religador automático.

Religador automático instalado na saída de 13,8 kV. - TRANSFORMADORES Transformadores de Potência (força) são dispositivos destinados à transformação de tensão e corrente sem que se altere a potência.

- Tipos de Transformadores: Transformador de força de dois enro1amentos. Transformador de força de três enro1amentos. Transformador regulador de tensão. Alto transformador. Importância: É um dos principais dispositivos elétricos existentes em uma subestação, responsável pela transformação e distribuição de energia em diversos níveis de tensão e corrente.

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Símbolo

Denominação Transformador trifásico de potência (força) de dois enrolamentos, ligado em estrela/ triângulo, com comutação sobre carga.

Transformador trifásico de potência de dois enrolamentos, ligado em estrela/triângulo.

Transformador trifásico de potência de três enrolamentos( primário, secundário e terciário ), ligado em estrela/triângulo/estrela.

Auto-transformador regulador de tensão com terciário.

- REATOR TRIFÁSICO DE ATERRAMENTO É um dispositivo utilizado na tensão 13,8 kV ligado em triângulo, com a função de conseguir um neutro artificial, para detectar quando o cabo vier a encostar no solo, fazendo atuar os dispositivos de proteção. Ele é constituído de apenas um enrolamento ligado em zigue-zague com o neutro aterrado. Ele é conectado ao terciário do transformador quando este é ligado em triângulo. Símbolo Denominação

Reator trifásico de aterramento ligado em zig-zag com neutro acessível.

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Reator trifásico de aterramento com chaves seccionadoras na entrada e no neutro.

Importante: Esse equipamento é indispensável a proteção das redes 13,8 kV que são ligadas em triângulo, pois se o cabo da rede cair ao chão, o mesmo iria permanecer energizado e uma falta à terra não seria detectada colocando em riscos à vida humana. - CHAVES DE OPERAÇÃO - Chave seccionadora: é um dispositivo elétrico destinado a isolar um circuito ou trecho de circuito ou um equipamento. Normalmente está intertravada com um disjuntor, porque só pode ser  aberta ou fechada quando esse disjuntor estiver também aberto, ou seja, jamais pode ser operada com carga. Símbolo

Denominação Chave seccionadora de abertura lateral.

Chave seccionadora com dupla abertura lateral.

Chave seccionadora com abertura central.

Representamos a simbologia da chave seccionadora sempre aberta (desligada), independente de como esteja na subestação.

- Chave fusível: é uma chave seca acoplada a um elemento fusível. Serve tanto para proteção quanto para manobra, sendo usada principalmente na tensão de distribuição 13 ,8 kV . Símbolo

Denominação Chave fusível indicadora unipolar.

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- Chave de aterramento: é uma chave seca que serve para ligar uma linha de transmissão à terra todas as vezes que ela for desligada para manutenção, fazendo com que haja proteção contra a tensão que aparece nas linhas desenergizadas, devido a eletrização por fricção causada pelo vento e devido ao efeito capacitivo da linha. Também dentro da área de segurança é de uso obrigatório todas as vezes que a rede for desligada para manutenção e o pessoal estiver trabalhando nas torres, evitando com isso que a mesma seja ligada causando um sério acidente. Normalmente está intertravada com a chave seca situada no barramento. - Chave de aterramento rápido: serve para provocar um curto-circuito proposital na linha, fazendo operar a proteção da subestação mais próxima. Em geral, usado nas subestações pequenas. Símbolo

Denominação

Chave de aterramento intertravado com a chave seccionadora do disjuntor.

Chave de aterramento rápido.

- MUFLAS TERMINAIS PRIMÁRIAS É um dispositivo destinado a restabelecer as condições de isolação da extremidade de um condutor isolado quando este é conectado a um condutor nu. Há uma grande variedade de muflas,  porém as mais conhecidas são as muflas constituídas de um corpo de porcelana vitrificada com enchimento de composto elastomérico e fornecidas com o kit que contém todos os materiais necessários à sua execução. Esse tipo de mufla pode ser singelo ou trifásico. O primeiro destina-se às terminações dos cabos unipolares (muflas terminais singelas), enquanto o segundo tipo é utilizado em cabos tripolares (muflas terminais trifásicas). Podem ser utilizadas tanto ao tempo quanto em instalações abrigadas. Atualmente, as terminações constituídas de material termocontrátil tem sido utilizadas com muito sucesso, em substituição às tradicionais, porém, eficientes muflas de corpo de  porcelana. A simplicidade da emenda e a facilidade de sua execução, além da compatibilidade de  preço fazem das terminações termocontráteis um produto altamente competitivo.

Símbolo

Denominação Cabo subterrâneo e suas muflas.

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-PÁRA-RAIO É um dispositivo destinado a proteger os circuitos e os equipamentos a eles ligados de descargas atmosféricas, as quais ocasionam sobre-tensão na linha podendo danificar os equipamentos, caso não estejam protegidos. Devido a estas características, os pára-raios são colocados às entradas e saídas de linhas de transmissão e redes de distribuição que chegam ou saem das subestações, como também na entrada e saída dos transformadores de força.

Símbolo

Denominação Pára-raio para subestação.  parênteses a quantidade.

Indicar

entre

Exercício 1: Confeccionar o diagrama unifilar de uma subestação que recebe uma tensão de 230 kV e que deverá conter no seu barramento os seguintes equipamentos: 3 pára-raios, chave de aterramento rápido, disjuntor com seccionadoras e baipasse, sendo que o disjuntor está ligado ao barramento  principal e o baipasse vai ligado ao barramento de transferência, ambos de 230 kV. Do barramento  principal saem um circuito com disjuntor, seccionadoras e baipasse, 3 pára-raios, tranformador de força de três enrolamentos ligado em estrêla/estrêla/triângulo, tensão superior - 230 kV, tensão média - 69 kV e tensão inferior - 13,8 kV. Após o transformador tem 3 pára-raios, disjuntor e seccionadoras e os barramentos principal e de transferência de 69kV. Logo após os barramentos tem o disjuntor e as seccionadoras e o baipasse e na saída 3 pára-raios. Nos barramentos de 230 kV e 69 kV estão instalados os disjuntores de transferências, que vão interligar o barramento principal com o de transferência. Ligado no terciário do transformador temos um reator trifásico de aterramento.

5 - ARRANJOS DE BARRAMENTOS Como vimos nas funções da subestação, para que aquelas sejam completas em uma SE, se faz necessário estudar a disposição elétrica relativa das barras, entre si, e em relação aos dispositivos de manobra dos circuitos. Esta forma de realizar a conexão elétrica entre os vários circuitos é representada pelo Arranjo de Barramento. Para selecionar o arranjo mais adequado a cada SE é conveniente levar em conta alguns critérios básicos conforme a seguir: - flexibilidade de operação - segurança do sistema elétrico - simplicidade do sistema de proteção - facilidade de manutenção - possibilidade de limitação do nível de curto-circuito - possibilidade de fácil expansão 17

É obvio que associado aos critérios acima, devemos ter sempre em mente o aspecto custo da instalação. Todavia, o custo (economia) não deve interferir no aspecto técnico a ponto de prejudicar  o desempenho da instalação. Este custo não é apenas o custo de implantação da SE, mas deve-se considerar o custo de uma interrupção no fornecimento de energia, as despesas com manutenção e os custos devido à impossibilidade de operação do sistema em condições econômicas ótimas. Embora os critérios mencionados sejam válidos na orientação da escolha do arranjo de uma SE, é claro que aspectos particulares de cada empresa, o grau de importância dado a cada um dos critérios e os aspectos subjetivos do projetista darão características particulares a cada SE.

- ARRANJO COM BARRA SIMPLES Basicamente é composto de uma única barra, na qual são conectadas as LT`s e os transformadores. Geralmente é utilizado em sistemas radiais para subestações de média importância. Este arranjo é adotado para algumas SE`s de distribuição e industriais. Oferece as vantagens da simplicidade, baixo custo e manobras simples. Como desvantagens, apresenta pouca flexibilidade de operação, dificuldades para a manutenção, pois exige desligamentos, interrompendo o fornecimento de energia.

- ARRANJO COM BARRAS PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA Este sistema de arranjo apresenta uma boa confiabilidade, permite manobrar qualquer um dos disjuntores ( LT ou transformador), sem que haja necessidade de interromper o fornecimento. Embora mais caro, o arranjo com barra de transferência ou auxiliar ou "by-pass" é uma solução intermediária que satisfaz as necessidades operacionais da maioria das SE`s. Vamos analisar a figura abaixo para se ter uma boa compreensão do sistema.

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Observando a figura, concluímos que o disjuntor de transferência (o que energiza a barra de transferência ) pode substituir qualquer um dos demais disjuntores, porem um de cada vez. Quando o disjuntor de transferência estiver em operação, toda a proteção do circuito substituído deverá ser  transferida para atuar sobre ele. Economicamente esta solução não é muito onerosa se comparada com outros arranjos de vantagens técnicas semelhantes. Os recursos operacionais deste arranjo podem ser melhorados se introduzirmos o seccionamento da barra principal conforme a fígura abaixo.

- BARRAS DUPLAS De um modo geral, este tipo de arranjo é utilizado onde há necessidade de várias conexões de fontes ou linhas. Esta flexibilidade é exigida nas SE`s importantes onde os valores de corrente são elevados.

Embora a manutenção de uma barra não cause grandes transtornos, a manutenção das seccionadoras é bastante difícil, exigindo em alguns casos o desligamento do circuito. Uma variação deste sistema, e também mais cara, é a utilização de uma barra auxiliar, mostrada a seguir.

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O sistema mostrado na figura acima, operacionalmente mais completo, pois o disjuntor de acoplamento à barra auxiliar garantirá a continuidade do fornecimento de energia durante a manutenção de uma das conexões normais. Todavia, tem como inconveniente, além do elevado custo, a manutenção difícil das seccionadoras da barra auxiliar. Para tensões superiores a 230 kV e instalações de grande importância, podemos acrescentar  mais um disjuntor nas conexões diretas dos barramentos, mostrado na figura a seguir .

Este arranjo, além do custo elevado devido à grande quantidade de disjuntores e seccionadoras, exige uma maior sofisticação da proteção, manutenção mais onerosa e espaços físicos maiores.

- BARRAMENTO EM ANEL A solução com barramento em anel é extremamente interessante, principalmente em instalações de médio porte. Este sistema permite que um disjuntor saia de serviço sem prejudicar o fornecimento de energia. O sistema consiste em ter um barramento em forma de anel onde teremos  para cada conexão do barramento, um disjuntor com as respectivas seccionadoras, mostrado a seguir.

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É fácil observar que. este arranjo obriga que todos os equipamentos inseridos no anel, sejam dimensionados para a máxima corrente prevista na instalação. Este aspecto, limita o número de circuitos a serem conectados no anel. Um bom número é de seis a oito conexões. Sob o ponto de vista de manutenção, o sistema permite faze-la sem interrupção, já que haverá sempre uma segunda alternativa para o fluxo de energia, para cada uma das conexões. Porém uma falta em um trecho do  barramento, terá o efeito semelhante ao de uma barra simples, muito embora esta falta, na maioria dos casos, possa ser isolada. Para ampliacões, o sistema em anel não é muito flexível, razão pela qua1 e1e deve ser adotado para SE`s onde o numero de conexões é definido e as ampliações  previsíveis. O anel é solução bastante utilizada para SE`s tipo distribuição, onde uma LT é seccionada para sua energização. O sistema de proteção é relativamente simples quando restrito às LT`s e/ou conexões, tornando-.se mais complexo quando se deseja proteger o barramento.

- ARRANJO TIPO UM DISJUNTOR E MEIO Este sistema combina as características vantajosas dos arranjos em anel e de barra dupla. O nome deve-se ao fato de que para cada duas conexões à barra, necessitamos de 3 disjuntores ou seja,  para cada conexão um disjuntor e meio. A figura a seguir mostra esse tipo de arranjo. Um disjuntor e meio:

Com este arranjo, é possível selecionar a barra adequada, além de dispor de um disjuntor  reserva para cada par de conexão. Como o arranjo necessita de um grande número de disjuntores, seccionadoras e de outros equipamentos, todos dimensionados para suportar pelo menos a carga total de dois circuitos, o seu custo é elevado e a instalação é complexa. Também a manutenção exige maiores cuidados e o sistema de proteção também é mais complexo. Em alguns casos poderemos ter problemas com a capacidade nominal dos equipamentos necessários. A alta confiabilidade do arranjo com um disjuntor e meio e a grande flexibilidade de operação, é particularmente adequada em SE`s conectadas a várias fontes de energia, possibilitando a operação individual de circuitos. Normalmente este sistema é empregado para SE`s de 230 kV e superiores. 21

6 - SISTEMAS DE MEDIÇÃO A finalidade dos circuitos de medição, em Subestações é manter um auto-controle, do fluxo de energia recebida e distribuída de maneira a propiciar conhecimento de níveis de demanda, em diversos períodos, com possibilidades de melhores procedimentos. A seguir daremos as funções dos diversos equipamentos usados em medição bem corno os seus respectivos símbolos.

- TRANSFORMADOR DE CORRENTE -TC Os transformadores para instrumentos são usados para medição de grandezas básicas, como: tensão, corrente, freqüência, fator de potência, potência ativa e reativa, etc. Estas medidas são feitas através da redução dos valores primários das correntes e tensões, uma vez que medidas diretas em circuitos de alta tensão ou alta corrente implicariam em: a) Riscos para os operadores que estiverem nas proximidades dos instrumentos.  b) Imprecisão dos instrumentos devido às forças eletrostáticas. c) Difícil isolação dos instrumentos de medida de proteção.

Transformador de corrente de barra, ligado no barramento de 230 kV. Quanto a ligação, os TC`s são sempre monofásicos e dispõem, em geral, de dois terminais  primários ligados ao circuito cuja corrente desejamos utilizar. O TC é instalado em série com a linha, ligando-se cada um dos seus terminais primários a uma das extremidades da trecho seccionado.

Precauções na utilização dos transformadores de Corrente: Ao contrário dos transformadores comuns, o TC, por ser ligado em série com a linha, não sofre efeitos prejudiciais ao serem curto-circuitados seus terminais secundários. A corrente secundária, dependendo apenas da corrente primária e da relação de transformação, não será influenciada por essa ligação, que equivale a aplicação de uma carga de impedância nula no secundário. Por outro lado, a abertura do circuito secundário (que equivale a uma carga de impedância infinita) acarreta graves conseqüências. No havendo ampéres-espiras secundários para 22

compensar os ampéres-espiras primários, toda a corrente primária age como corrente de magnetização do núcleo. Nessas condições a densidade de fluxo no núcleo pode atingir valores que excedem o nível de saturação. Surge então, entre os terminais secundários uma tensão de valor  elevado, que pode danificar o transformador e por em perigo o operador. Por essa razão os transformadores de corrente nunca devem ser ligados com o secundário aberto. O secundário é previsto para uma corrente normalizada de 5 ampéres, quando no primário circular a corrente nominal do transformador. Essa relação, em geral, é um número inteiro que pode ser especificado em valores concretos, por exemplo, 600/5A.

- Transformador de corrente tipo barra – É aquele cujo enrolamento primário é constituído  por uma barra fixada através do núcleo do transformador, cuja simbologia é demonstrada no quadro anterior. Símbolo

Denominação Transformador de corrente cuja relação é 600-5A. Colocamos entre parênteses a quantidade de TCs (3).

Transformadores de corrente de barra e de bucha com o secundário curto-circuitados.

- Transformadores de corrente tipo bucha - Possuem características físicas especiais, pois são construídos para serem instalados imersos dentro de disjuntores ou transformadores, usando o condutor que vem da bucha primária desse equipamento como seu primário, e a bobina do seu secundário fica em torno desse condutor utilizando-se do seu campo magnético.As demais finalidades são idênticas ao TC instalado na linha. Observe a simbologia no quadro abaixo: Símbolo

Denominação TCs instalados nas buchas primária (H) e secundária (X) do transformador. Coloca-se entre parênteses a quantidade de Tcs (3).

Símbolo

Denominação TCs instalados nas buchas de entrada e saída do disjuntor.

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- TRANSFORMADOR DE POTENCIAL - TP É um transformador para instrumento onde o enrolamento primário é ligado em derivação com o circuito elétrico e o enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de equipamentos de controle, medição e proteção. Os TP`s são projetados para terem tensão secundária nominal  padronizada em 115V, sendo a tensão primária nominal estabelecida de acordo com a tensão entre fases em que o TP será ligado. Eles são empregados para alimentar instrumentos de alta impedância (voltímetros, bobinas de potencial de watímetros, bobinas de potencial de medidores de energia, relés de tensão, etc.), a corrente secundária I2 é muito pequena e por isso se diz que são transformadores de potência que funcionam quase a vazio. Pode também ter três enrolamentos.

Símbolo

Denominação

Transformador de Potencial cuja relação de transformação é 230000 V para 115 V.

Transformador de potencial com três enrolamentos com uma saída para sincronismo / medição e a outra para a proteção.

Transformador de potencial com chave fusível e relação de transformação 13800115V. A proteção com chave fusível é usada na tensão nominal de 13,8 kV.

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- CHAVE COMUTADORA OU DE TRANSFERÊNCIA São chaves destinadas à medição de tensão e corrente nas 3 fases do circuito utilizando-se de somente um medidor de tensão e um de corrente. Símbolo

Denominação Chave de transferência amperimétrica (A) ou voltimétrica (V).

Instrumentos de medição com suas respectivas chaves de transferência.

- INSTRUMENTOS DE MEDIÇÃO Tipos:

a - Gráficos  b - Indicadores c - Totalizadores

a) Instrumentos gráficos ou Registradores: são instrumentos que nos dão as leituras graficamente através de fita ou disco de papel obedecendo um determinado período que pode ser  hora, dia, semana, etc. Desta maneira, tem-se um registro das variações da grandeza num determinado espaço de tempo. Esse registro é também feito por computador.  b) Instrumentos indicativos: são instrumentos que fornecem o valor da grandeza no instante da leitura. Podem ser analógicos ou digitais. c) Instrumentos totalizadores: Fornecem o valor total da grandeza ao longo de um período. Indicativos:

Símbolo

Denominação Amperímetro de 0-400A

Voltímetro de 0 - 15kV

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Freqüencímetros Wattímetro Varímetro Cosefímetro Exemplo de Gráficos ou registradores: Voltímetro registrador. Amperímetro registrador 

Exemplo de Totalizadores: Medidor de quilowatt-hora Medidor de quilovolt-ampere-reativo-hora.

Exercício 2: Confeccionar o diagrama de uma subestação , que deverá possuir seguintes equipamentos: 3 para-raios, chaves seccionadoras, disjuntor com 3 TC's instalado nas suas buchas cuja relação é de 200-5A. Os TC's da entrada do disjuntor alimentam um wattímetro, um varímetro e um amperímetro de 0-200A e sua chave comutadora amperimétrica. Logo após o disjuntor, estão ligados dois TP's, ligação em V protegidos por chaves fusíveis de 6 A., ligados a uma chave comutadora voltimétrica e esta a um voltímetro de 0-40 KV. Após o TP temos um transformador 5 MVA, cujas tensões são 34,5 kV / 13,8 kV, ligação estrela/triângulo. A conexão do secundário do transformador ao barramento de 13,8 KV é feita através de um disjuntor extraível. Do barramento, saem dois circuitos alimentadores, contendo cada um, medição de corrente com TC's de 100-5A, ligação ARON. Os TC' s alimentam, por meio de uma chave comutadora amperimétrica um amperímetro de 0-100 A. Os alimentadores deverão conter religadores automáticos com chaves seccionadoras e baipasse e três pára-raios. No barramento estão conectados dois TP's com ligação em V no primário e V aterrado no secundário, protegido por chaves fusíveis de 6A. Ligado aos TP's  por meio de uma chave comutadora voltimétrica, está um voltímetro de 0-18 kV.

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7 - SISTEMAS DE PROTEÇÃO Como o nome especifica, a sua finalidade é a proteção dos circuitos através de diversos dispositivos chamados Relés. O relé é um dispositivo destinado a proteção, sinalização e comando de circuitos, podendo ser eletromecânico ou eletrônico. Basicamente todo relé mecânico possui: - Órgão Motor: é aquele que impulsiona os demais mecanismos do relé podendo este ser  mecânico, pressão de nível, indução magnética, temperatuva, etc. - Órgão Antagônico: é o elemento que se opõe ao movimento do relé e faz com que, uma vez terminado a atuação de órgão motor, volte à sua posição normal. Estes órgãos podem ser molas,  pesos, etc. Os relés eletrônicos evidentemente não possuem órgão antagônico e voltam a sua posição normal por um dispositivo de reset. Os relés são representados través de números e a numeração usada é padronizada pela ASA e adotada no Brasil, e que estão representados a seguir: Símbolo Denominação Relé de distância: é um rele que atua quando a admitância, a impedância ou a reatância do circuito aumenta ou diminui em relação a um valor predeterminado. Relé de distância de 1ª zona e de 2ª zona. Dispositivo de controle de temperatura - termostato: atua para elevar ou abaixar a temperatura de um equipamento, quanto sua temperatura cai abaixo, ou eleva-se acima de um valor prederminado. Dispositivo sincronização: é usado para permitir ou efetuar a sincronização de dois circuitos. Ex.: Relé de verificação de sincronismo  para religamento automático do disjuntor. Termômetro de topo de óleo: é um dispositivo térmico que atua quando a temperatura do óleo excede a um valor predeterminado. Ex.: Indicador de temperatura do óleo do transformador com contato. Relé de subtensão: atua quando sua tensão de entrada é menor que um valor predeterminado. Relé direcional de potência: atua com um valor determinado de fluxo de potência ou com a inversão de seu sentido. Relé de subcorrente ou de subpotência: atua quando a corrente ou a  potência cai abaixo de um valor predeterminado. Relé térmico de transformador (imagem térmica): atua quando a temperatura do transformador exceder aos limites predeterminados. Relé de sobre-corrente de fase instantâneo: atua instantâneamente por  valor excessivo de corrente ou de taxa de aumento de corrente. Relé temporizado de sobre-corrente de CA: atua quando sua corrente de entrada excede um valor predeterminado, e no qual a corrente de entrada e o tempo de operação são inversamente relacionados. Relé de sobre-corrente de neutro temporizado: atua como um relé de fase, porem a sua ligação é feita no neutro. Relé de tempo de parada ou de abertura: usado no circuito de proteção  para falha na operação de desligamento do disjuntor.

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Relé de tempo de parada ou de abertura de barramento. Relé de sobre-pressão de líguido ou gás (relé buchhoolz); atua por um valor predeterminado, ou por uma taxa de variação de pressão. Tem aplicação restrita a transformadores. Relé direcional de sobrecorrente de CA: atua por um valor   predeterminado de sobrecorrente de CA fluindo em um sentido  predeterminado. Relé de bloqueio de abertura: inicia um sinal piloto para bloqueio de abertura por falta externas em uma linha de transmissão, ou em outros dispositivos sob condições predeterminadas (perda de sincronismo) . Chave de nível: atua por valores ou por taxas de variação de nível  predeterminados. Indica o nível do óleo do transformador com contatos. Relé de controle seletivo ou de transferência automático: opera para selecionar automaticamente uma dentre várias fontes ou condições em um equipamento, ou realiza automaticamente uma operação de transferência. Ex.: relé de transferência de proteção. Relé de religamento de CA: controla o religamento e o bloqueio automático de um interruptor de circuitos de CA. Relé de recepção por onda portadora: cuja atuação liberada ou restrita  por sinal usado com proteção contra falta, associado a onda portadora ou fio piloto de CC. Rele de bloqueio de fechamento: é um relé auxiliar, rearmado manualmente ou eletricamente, atuando no ocorrência de condiçoes anormais para manter equipamentos inoperantes até que seja rearmado. Relé de bloqueio de fechamento de transformador. Relé de bloqueio de fechamento que atua nos disjuntores ligados ao  barramento. Relé diferencial: atua por diferença percentual de ângulo de fase, ou de outra característica de duas correntes ou de qualquer outra grandeza elétrica. Relé de abertura de disjuntor: atua para abrir um disjuntor, ou impedir  o seu religamento automático, mesmo se o seu circuito de fechamento for mantido fechado. Relé detector de corrente: detecta o fluxo de corrente, geralmente utilizado para o sistema de proteção da falha de disjuntor, ou para supervisionar a atuação de relés de distâncias sobre o disjuntor.

Para representar as ligações de relés dentro do esquema unifilar usaremos duas linhas, que representaram a alimentação e a atuação do rele´. A linha de alimentação traz ao relé a informação do circuito, e a linha de atuação indica onde o relé vai atuar depois de receber a informação.

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Linha de alimentação. Linha de atuação. A seta indica o sentido de atuação do relé.

- APLICAÇÕES DOS RELÉS DE PROTEÇÃO A seguir daremos algumas aplicações dentro do diagrama unifilar dos relés mais usados em subestações: 1 - Aplicação dos relés de distância (121 de 1º zona e 221 de 2º zona), direcional de sobrecorrente (67), bloqueio de fechamento de barramento (86B), relé de tempo de parada ou de abertura (62X de secundário ou 62B de barramento), de controle seletivo ou de transferência (83T) e abertura do disjuntor (94).

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2 - Aplicação dos relés temporizado de corrente de CA (51 para fase e 51N para neutro), detector de corrente (95).

3 - Aplicação dos relés de recepção por onda portadora (85) e de bloqueio de abertura (68).

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4 - Aplicação do relé de religamento de CA.

5 – Aplicação do relé diferencial de barramento

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6 – Aplicação de relés de proteção de transformador e relé diferencial e relé diferencial.

Exercício 3: Confeccionar o diagrama de uma SE que deverá possuir os seguintes equipamentos: três pára-raios, chave de aterramento intertravada com chave seccionadora do disjuntor, disjuntor com três TCs (relação 300-5A) instalados nas suas buchas de entrada e saída, seccionadoras e baipasse. Após o disjuntor, temos os barramentos principal e transferência. Do  barramento principal sai um circuito com seccionadoras, disjuntor com TCs (relação 300-5A) instalados nas suas buchas de entrada e saída e baipasse, um transformador de 20 MVA, com tensões de 69 kV e 13,8 kV, ligação estrela /triângulo. Na saída do secundário do transformador  encontramos um TP de 13800V / 115V, protegido por chave fusível, cuja ligação é estrela-delta aberto, alimentando um relé de sub-tensão que atua sobre o disjuntor do primário do transformador. Após o TP, encontramos chaves seccionadoras, um religador automático e três pára-raios. Nas  buchas de entrada e saída desse religador automático encontramos TC`s com relação 600-5A, sendo que os TCs de saáda são ligados a relés de sobre-corrente temporizado e instantâneo de fase. Estes relés atuam sobre o disjuntor do primário do transformador e sobre o religador automático. Na saida encontramos três pára-raios. O transformador possui proteção através de relé térmico de topo de óleo, relé térmico, relé buchholtz, chave de nível que atuam no relé de bloqueio do transformador  que atua nos disjuntores de entrada e no religador automático. Esse relé através de uma chave de transferência também atua no disjuntor de transferência instalado entre os barramentos principal e de transferência. No transformador encontramos instalados um relé diferencial que atua no relé de  bloqueio. Esse relé é alimentado pelos TCs de saída do disjuntor de entrada do transformador e  pelos TCs de entrada do religador automático. Não esquecer que os TCs que não possuírem ligação devem ter o seu secundário curto circuitado.

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8 - SISTEMA DE COMUNICAÇÃO Hoje a comunicação entre as usinas e subestações se da por meio do cabo OPGW, que é um cabo de alumínio que tem dentro de si os pares de fibra óptica. Esse cabo está situado em cima das torres, substituindo o cabo guarda ou cabo pára-raio. Algumas subestações mais antigas utilizam-se do sistema de ondas portadoras de rádio freqüência (RF), o "carrier". Este sistema utiliza-se do próprio condutor da linha de transmissão, sendo indispensável linha própria.

Comunicação por meio de carrier instalado numa linha de 230 kV. Está corrente de "RF" é injetada na LT não se misturando com a corrente da AT, por terem tensões e freqüências diferentes. A tensão e a freqüência do carrier dependem de uma série de fatores, mas em geral são inferiores a 10V e da ordem de 100 kHz. Para separar a corrente de "RF" da corrente de baixa freqüência (60 Hz) da AT, lança-se das propriedades dos capacitores e das  bobinas (sistema ressonante), que é calculado para bloquear a corrente de alta freqüência. Uma  bobina de baixa indutância não oferecerá reatância considerável a uma corrente de 60 Hz, já em corrente de alta freqüência (100kHz) a reatância torna-se tão elevada que impede a passagem da corrente, veja a fórmula: XL = 2πfl. Para os capacitores, a propriedade é ao contrário pois :  XC  =

1 2 π   f  c

E quanto maior a freqüência menor será a reatância capacitiva. No sistema ressonante, a  bobina instalada em paralelo com o capacitor, provoca a reatância indutiva sendo denominada de  bobina de bloqueio. A associação destes vários elementos permite representar o "Carrier".

Símbolo

Denominação Divisor de tensão-capacitivo.

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Sistema ressonante.

Conjunto de comunicação Carrier.

Exercício 4: Confeccionar uma parte de um diagrama unifilar completo de um SE, que deverá conter os seguintes equipamentos: Três pára-raios, conjunto de comunicação carrier, chave de aterramento intertravada com a seccionadoradora do disjuntor, seccionadoras, disjuntor (52-01) e  baipasse, ligados nos barramentos principal (BP) e de transferência (BT) de 230 kV. Interligando ambos os barramentos (BP e BT) temos um disjuntor de transferência (52-02). O disjuntor da entrada (52-01) e o disjuntor de transferência (52-02) dos barramentos BP e BT, possuem nas  buchas de entrada e saída, dois TCs de bucha cuja relação de transformação de todos é 1200-5A. Antes da ligação do baipasse e no barramento principal temos TPs de três enrolamentos de 230000V - 115V para sincronismo/medição e proteção. Saindo dos barramentos BP e BT tem-se um circuito com seccionadoras, disjuntor(52-03) e  baipasse, sendo que as buchas de entrada e saída do disjuntor(52-03) possuem dois TCs de bucha, sendo que a relação de transformação de todos é 1200-5A. A seguir tem-se três pára-raios, um transformador de força de três enrolamentos de 230 kV / 138 kV / 13,8 kV, ligação estrela/estrela/triângulo. Esse transformador possui nos três enrolamentos TCs de bucha cuja relação de transformação são: 1200-5A no primário e secundário, e 3000-5A no terciário. A seguir tem-se três pára-raios, seccionadoras, disjuntor(52-04) e baipasse ligados nos  barramentos BP e BT de 138 kV. Esses barramentos de 138 kV são interligados através de um disjuntor de transferência(52-05). Saindo desses barramentos tem-se um circuito com seccionadoras, disjuntor(52-06), baipasse, dois TCs de bucha do 52-06, sendo um na entrada e o outro na saída cuja relação de transformação é 300-600-5A, TP de três enrolamentos de 138000V/115V para sincronismo/medição e proteção, conjunto de comunicação carrier e três pára-raios. No barramento principal de 138 kV, tem-se TPs de três enrolamentos de 138000V/115V para sincronismo/medição e proteção. Quanto a proteção e medição da subestação tem-se os primeiros TCs de bucha dos disjuntores 52-01, 52-02 e 52-03 são interligados e alimentam o relé diferencial do barramento de 230 kV, que atua no relé de bloqueio desse barramento e que desliga todos os disjuntores ao barramento de 230

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kV(52 - 01,02 e 03). O segundo TC do disjuntor 52-01, alimenta através de uma chave comutadora amperimétrica(43A) um amperímetro(A), um wattímetro(W) e um varímetro(VAr).  Nas buchas de saída desse disjuntor, o primeiro TC alimenta relés de distância de 1ª zona(21/1ª zona) e 2ª zona(21/2ª zona), relé direcional de sobre corrente de CA de neutro(67N) e relé detector de corrente(95). O relé 21/1ª zona atua nos relés de abertura do disjuntor(94) e relé de tempo do terciário(62Y). O relé 94 atua no disjuntor 52-01. O relé 62Y atua no relé de tempo(62B) no barramento de 230 kV e este vai ao relé de bloqueio do barramento(86B) que desliga todos os disjuntores de 230 kV. O relé 21/2ª zona atua no 21X e este usa a linha de atuação que vem do relé 21/1ª zona que vai aos relés 94 e 62Y. O relé 67N também usa essa mesma linha de atuação para os relés 94 e 62Y. O segundo TC desse disjuntor alimenta os relés de distância (21P), relé de distância (21S), relé direcional de sobrecorrente de CA(67NT) e relé de bloqueio de abertura(68) por faltas externas em uma linha de transmissão. Os relé 21P, 21S e 67NT vão atuar num relé de recepção por onda  portadora, e esse vai atuar num relé de tempo do secundário(62X) e no disjuntor 52-01, através da linha de atuação que sai do relé 94. O relé 62X usa a mesma linha de atuação que sai do relé 62Y e que atua no relé de tempo(62B) no barramento de 230 kV e depois no de bloqueio 86B. O segundo TC da entrada do disjuntor 52-03 não possui ligação, portanto a sua saída do seu secundário é curto-circuitada. O mesmo deve ser feito com o primeiro TC da saída desse disjuntor,  pois não possui ligação. O segundo TC de saída desse disjuntor alimenta os relés: de sobrecorrente de fase temporizado(51), de sobrecorrente de fase instantâneo e temporizado de neutro(50/51N) e detector de corrente(95). Desse TC também saem alimentação para os seguintes medidores: amperímetro, wattímetro, varímetro e cosefímetro. O transformador possui proteção de relés de imagem térmica no primário, secundário e terciário(49H,X e Y) com chave de bloqueio de atuação do relé(49S), termômetro de topo de óleo(26), relé de sobre pressão de líquido ou gás(63T) e indicador de nível de óleo(71T), que atuam no relé de bloqueio do transformador(86T) e desse aos disjuntores 52-03, 52-04 e que através de chaves de transferências(83T), atuará nos disjuntores de transferências(52-02 e 52-05). Interligado através dos TCs de bucha do primário e secundário do transformador, tem-se um relé de proteção diferencial do transformador que atua no relé de bloqueio do transformador(86T). O TC do terciário da transformador alimenta o relé de sobrecorrente de fase temporizado(51), chave comutadora amperimérica e um amperímetro. O relé 51 atua no relé de bloqueio do transformador(86T). O primeiro TC da bucha de entrada do disjuntor 52-06, alimenta relés de distância de 1ª zona(21/1ª zona) e 2ª zona(21/2ª zona), relé direcional de sobre corrente de CA de neutro(67N) e relé detector de corrente(95). O relé 21/1ª zona atua no relé de abertura do disjuntor(94). O relé 94 atua no disjuntor 52-06 e no relé 62B do barramento de 138 kV e desse ao relé de bloqueio do  barramento(86B). O relé 94 atua através de chave de transferência, no disjuntor de transferência do  barramento de 138 kV . O relé 21/2ª zona atua no 21X e este usa a linha de atuação que vem do relé 21/1ª zona que vai ao relé 94. O relé 67N atua no relé 94. O relé de bloqueio desse barramento, desliga todos os disjuntores de 138 kV, inclusive o disjuntor de transferência(52-05). O segundo TC da saída do disjuntor, alimenta os seguintes instrumentos de medição: cosefímetro, chave comutadora amperimétrica, amperímetro, wattímetro e varímetro.

9 - "LAY-OUT" DE SUBESTAÇÕES Antes de entrarmos especificamente no assunto da elaboração de "lay-out" vamos analizar  alguns cuidados que devemos ter com a escolha dos terrenos para SE`s. 35

- ESCOLHA DE TERRENOS Definido o tipo de SE, o diagrama unifilar (arranjo) e seus principais objetivos, o passo seguinte é a escolha do local mais adequado para sua construção. Para esta escolha é importante observar os seguintes pontos: - Situação em relação às cargas previstas e existentes: se possível deve localizar-se o mais  perto possível das grandes concentrações de cargas (centro de carga), respeitados os aspectos de custo das LT`s e do terreno da SE. Se a SE for do tipo distribuição, sua posição deve permitir a saída dos alimentadores (13,8 e 34,5 kV) nas ruas próximas e que atinjam as cargas com o menor  comprimento possível. Se a SE for do tipo transmissão ou interligadora deve situar-se numa região que permita a saída (chegada) de futuras LT`s atingindo o mínimo de propriedades e benfeitorias (casas, loteamentos, construções diversas, etc...). - Dimensão e tipos de terrenos: o tamanho do terreno deve permitir a construção da SE, não só  para sua fase inicial, mas também prever, as ampliações futuras. - Características do solo - as características do solo devem ser: - alto se possível - seco e firme - possibilite o escoamento das 'águas pluviais - o mais plano possível - não possuir rochas que dificultem a terraplenagem - Acessos para a SE - Os acessos para as SEs devem possuir características que  permitam o transporte de grandes e pesados equipamentos em carretas. Os principais pontos a serem observados nos acessos são: - largura suficiente para a passagem de carretas - poucas curvas e quando existirem, com raios de curvatura adequados  para as carretas. - não devem ser íngremes a ponto de dificultarem o transporte de grandes equipamentos. - com boa compactação e conservação do leito. - se possível, que não exijam a construção ou reforço de pontes, etc...

- CUSTO DOS ARRANJOS A comparação do custo de uma SE com o de outra é praticamente impossível, uma vez que, além dos equipamentos, os custos de aquisição do terreno, mão de obra de montagem, transporte dos transformadores e equipamentos e parte de construção civil são variáveis. Assim, uma comparação válida é aquela na qual se compara apenas os equipamentos de alta tensão em função dos tipos de arranjos adotados, as estruturas e obras civis necessárias e excluindo os transformadores. Para que se tenha idéia dos custos dos módulos de uma SE, damos abaixo, um quadro com o valores em US$ 1000. Modulo Tensão (kV) 13,8 34,5 69 138 230 500 Saída da LT ou 55 105 177 262 630 3200 Alimentador  Interligação do 52 99 179 258 610 2700 Transformador  Transferência 37 68 117 172 433 Casa de Comando 107 143 163 200 36

O transformador, por ser um equipamento importante em uma SE, merece um quadro comparativo isolado. A comparação é feita entre os custos em US$ 1000 de transformadores nacionais e os adquiridos por concorrência internacional, podendo ser importados.

Tipos de Transformadores de Força 500/230/13,8 kV ou 500/138/13,8 kV 100 MVA - monofásico 230/138/13,8 kV ou 230/69/13,8 kV 150 MVA - trifásico 75 MVA - trifásico 230/13,8 ou 230/34,5/13,8 kV 50 MVA - trifásico 138/13,8 kV ou 138/34,5/13,8 kV 41 MVA - trifásico ou 69/34,5/13,8 kV 20 MVA - trifásico 138/13,8 kV ou 69/13,8 kV 41 MVA - trifásico 20 MVA - trifásico 12,5 MVA - trifásico

Nacional 950 950 710 530 435 320 350 265 190

Importado 500 500 375 280 230 170 185 140 100

- LOCALIZAÇÃO DOS VÁRIOS SETORES Em geral, em uma SE, os setores são bem definidos e podem ser identificados conforme abaixo:

- setor de tensão mais alta - setor de tensão média - setor de tensão mais baixa - casa de comando Os setores da tensão mais alta e média devem localizar-se de forma a permitir a entrada e saída de novas LT`s, acessos para os equipamentos pesados. O setor de tensão mais baixa, deve localizar-se de modo a permitir a fácil saída de alimentadores. Assim, deve estar sempre voltado para uma rua ou estrada que permita instalar todos os alimentadores possíveis (não mais que oito). Também não deve estar muito distante dos transformadores de força ( principalmente se houver cabos de energia). A casa de comando deve estar localizada de tal forma que permita uma boa visibilidade das instalações externas da SE. Além disto, deve ser construída em um plano um pouco superior ao do  pátio externo. Suas dimensões devem comportar adequadamente a sala de comando propriamente dita (com os painéis de comando, proteção, serviços auxiliares, etc...), sala de comunicações, sala de  baterias (bem arejada, com as baterias e carregadores), escritório, pequena cantina, sanitários e almoxarifado. Sob os painéis, poderemos ter porões, miniporões ou canaletas, para permitir a instalação e manutenção da cablagem de controle ( proteção, medição, sinalização, etc...).  Não devemos esquecer na definição das dimensões da sala de comando as possíveis ampliações que poderão ser feitas.

- ARRANJO FÍSICO Definido o tipo de arranjo do barramento temos que dar uma disposição física nos equipamentos de forma ordenada, respeitada as suas funções e relações elétricas. Neste caso, os aspectos de espaçamentos, tanto para a correta operação dos equipamentos, tanto para a segurança 37

do pessoal da operação e manutenção, é de fundamental importância. Respeitando os aspectos mencionados, o melhor arranjo será aquele que necessite a menor área possível. Para que possamos verificar a melhor área para o arranjo, precisamos desenhar a planta de barramentos, corte e vistas  parciais, tendo com isso uma melhor visualização visu alização da SE.

- PLANTA DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS É uma vista de cima da SE, onde deve aparecer os principais equipamentos, estruturas, etc... É nesta fase que a padronização torna-se interessante, principalmente quanto às dimensõcs e espaçamentos. A representação de uma planta de barramentos de uma subestação é elaborada depois de traçarmos o seu esquema unifilar, conforme exemplo abaixo de uma SE de 230 kV. Esquema unifilar:

Planta de barramentos e equipamentos:

- CORTES E VISTAS PARCIAIS Associado à planta de barramentos e equipamentos é necessário que se faça os cortes para todos os setores da SE, de modo a esclarecer todos os detalhes tanto de dimensões quanto da forma com que os equipamentos são conectados entre si. Também alguns detalhes importantes merecem um desenho específico esclarecedor. Aproveitando o corta A-A´ da planta de barramento da SE de 230 kV, observe a seguir a representação desse corte.

38

A planta e o corte com as vistas parciais apresentam uma noção de espaçamento entre os equipamentos, para que se possa determinar o tamanho da área a ser utilizada. Os equipamentos indicados servem para dar uma idéia de grandeza. A distância entre fases é neste caso 4 m por ser  uma subestação de 230 kV, conforme tabela.

TENSÃO (kV) 230 138 69 34,5 13,8

PÓRTICO ( m ) 16 12 8 6 4

DISTÂNCIA FASE - F ASE ( m ) 4 3 2 1,5 1

Supondo um arranjo em anel, veja como fica a representação da planta e da vista lateral de uma subestação de 138 kV: Esquema unifilar:

39

Planta de Barramentos e Equipamentos (Vista de Cima):

Corte A-A´:

40

Através do esquema unifilar de uma subestação de 69 kV, fazer o desenho da planta de  barramentos determinando o corte A-A´ e a seguir representar a vista parcial desse corte. Esquema unifilar:

Planta de Barramentos:

Corte A-A´:

41

Exercício completo: Confeccionar o diagrama unifilar completo de uma subestação que atende Serra Negra que deverá conter os seguintes equipamentos operacionais e de controle e medição.

1- Diagrama Operacional : A SE de Serra Negra possuirá duas entradas distintas, a saber: - 1ª. entrada vem da Usina de Pedreira ( 230 kV ), contendo: 3 para-raios, carrier de comunicação, 3 TC's 300-5 A, 3 TC's 600-5 A, 3 TC's 1200-5 A, disjuntor , baipasse e barramentos  principal e de transferência. - 2ª. entrada é igual a 1ª. e no BP ( barramento principal) de 230 kV instalar uma chave seccionadora que vai separar a lª. entrada da 2ª. entrada em duas partes ( parte A e parte B ).  Na parte A do BP de 230 kV temos: - Disjuntor de transferência, 3 TP's com 3 enrolamentos 230000/120 V para medição/sincronismo e proteção ligados em estrela-estrela-estrela, e no 1°. circuito alimentador da  parte A desse BP temos: disjuntor, baipasse, 3 TC's 300-5 A, 3 TC's 600-5 A, 3 TC's 1200-5 A, 3  para-raios, transformador trifásico com 3 enrolamentos de 300 MVA, ligados em estrela-triânguloestrela, tensão superior TS = 230 kV , tensão média - TM = 69 kV e tensão inferior - TI = 13,8 kV. Após o transformador haverá 3 TC's de bucha 2000-5 A, 3 para-raios, 3 TC's 400-5 A, 3 TC's 800-5 A, 3 TC's 1600-5 A, disjuntor e baIpasse ligados a um BP de 69 kV ( parte A ).  Na parte B do BP de 230 kV temos: - 3 TP's com 3 enrolamentos 230000/120 V, ligados em estrela/estrela/estrela para medição/sincronismo e proteção. - O 1°. circuito alimentador desse BP é igual ao 1°. circuito da parte A, também ligado ao BP de 69 kV ( parte B ). No BP de 69 kV encontra-se uma chave seccionadora para separar parte A da  parte B.  Na parte A do barramento de 69 kV temos 3 TP's com 3 enrolamentos 69000-120 V , ligação estrela/estrela/estrela, para medição/sincronismo e proteção e saindo dessa parte encontram-se 3 circuitos iguais com destino a Monte Sião, Amparo e Socorro, contendo disjuntor, baipasse, chave de aterramento, 3 TC's 300-5 A, 3 TC's 600-5 A, 3 TC's 1200-5 A, carrier, 3 pára-raios.  Na parte B desse BP de 69 kV, temos ligados 3 TP's com 3 enrolamentos 69000-120 V, estrelaestrela-estrela, usado para medição/sincronismo e proteção. Saem desta parte do BP com destino a Mogi Guaçu, Holambra e Paulínia, três circuitos iguais aos circuitos da parte A .  No BP de 69 kV encontra-se uma seccionadora que separa a parte B de uma parte C, que contem 3 circuitos alimentadores iguais aos circuitos da parte A e B, com destino a Limeira, Ribeirão Preto e Pinhão. Na parte C encontramos também um disjuntor de transferência e 3 TP's com 3 enrolamentos 69000/120 V, ligação estrela/estrela/estrela para medição/sincronismo e  proteção, e voltado para dentro da SE encontramos 2 circuitos iguais saindo do BP de 69 kV que vão ligar um BP de 13,8 kV e que possuem disjuntor, baipasse, 3 TC's 1200-5 A, 3 TC's 600-5 A, 3 TC's 300-5 A, 3 pára-raios, um transformador de 2 enrolamentos 69/13,8 kV , ligação estrela/triângulo de 50 MVA, instalados nas buchas do secundário desse transformador encontramos 3 TC's 2000-5 A, 3  pára-raios, disjuntor e baipasse ligados no BP de 13,8 kV. Esses 2 circuitos se dividem no BP de 13,8 kV em parte A e parte B, através de um seccionadora instalada entre esses 2 circuitos. Instalados no BP de 69 kV em sua parte B encontramos um disjuntor de transferência, um reator trifásico de aterramento de 1500 kVA e ligado ao BP temos dois TP's de 13800/120 V para medição, ainda nesse lado do BP sai um circuito alimentador para Piracicaba, com disjuntor,  baipasse, 2 TC's 50/100/200/400-5 A e 3 pára-raios. Na parte A desse BP encontramos 4 circuitos iguais ao circuito que sai da parte B e vão para Poços de Calda, Mogi Guaçu, Araras e Americana . 42

 Na parte B ainda encontramos um transformador de 2 enrolamentos de 112,5 kV A , triângulo/estrela, 13800/127-220 V, protegidos por chave fusível e que vai para os serviços auxiliares da SE. Também nessa parte encontramos um reator trifásico de aterramento de 1500 kVA e 2 TP's 13800/120 V usado para medição.

2- Diagrama de proteção e medição:  Nas 2 entradas de 230 kV , os TC's de 300-5 A são interligados e vão ao relé diferencial (87B), assim como, os TC's de 300-5 A dos 2 circuitos que saem do BP de 230 kV. Esse relé diferencial (87B) vai ligado a um relé de bloqueio (86B) que desliga todos os disjuntores de 230 kV. As 2 entradas possuem as mesmas ligações nas proteções que são: Os TC's de 600-5 A ligam os relés (21P e 21S), relé direcional de sobrecorrente de neutro (67NT), relé de recepção por onda  portadora ou por fio piloto (85) e a um relé de bloqueio de abertura (68). O relé 21P e 67NT estão ligados ao relé 85 através da linha de atuação que vem do RCVR do carrier e o relé 21 S e relé 85 vão atuar no XMTR do carrier e do relé 67NT vai uma ligação para polarização. O relé 85 vai com uma linha de atuação no disjuntor de 230 kV e no 62X e 62B e após ao relé 86B do BP 230 kV .  Nos TC's de 1200-5 A estão ligados os relés 121,221, 67N e relé detector de corrente (95). Do relé 221 sai uma linha de atuação até ao relé 21X e após aos relés 62Y que vai ao 62B e 86B e ao de abertura (94) que irá atuar no disjuntor de 230 kV da entrada e no disjuntor de transferência do BP de 230 kV . O relé 121 vai atuar no relé 94 e no relé 62Y. O relé 67N vai atuar no relé de abertura (94) e no relé de tempo de parada ou de abertura (62Y). Os dois circuitos que saem do BP 230 kV possuem as mesmas ligações de medição e proteção a saber: Existe um relé diferencial (87T) ligado aos TC's de 1200-5 A antes do transformador e de 800-5 A depois. Esse relé vai atuar no relé 86TA que consequentemente irá atuar nos disjuntores da entrada e saída desse circuito e também no disjuntor de transferência do BP de 230 kV e disjuntor de transferência do BP de 69 kV. No 2°. circuito o relé 86 recebe a especificação 86TB. Os transformadores dos dois circuitos possuem proteção através dos seguintes relés: chave de nível (71C e 71T), chave de pressão (63S, 63C e 63T), relé de imagem térmica (49H, 49X e 49Y) e relé dispositivo térmico de equipamento (26), o relé de imagem térmica possui uma chave de  bloqueio para atuação do relé (49S). Todos esses relés vão para o relé de bloqueio (86TA ou 86TB) e ao alarme. O TC's de 300-5 A estão ligados a um Amperímetro, Wattímetro e Varímetro. Os TC's de 600-5 A vão ligados aos relés de sobrecorrente de fase temporizado (51) e de sobrecorrente de neutro temporizado (51N) e ao relé detector de corrente (95). O relé 51 e 51N vão atuar no relé de abertura (94) e ao relé de tempo de parada ou de abertura (62X). O relé 94 atua no disjuntor de entrada desse circuito e no disjuntor de transferência do BP de 230 kV e o relé 62X vai atuar no 62B do barramento de 230 kV . Nos TP's com 3 enrolamentos do BP de 230 kV estão ligados na saída da medição/sincronismo um voltímetro analógico e um registrador com chave comutadora (CV). Os TC's de 400-5 A estão com o seu secundário fechado. Os TC's de 1600-5 A estão ligados aos instrumentos de medição que são um Amperímetro, um voltímetro e um varímetro.  Nas saídas do H0 e X0 dos 2 transformadores estão ligados 3 TC's de bucha, sendo 600-5 A no H0 e 2000-5 A no X0, e nesses TC's indicar que eles vão atuar no relé 67N. Na saída do terciário dos transformadores, colocar 3 para-raios. Todas as saídas do BP de 69 kV (parte A, parte B e parte C) que vão para as localidades mencionadas, possuem medições e proteções iguais, a saber: - Nos TC's de 300-5 A estão ligados os instrumentos de medição, ou seja um amperímetro, um wattímetro e um varímetro.  Nos TC's de 600-5 A estão ligados os relés 121, 221, 67N e 95. O relé 121 vai atuar no relé 62X e no relé 94. O relé 221 vai atuar no relé 21X e dele nos relés 62X e 94. O relé 67N vai atuar  nos relés 62X e 94, alem de também ir para a polarização. O relé 94 vai atuar no disjuntor de 69 kV 43

da entrada do alimentador e no disjuntor de transferência. do barramento. Os disjuntores da entrada dos alimentadores que saem do BP de 69 kV possuem a atuação de um relé de religamento e o  bloqueio automático. Em todos os TP's do BP de 69 kV, possuem ligados na saída para medição/sincronismo, um voltímetro e chave comutadora. Os TP's da parte C do barramento possuem também ligado na saída  para a medição/sincronismo um relé de freqüência (81) que irá atuar nos disjuntores de 13,8 kV dos alimentadores que saem do BP de 13,8 kV ( parte A e parte B ). As duas saídas da parte C do BP de 69 kV que vão ao BP de 13,8 kV , possuem as mesmas medições e proteções, a saber: Os transformadores de 50 MVA possuem proteção através de relés 71T, 71C, 63S, 63C, 63T, 26, 49H, 49X e 49Y que possuem chave de bloqueio 49S. Esses relés atuam no alarme e no relé de  bloqueio ( 86Tl do transformador T1 e 86T2 do transformador T2 ). O relé de bloqueio (86Tl) atua também no relé 86T2 e vise e versa. Esse relés, cada qual atua no seu disjuntor de entrada de 69 kV . Atuando no primário e no secundário dos transformadores, encontra-se um relé diferêncial (87T), ligado aos TC's de bucha do transformador de 2000-5 A e nos TC's de 300-5 A da entrada.  Nos TC's de 1200-5 A, estão ligados um amperímetro, um wattímetro e um varímetro. Nos TC's de 600-5 A, estão ligados os relés temporizados de corrente de fase e neutro (51 e 51N), e o relé detector de corrente (95) . O relé 51 e 51N vão atuar no relé 94 e 62X. O relé 94 atua no disjuntor de 69 kV da entrada e no disjuntor de transferência do BP de 69 kV . O relé 62X vai atuar  no relé 62B do BP de 69 kV . O relé 62B, atua no relé 86B que bloqueia todos os disjuntores de 69 kV . Todos os alimentadores que saem do BP de 13,8 kV , possuem ligados nos seus TC's de 50100-200-400-5 A, um amperímetro, um wattímetro e um varímetro.  Na parte B do BP de 13,8 kV, os seus TP's estão ligados a um voltímetro com chave comutadora. No secundário do reator trifásico de aterramento encontra-se ligado um TC de bucha de 1000-5 A ligado a um relé 51 que atua num relé de bloqueio (86T2).  Na parte A do BP de 13,8 kV , o seu TP possui ligado no seu secundário um voltímetro com chave comutadora. O reator trifásico de aterramento dessa parte do BP, possui ligado no seu secundário 3 TC's de bucha de 1000-5 A, ligados ao relé temporizado de corrente (51) que vai atuar  no relé de bloqueio 86 T1.

10 - DISTÂNCIAS DE SEGURANÇA Além das distâncias ( espaçamento ) que serão vistas a seguir é necessário levar em consideração as condições de operação e manutenção dos equipamentos. Assim sendo é fundamental analisar cada um dos equipamentos e as atividades previstas para serem executadas nas suas imediações e partes energizadas. Entende-se como distância de segurança a mínima distância a ser mantida, no ar, entre a parte energizada do equipamento ou condutor e o solo ou qualquer outra  parte do equipamento ou condutor no qual possa ser necessário realizar algum trabalho. Assim sendo, a distância de segurança é a soma dos seguintes valores: - Valor Básico ( Zona Base) : ou distância básica, depende da tensão de ruptura do isolamento definido para a SE, que é a tensão que determina ima zona de guarda em torno das partes energizadas. db = zona de guarda

- Valor de Segurança ( Zona de Segurança) : valor determinado pela movimentação do  pessoal que trabalha na SE e que leva em consideração além da altura das pessoas, as ferramentas e outros dispositivos a serem utilizados. O valor da área assim determinado (zona de segurança) não 44

deverá oferecer em hipótese alguma nenhum risco as pessoas que transitarem por ela.

Mínimo (m) Tensão Nominal (kV)

Ø-Ø

Desejável ( m )

Ø-T

Vertical

Ø-Ø Ext.

Ext.

Int.

Ext.

Int.

Ext.

13,8

0,38

0.31

0,25

0,15

2,79

34,5

0,66

-

0,38

-

69

1,12

-

0,74

138

1,96

-

230

3,15

-

1 kV por cm ( Ø - T )

Ø-T

Vertical

Ext.

Ext.

0,61

0,31

2,82

2,90

0,92

0,46

3,12

-

3,18

1,52

0,81

3,50

1,08

-

3,70

2,44

1,42

4,42

1,84

-

4,47

3,44

2,28

4,48

Ø = fase

- DIMENSÕES CONSERVATIVAS TENSÃO 230 138 69 34,5 13,8

PORTICO ( m ) 16 12 8 6 4

DISTANCIA Ø - Ø ( m ) 4 3 2 1,5 1

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- DISTÂNCIAS MÍNIMAS RECOMENDADAS

ALTURA RECOMENDADA

ESPAÇAMENTOS EM METRO

NÍVEL DE TENSÃO ISOLAMENTO kV KV

FASE- TERRA

FASE -FASE

CONDUTORES

CONDUTORES

RÍGIDO

FLEXÍVEL

FASE DE BARRA RÍGIDAS ( m ) ALTURA MÍNIMA, PARTES SOBRE ESTRADAS VIVAS SOBRE O SOLO (M) SOBRE O DE SOLO SECUNDARIA SERVIÇOS

RÍGIDO FLEXÍVEL

13,8

15

0,26

0,26 + fináx.

0,40

0,40 + fináx.

3,00

6,00

34,5

34,5

0,39

0,39 + frnáx.

0,80

0,90 + fmáx.

3,00

6,00

69

69

0,74

0,74 + fmáx.

1,50

1,50 + fináx.

3,00

6,00

138

138

1,35

1,35 + fináx.

2,50

2,50 + fináx.

3,60

4,35

4,55

7,50

230

230

2,30

2,30 + fmáx.

3,95

3,95 + fmáx.

4,50

5,40

5,60

8,50

Os espaçamentos são válidos para altitudes até 1000 metros.

11 - ATERRAMENTO EM SUBESTAÇÕES O aterramento em instalações elétricas, tem por finalidade a proteção das pessoas em contato com as instalações elétricas e à proteção dos equipamentos elétricos. Esta proteção pode ser  identificada nos aspectos de : - dar segurança às pessoas, evitando que as mesmas fiquem expostas a potenciais considerados  perigosos; - dar condições para que as correntes resultantes de um rompimento da isolação(corrente de falta), devido a curto-circuitos, descargas atmosféricas ou sobre-tenções de manobra, possam escoar   para a terra sem causar danos a pessoas ou equipamentos; - permitir que o sistema de proteção instalado na SE tenha um funcionamento perfeito.

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A principal preocupação é a proteção do ser humano, razão pela qual vamos analisar alguns aspectos relacionados ao corpo humano, em presença de correntes elétricas. Dados estatísticos determinaram que o corpo humano fica vulnerável a correntes para a faixa de freqüência menor do que 60 Hz e maior do que 25 Hz. Por outro lado, freqüências altas de 500 Hz ou superiores, não apresentam grandes perigos ao ser humano. Assim, a freqüência da ordem de 50 a 60 Hz é a que em geral, traz como conseqüência a fibrilação ventricular ( batimento cardíaco desordenado, de difícil recuperação ). O maior perigo  para o ser humano é a intensidade de corrente que circula pelo seu corpo, e esta, depende da resistência elétrica da pele e interna do indivíduo, bem como do valor da tensão aplicada nos pontos de contato. Inúmeros valores de resistência elétrica do corpo humano foram medidos, variando de 500 Ω até 10000 Ω. Os valores médios aceitos são 2300 Ω entre as mãos e 1100 Ω entre mãos e pés. Todavia, para os cálculos, estabeleceu-se como valor razoável em 60 Hz, 1000 Ω (mãos, pés e entre  pés). Também foi estabelecido que o limiar da percepção de uma corrente elétrica ( formigamento) surge quando a intensidade desta é de 1 mA, sendo que acima deste valor, poderá representar algum  perigo. Foi constatado que uma corrente de 100 mA, com duração de 3 segundos, percorrendo um corpo humano, pode provocar fibrilação. O Prof. Charles Francis Dalziel, após experiências feitas em animais, determinou a seguinte expressão para os seres humanos: Im =

 ρ  t 

Im = máxima corrente de curta duração tolerável pelo corpo humano [ A ] t = tempo de duração da corrente de falta em segundos. ρ = constante de energia, cujo valor é de 0,165 para corpos com peso de 70 kg e de 0,116 Kg  para corpos com peso de 50 kg. Esta é a corrente mínima capaz de produzir a fibrilação cardíaca em 0,5 % dos casos observados, válida para 0,03s
- O dimensionamento da malha para projeto, aí incluindo a bitola do condutor, a configuração e a profundidade da malha, os critérios de segurança estabelecidos e os resultados das simulações, onde se destacam a resistência de aterramento da malha, a fração da corrente de falta dissipada pela malha para o solo, os perfis de potencial na superficie do solo, e os potenciais de passo e toque obtidos em direções previamente selecionadas. - de cabos pára-raios e de blindagens de cabos de energia, o aterramento de equipamentos, cercas, etc... - recomendações específicas para as instalações especiais ( centros de processamentos de dados ou de controle, estações de comunicações, etc... A área a ser abrangida pela malha da SE deve ser, em princípio, a mais ampla possível, considerando-se as restrições existentes ( topografia e localização do terreno, instalações vizinhas, etc... ) Nesta etapa, deve ser elaborada uma estratégia prévia de aterramennto da SE como um todo, com a avaliação do interrelacionamento da malha com outras estruturas, tais como edificações, torres, cercas, portões, etc...

- ESTABELECIMENTO DE CRITÉRIOS DE DIMENSIONAMENTO Com relação à segurança humana em locais em que a superficie do solo é submetida a um gradiente de potencial, existem duas condições em que a suportabilidade do corpo humano deve ser  avaliada, a saber, as diferenças de potencial que podem ser aplicadas a um indivíduo que caminha ou que toca em uma estrutura local ou remotamente aterrada. A estas duas condições correspondem os limites críticos de suportabilidade, conhecidos, respectivamente, por "potencial de passo tolerável" e "potencial de toque tolerável". Estes limites são afetados pela freqüência e duração da corrente aplicada. O ideal seria eliminá-Ios, porém, não sendo possível, procura-se manter estas diferenças de  potencial dentro de valores abaixos dos admissíveis, afim de não oferecer qualquer risco às pessoas que trabalham ou circulam dentro das SE's e imediações. Alem do aspecto de segurança, cabe também ao projetista não esquecer os aspectos de custos da malha, que adotando critérios muito conservadores, poderá onerar demasiadamente esta parte da SE, desnecessariamente.

- RESISTIVIDADE DO SOLO Para medirmos a resistividade do solo no caso das malhas de terra, convém tomarmos algumas  precauções, já que o valor de ρ(resistividade) é de importância fundamental: Efetuar as medições em duas direções segundo um eixo X e outro Y ( referências da SE).

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Deverão ser medidos no mínimo seis pontos, com quatro pontos na periferia e dois na região central. As medições devem ser efetuadas quando o terreno estiver bem seco (pior caso). Preferencialmente efetuar as medições no terreno após feita a terraplanagem. Tomar cuidados em utilizar aparelhos de medida que possuam filtros que não permitam interferências nas medições, devido a correntes externas. Procurar efetuar o máximo de medições para ter-se um valor médio, o mais próximo possível do real.  Nos pontos onde serão instalados equipamentos cujos os aterramentos são fundamentais para o seu desempenho (transformador). Pára-raios, reatores, etc), deve-se tomar o máximo cuidado com as medições. O solo é um elemento totalmente heterogêneo, de modo que seu valor de resistividade varia de uma direção a outra, conforme o material de que é composto, segundo a profundidade de suas camadas e idade de sua formação geológica. O solo varia a sua resistividade com a umidade, salinidade e temperatura. Tabela dos valores obtidos nas medições; Distâncias Entre hastes

a(m)

Resistência média (Ω)

Ponto 1 R (Ω)

Resistividade calculada ρ=2.π.a.ρmédio [Ω.m]

Ponto 2 Ponto 3 Ponto 4 Ponto 1 Ponto 2 R (Ω) R ( Ω) R ( Ω)

Ponto 3

Resistividade média ρm (Ω.m) Ponto 4

2 4 8 16 32 64

- No caso de áreas para construção de SE`s com dimensão até 100 X 100, deverão ser  efetuadas pelo menos medidas em 6 pontos, com prospecção de resistividade até 64 metros. - Caso os valores de resistividade encontrados para uma mesma separação entre eletrodos, variem mais que 50 % com relação ao valor médio aritmético, devem ser feitas medições em maior  números de pontos (isto é indício de variações de tipo de solo, inclinação das camadas, altura diferente do lençol freático, presença de pedra, etc.

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Determinação dos desvios em relação ao valor médio:

δ% = ρm - ρ. 100 a (m)

δm = desvio

100

máximo Ponto 1

Ponto 2

Ponto 3

Ponto 4

2 4 8 16 32 64 Os desvios obtidos não devem ser superiores a 50 % (limites aceitáveis).

- PROCESSO DE MEDIDA - MÉTODO DE WENNER  O método utiliza um megger, instrumento de medida de resistência que possui quatro terminais, dois de corrente e dois de potencial. O aparelho através de sua fonte interna, faz circular  uma corrente elétrica I entre as duas hastes externas que estão conectadas aos terminais de corrente C1 e C2. As duas hastes internas são ligadas aos terminais P1 e P2. Assim, o aparelho processa internamente e indica na leitura, o valor da resistência elétrica, de acordo com a fórmula:  R

=

 ρ . I   1

 + 

4 .π   a

  − 2 2 2  (2.a ) + (2 p )  + (2 p ) 2

a2

2

Feitas todas medidas de resistência, calcula-se os respectivos valores para ρ relativo a cada  ponto, segundo eixos "x" e "y" com a fórmula:  ρ  = 2 . π  a . R

(Ω . m )

R = valor indicado no potenciômetro do medidor. a = espaçamento entre eletrodos. O método considera que praticamente 50% da distribuição de corrente que passa entre hastes externas ocorre a uma profundidade igual ao espaçamento entre hastes.

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Os eletrodos deverão estar alinhados devendo ser enterrados, aproximadamente, 30 cm dentro do solo. Possicionar o “G” ground no ponto a ser medido. A corrente atinge uma profundidade maior, com uma correspondente área de dispersão grande, tendo em conseqüência, um efeito que pode ser desconsiderado. Portanto, para efeito de Método de Wenner, considera-se que o valor da resistência elétrica lida no aparelho é relativa a uma  profundidade "a" do solo. Devem ser feitas diversas leituras, para vários espaçamentos, como as hastes sempre alinhadas. Para uma determinada direção devem ser usadas os espaçamentos recomendados na tabela abaixo:

Espaçamento “a” (m) Leitura R (Ω) 2 4 8 16 32 64

Calculado ρ (Ω.m)

O número de direções em que as medidas deverão ser levantadas depende: - da importância do local da aterramento. - da dimensão do sistema de aterramento. - da variação acentuada nos valores medidos para os respectivos espaçamentos.

- TENSÃO MÁXIMA DE PASSO “Ep” Durante a ocorrência de uma falta, principalmente curto fase terra, o fluxo da corrente que  penetra no solo, provoca gradientes de potencial em volta do ponto de penetração, que podem assumir valores elevados. Estes gradientes na superfície do solo, podem trazer perigo às pessoas que trabalham na SE ou que transitam nas suas imediações. Embora seja impossível eliminar estas tensões, é possível dimensionar uma malha para mantê-las dentro de valores aceitáveis. A Tensão Máxima de Passo é a diferença de potencial que pode surgir entre os pés de uma  pessoa que toca o solo simultaneamente (considerando que o passo possui 1 metro), durante a 51

ocorrência de uma corrente de falta. Nessas condições, teremos uma circulação de corrente pelo corpo do indivíduo, que deverá ficar a níveis toleráveis. Para este cálculo, parte-se das seguintes premissas: - o pé de uma pessoa é considerado como um eletrodo circular com raio aproximado de 8 cm; - a resistividade do solo sob os pés é denominada de resistividade superficial ( ps ) dada em Ω.m, e depende do tipo de revestimento utilizado para o pátio da SE. Considera-se os seguintes valores para ps : ps para brita molhada = 3000 Ω.m ps para grama = 50 Ω.m ps para terra ( média) = 1300 Ω.m Adota-se para a resistência de contato de um pé com o solo, RF = 3 . ρ.s [ Ω ], e desconsidera-se a resistência da sola dos sapatos. A resistência do corpo humano, conforme já visto é de Rk = 1000 Ω, adotado para efeito de cálculo. Para 70 kg 0,165 Im = t 

Para 50 kg Im =

0,116 t 

 Ep

=

116 + 0,7 ρ  s t 

[V ]

Ep = tensão máxima de passo admissível para o corpo humano dada em Volts. ρs = resistividade do material de acabamento da superfície do solo da malha. t = tempo para eliminação da corrente de falta Se tomarmos os valores aceitos como razoáveis, já discutidos, teremos para um pátio revestido com brita, o seguinte valor: O tempo para eliminação da corrente de falta pelos dispositivos de proteção, foi considerado como sendo de 0,5 segundos, que será adotado, doravante, para todos os nossos cálculos.

- TENSÃO MÁXIMA DE CONTATO OU TOQUE “Ec” Esta tensão é a diferença de potencial que pode surgir entre um ponto não energizado (intencionalmente) de material condutor e aterrado (estruturas, equipamentos, etc...), ao alcance das mãos de uma pessoa em pé, em um ponto do solo distante de 1 (um) metro da estrutura de referência, devido a corrente de falta que pode circular através do corpo. Também nestas condições, a corrente que circula pelo corpo humano, deverá ficar dentro de valores toleráveis. Para calcular a Tensão de Contato ou Toque (Ec) considera-se que os pés estejam juntos de forma que as Rf estejam em paralelo, resultando um total de Rf / 2. Assim teremos:  Ec

=

116 + 0,174 ρ  s t 

[V ]

Ec= tensão de contato máxima admissível para o corpo humano 52

Vendo a fórmula, notamos que a “Ec” depende da resistividade do material de acabamento da superfície do solo da malha, já vistos, e como exemplo se considerarmos um pátio revestido com  pedra brita e tempo de eliminação da corrente de falta igual a 0,5s, teremos a Ec = 3.133 V.

- TENSÃO DE TRANSFERÊNCIA "Et" Esta tensão, que é um caso particular da tensão de toque, é a diferença de potencial que pode surgir durante a ocorrência de uma falta, entre um ponto remoto, ligado à malha e o ponto onde há injeção da Icc (pode ser um eletrodo ou a própria malha). Assim, podemos melhor definir a tensão de transferência como sendo a elevação total de potencial da malha (p/ SE's), a que uma pessoa  poderá ficar sujeita, estando em um ponto remoto e toque um elemento metálico conectado à malha de aterramento no momento que a corrente de falta está sendo dispersada por está malha. A pessoa  poderá tocar um condutor aterrado em um ponto remoto, estando ela no interior da malha conforme a figura abaixo:  Et  =

0,174 ρ  s + 116 t 

[V ]

- TENSÃO DE PASSO EXISTENTE NA PERIFERIA DA MALHA “ Ep " Como já vimos, é a tensão a que fica submetido um indivíduo, quando toca dois pontos simultaneamente, espaçados de um metro, dentro da malha de terra. A expressão que veremos, permite determinar o valor de  Ep em função da geometria da malha e características do condutor.  Ep =

 Ks. Ki.ρ a. Ia  Lt 

[V ]

= tensão de passo existente na periferia da malha  Ep ≥  Ep ρa = resistividade média ou aparente em Ω.m Ia = corrente que flui pela malha Lt = comprimento total da malha, incluindo as hastes de terra e conexões enterradas [ m ] Ki = coeficiente de correção do efeito da não uniformidade na distribuição das correntes na malha (geralmente a maior dispersão é na periferia e nos vértices). Medidas elaboradas em malhas já implantadas indicam que o valor de Ki fica entre 1,5 e 2,5, sendo que normalmente em malhas com mais de 10 condutores paralelos, pode-se adotar o valor de Ki = 2.  Ep

 Ks =

1 1 1 1  1 1 1   + + + + ... +    π  2.h C + h C   2 3  N  − 1 

Ks = coeficiente de superfície que leva em consideração o número de condutores paralelos, o espaçamento médio entre eles e a sua profundidade de implantação. C = espaçamento entre condutores na direção considerada [m] h = profundidade da instalação da malha ( geralmente de 0,60 à 1,00m).  N = número de condutores paralelos na direção considerada, “x” ou “y”. 53

- TENSÃO DE CONTATO CALCULADA " Ec " A expressão que permite calcular a tensão de contato é a seguinte:  Ec

=

 Km . Ki .ρ a. Ia  Lt 

[V ]

 Ec = tensão de contato calculado [ v ] Km = coeficiente que leva em conta a profundidade da malha, o diâmetro do condutor da malha, espaçamento médio entre eles e o número de condutores paralelos.

Pode ser calculado por:

1 1 3 5 7 2 N − 3  C 2 . ln  Km = + . ln    x  x  x... x  2.π  16.h.d  π   4 6 8 2 N − 2  d = diâmetro dos condutores da malha [ m ]  Ec >  Ec

- DIMENSIONAMENTO DA SEÇÃO DOS CONDUTORES DA MALHA DE TERRA A primeira medida a ser tomada, é a determinação do pior caso de curto circuito fase e terra, ou seja, a maior corrente que poderá fluir para a terra. É fácil compreender que no caso de um curto, a corrente que atinge a malha, subdivide-se em pelo menos dois sentidos. Admite-se que 65 % desta corrente tenha um sentido e 35 % outro.  Nesta condição, podemos adotar para o cálculo da seção do condutor de aterramento (na malha) o valor dado por: Ia = 0,65 . Icc [A] (Ia = corrente aparente e Icc = corrente de curto circuito ou corrente de falta)  Na malha, a pior hipótese é a de que toda a corrente Ia circulará apenas em um ramo dos condutores da malha, sabendo-se que na realidade ela será distribuída entre todos os condutores. A seção do condutor pode ser obtida (inclusive para os cabos de descida dos equipamentos):

 A =

 Ia σ 

com: A = seção do condutor em circular mil (CM) Ia = parcela da corrente de curto circuito que flui para a malha (A) σ = densidade de corrente no condutor. Para obtermos a seção do condutor em circular mil (CM), temos que determinar o valor de σ.

σ 

=

Tm − Ta + 1  log      234 + Ta   33 . t 

54

Tm = temperatura máxima permitida p/ o condutor (geralmente é adotado 300 °C) para o cobre (Oº C) Ta = temperatura de referência (em geral o ambiente do solo é considerado com um valor de 40°C) t = tempo máximo de duração da falta em segundos dependendo do sistema de proteção,  podemos tomar 0,5 s (bitola mínima), ou 3 s (bitola máxima). Para efeito de projeto usaremos a  bitola máxima na continuidade do cálculo da malha. Geralmente o cálculo da bitola dos condutores destina-se apenas como uma verificação, pois  por questões de padronização, não se adota bitolas muito diferentes p/ cada SE. A bitola mínima, normalmente aceita é 2/0 A WG. Como orientação, damos algumas bitolas de cabos utilizadas em malhas de terra de SE's:

2/0 A WG em geral setor de 13,8 kV e 34,5 kV 2/0 A WG em geral setor de 69 Kv 2/0 e 4/0 A WG em geral setor de 138 kV 4/0 a 250 kCM em geral setor de 250 kV Para se obter mm², dividir CM por 1,973 x 10³ . - DETERMINAÇÃO DO ESPAÇAMENTO MÁXIMO ENTRE CONDUTORES O processo é interativo, visando uma solução econômica e necessita de um valor inicial de espaçamento. a) Determinação dos espaçamentos entre condutores: Para tal, faz-se uma hipótese de configuração da rede, e como valor prático, costuma-se iniciar  com espaçamentos da ordem de 10 % dos comprimentos dos lados (para SE's de dimensões de até 60m). Para dimensões maiores, adotar porcentagens menores. Definidos os espaçamentos, calculam-se o número de condutores em cada direção da rede.  b) Determinação do número de condutores: Chamaremos de condutores principais aqueles que são colocados na direção correspondente ã largura da malha e de condutores de junção aqueles que são colocados na direção do comprimento da rede. Assim sendo, na figura abaixo, o número de condutores principais, será dado por:  Nx = Lx + 1 (Nx inteiro) Cx o número de condutores de junção será dado por:  Ny = Ly + 1 (Ny inteiro) Cy

55

Adotando-se a prática citada acima (10 %) para um comprimento de até 60 m, teríamos sempre:  Nx = Ny = 11 condutores c) Cálculo do comprimento dos condutores

Lt = Lrede = Lx . Ny + Ly . Nx - COMPRIMENTO MÍNIMO DE CONDUTORES NECESSÁRIOS NA MALHA DE TERRA Deve ser verificado o comprimento mínimo para as duas direções de malha, e em ambos os casos, o comprimento real deve ser superior ao calculado pela expressão:  Lt  =

 Km Ki . . ρ a. Ia. t 

116 + 0,174 ρ  s

Lt = comprimento total dos cabos da malha [ m ] Ia = parcela da corrente de curto circuito que flui pl malha Ia = 0,65 . Icc [ A ]  pa = resistividade média ou aparente [ Ω.m ]  ps = resistividade superficial [ Ω.m ] Para cada direção, considerar os respectivos km e ki. Devemos ter Lt ≥ La e Lt ≥ Lb. Caso não se verifique alguma destas condições, devemos recomeçar o projeto, adotando outros valores de espaçamento ou profundidade ou bitola do cabo, etc..; até verificar-se as condições acima.

- CORRENTE DE PICK-UP DOS RELÉS DE TERRA “Ipick-up” Estas correntes devem ser inferiores às correntes perigosas para o ser humano, e suficientes  para sensibilizar os relés de terra. Para tal, é necessário que:  Ipick 

− up 〈

( Rc + 1,5 .  ρ  s ) . 9 . Lt   Rc . Km . Ki .  ρ a

( A )

Rc = resistência do corpo humano [Ω] Obs: para efeito de cálculo, adota-se Rc = 1000 Ω, considerando a situação do corpo humano submetido a potencial. Lt = comprimento total dos condutores da malha [ m ] ρa = resistividade média ou aparente [ Ω . m ]

- TENSÃO DE CONTATO EM CERCA: [kc] O coeficiente kc introduz no cálculo, o efeito produzido pelo diâmetro do condutor, a  profundidade da malha, o espaçamento entre condutores e a distância entre a periferia da malha e qualquer ponto fora dela. É dado pela fórmula:

1 [h2 + x2]. h2 +(C + x)2 1 2C + x 3C + x ( N +1) C + x  Kc= ln + ln ...  h. d .(h2 +C 2 ) π   2C    3C    ( N +1) C   2π 

56

x = distância da periferia da malha ao ponto considerado [ m ] L = comprimento do lado da malha [ m ] C = espaçamento médio entre os condutores da malha na direção considerada [ m ]  N = número de condutores paralelos na direção considerada Para cercas sobre o perímetro da malha X = O Para cercas fora do perímetro da malha X ≥ 1 Deve-se verificar a relação Ec < Et Este coeficiente pode ser obtido praticamente através dos gráficos da fig. 83 a 85.

- CORRENTE DE CHOQUE ( Ik ) É a máxima corrente que pode circular pelo corpo humano sem causar fibrilação. É dada por:

=

 Ik 

0 ,116 t 

Quando a duração da corrente de falha é desconhecida, admitem-se valores de Ik = 100 mA ( limite de fibrilação).

- RESISTÊNCIA DE ATERRAMENTO DA MALHA Em geral, a área a ser coberta pela malha de terra, é conhecida previamente, mesmo que com valor aproximado, pois normalmente já se tem disponível o lay-out da SE. É possível, portanto, estimar o comprimento dos cabos a serem enterrados para a malha, sabendo-se o limite desejado  para o valor da resistência de terra e a resistividade do solo. O procedimento normalmente adotado é o de determinar um raio de um círculo cuja área seja equivalente a área de cobertura da malha. r  =

S  π 

Assim temos: S= área total coberta pela malha na SE (m²) r = raio de um círculo de área equivalente (m) A Resistência da Malha pode ser determinada por:  Rm =

 ρ a

+

ρ a

4 r   Lt 

[Ω]

Rm < 2 Ω Sendo: Rm = resistência da malha (Ω) Deve ser inferior a 2 Ω. ρa = resistividade média ou aparente considerada para o solo da SE ( Ω.m) Lt = é o comprimento total dos cabos da malha (m) Quando não se tem definida a malha (comprimento de condutores) e existe a necessidade de se calcular a corrente de curto circuito fase-terra (Ic), pode-se utilizar uma simplificação da fórmula anterior para se ter a resistência estimada da malha, como segue:  Rm

=

 ρ a

4 r 

ou  Rm

=

ρ a s

.0,443 [Ω ]

57

- POTENCIAL DE PASSO NA PERIFERIA DA REDE: "Eper" É a diferença entre dois pontos no solo separados de 1 metro, na periferia da malha. É dado

 Eper =

. .ρ a Icc .  Ks Ki  Lt 

 por: Para cada direção, considerar os respectivos Ks e Ki . Ep ≥ Epera e Ep ≥ Eperb Caso contrário, deve-se recomeçar o projeto, adotando convenientemente outros valores de espaçamento ou profundidade, ou bitola do cabo, etc..; até verificar a condição acima.

- POTENCIAL DA MALHA: "Em" É a diferença de potencial a que será submetida uma pessoa que estando dentro da rede, no centro de uma sub-malha, tocar com as mãos em uma estrutura aterrada à malha. É dada por:  Em =

 Km. Ki.ρ a. I   Lt 

Em cada direção, considerar os respectivos Km e Ki. Devemos ter Ema ≤ Et e Emb ≤ Et

CORRENTE DE CHOQUE QUE PASSA PELO CORPO HUMANO DEVIDO AO POTENCIAL DE PASSO DA PERIFERIA: "Iper"  Iper =

 Eper 

100 + 6 ρ a Devemos ter Iper ≤ Ik para o valor máximo de Eper. CORRENTE DE CHOQUE QUE PASSA PELO CORPO HUMANO DEVIDO AO POTENCIAL DE MALHA: "Im" Im =

 Em

1000 + 1,5 ρ a Devemos ter Im ≤ Ik para o valor máximo de Em. TENSÃO DE TOQUE NA CERCA: Onde:  Ec =

 Kc. ρ a. I   Lt 

 pa = resistividade da primeira camada do solo ( Ω.m ) Para cerca sobre o perímetro da rede (x = 0): Kc é obtido praticamente da fig. 83 e tabela XVII. 58

Para cerca fora do perímetro da rede (x = 1), não interligada à malha: Kc é obtido praticamente  pela diferença: Kc(x) - Kc(x - l) obtidos das fig. 83 a 85. Deve-se ter Ec ≤ Et Às vezes, não se verifica a condição acima, sendo necessário a locação da cerca fora do  perímetro da rede ou lançamento de esteiras de aterramento superficiais (até 20 cm de profundidade) ao longo da cerca, com 1 m de largura no mínimo e interligada à cerca.

RESISTÊNCIA DE ATERRAMENTO FINAL É o valor que se obtém, colocando-se em paralelo a resistência de aterramento dos cabos páraraios, equipamentos e  Rat  =

.  Rm Rn  Rm + Rn

[Ω]

Exercício resolvido: Calcular a malha da terra de uma SE Rebaixadora 69/13,8 kV conforme os dados fornecidos: Potência de curto circuito trifásico: Pcc 30 = 1036 MVA Potência de curto circuito fase-terra: Pcc 0T =869 MVA Corrente de curto circuito: Icc = 7800 A Tempo máximo considerado pl atuação da proteção (s): t = 0,5 s Consideramos conexões soldadas (solda convencional). Área da Malha: 60 m x 60 m Profundidade da malha: h = 1,0 m Revestimento do pátio da subestação: ρs = pedra brita

Medição da resistividade do solo: “a” (m) 2 4 8 16 32

Resistência medida no aparelho R  Resistividade ρ = 2π.a.R (Ω.m) (Ω) Ponto Ponto Ponto Ponto Ponto Ponto Ponto Ponto 1 2 3 4 1 2 3 4 8,1 7,1 7,2 7,4 101,8 89,2 90,5 93,0 3,1 3,4 3,2 3,1 77,9 85,5 80,4 77,9 3,0 1,7 1,9 1,9 150,8 85,5 90,5 95,5 1,1 1,0 1,1 1,1 110,6 100,5 110,6 110,6 0,7 0,6 0,7 0,5 140,7 120,6 140,7 100,5 Resistência média ou aparente “ρa” (Ω.m)

Resistividade Média

ρm (Ω.m) 94 80 107 108 126 103

59

Determinação dos desvios em relação ao valor médio:

 ρ m −  ρ 

δ % =

a (m) Ponto 1 8 3 41 2 12

2 4 8 16 32

 ρ m

Ponto 2 5 7 20 7 4

δ m = desvio

100

Ponto 3 4 0,5 11 2 12

máximo (%) Ponto 4 1 3 11 2 20

8 7 41 7 20

Obs: Os desvios obtidos encontram-se dentro dos limites aceitáveis (50 %), portanto todos os valores serão considerados. Caso sejam encontrados alguns valores discrepantes de resistividade, deverão ser projetados sistemas de aterramentos especiais para esses pontos, ou conforme a  porcentagem desses valores no total do levantamento, poderão ser desprezados e adotado o valor  médio, visando a estabelecer um único padrão para o local.

Dimensionamento da seção mínima e máxima dos condutores da malha de terra: A primeira medida a ser tomada, é a determinação do pior caso de curto-circuito fase e terra, ou seja, a maior corrente que poderá fluir para a terra. É fácil compreender que no caso de um curto, a corrente que atinge a malha, subdivide-se em pelo menos dois sentidos. Admite-se que 65 % desta corrente tenha um sentido e 35 % outro.  Nesta condição:  Ia = 0,65. Icc ( A) Ia = corrente máxima a circular em um ramal da malha  Ia = 0,65 . Icc = 0,65 . 7800 = 5070 A

Seção mínima do condutor da malha, considerar t = 0,5 s:

σ 

σ 

=

=

Tm − Ta + 1  log      234 + Ta   33 . t 

300 − 40 log   + 1     234 + 40   = 0 ,13252 33 . 0 , 5

Cálculo da área do condutor:  A =

 Ia σ 

 A =

5070 = 38258 CM  0,13252 60

Para se obter mm² da CM:

38,258 = 19,39 mm2 ≅ 20 mm2 1,973

 A =

O condutor mínimo escolhido é 4 AWG, cujo diâmetro é d = 0,00588 m

Para se obter o tipo e o diâmetro do condutor em metro, consultar a tabela a seguir:

Condutor em AWG 4 2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 kCM

Área em mm²

21,15 33,63 53,46 67,44 85,02 107,20 126,67 Propriedades físicas do cabo de cobre.

Diâmetro do condutor “d” (m) 0,00588 0,00742 0,00946 0,01063 0,01194 0,01340 0,01462

Seção máxima do condutor da malha, considerar t = 3 s:

σ 

σ 

=

=

Tm − Ta log   + 1     234 + Ta   33 . t 

300 − 40 + 1  log      234 + 40   = 0 , 0541033 33 . 3

Cálculo da área do condutor:  A =

 Ia

 A =

σ 

5070 = 93709 CM  0,0541033

Para se obter mm² da CM:  A =

93,709 = 47,49 mm 2 ≅ 50 mm2 1,973 61

O condutor máximo escolhido é 1/0 AWG, cujo diâmetro é d = 0,00936 m  Neste caso, adotaremos porém, um condutor de bitola maior que a mínima determinada,  porem no projeto, dependerá das bitolas padronizadas pela concessionária local desde que maior que a bitola mínima. Num cálculo de malha de terra de subestação, adotar sempre a bitola máxima. Determinação do número de condutores paralelos e seus espaçamentos: O cálculo visa determinar um espaçamento máximo entre condutores, que nos forneça  potenciais de toque, passo, etc, dentro dos valores admissíveis. O processo é interativo, visando uma solução econômica e necessita de um valor inicial de espaçamento. Para tal, faz-se uma hipótese de configuração de rede, e como valor prático, costuma-se iniciar com espaçamentos da ordem de 10 % dos comprimentos dos lados para subestações de dimensões de até 60 metros.

Lx = Ly = 60 m Como a subestação tem 60 x 60 m, como valor prático iniciamos o espaçamento dos condutores com 10 % de seu comprimento, ou seja, Cx e Cy = 6,0 m. Assim sendo, na área da SE acima, o número de condutores principais, será dado por:  Np = Lx + 1 (Np inteiro) Cx  Np = número de condutores paralelos principais, que são colocados na direção correspondente a largura da malha. Cx = distância dos condutores principais  Np = 60 + 1 = 11 condutores paralelos 6 O número de condutores de junção será dado por:

62

 Nj = Ly + 1 (Ny inteiro) Cy  Nj = número de condutores paralelos de junção, que são colocados na direção do comprimento da rede. Cy = distância dos condutores de junção  Nj = 60 + 1 = 11 condutores paralelos 6

Cálculo do comprimento dos condutores da malha

Lt = Lrede = Lx . Ny + Ly . Nx Lt = Lrede= 60 .11+ 60 .11 = 1320 m

Determinação da resistência estimada da malha: r =

S  π 

=

3600 π 

= 33,85 m

60 x 60 = 3600 m² ( área da malha)

r = raio equivalente da área da malha

103 = 0,76 Ω 4. r  4 . 33,85 Rest = resistência estimada da malha Re st =

ρ a

=

Por enquanto está abaixo do limite que é 2 Ω.

Rest < 2 Ω

Determinação do coeficiente de correção de irregularidade “ki”: O “ki” auxilia a corrigir o efeito de não uniformidade de distribuição de corrente da malha  para o solo ou vice-versa. A maior dispersão de corrente verifica-se na periferia da malha e  principalmente nos vértices da mesma. Os estudos em modelos reduzidos indicam 1,5 ≤ ki ≤ 2,5. Para efeito de cálculo adotaremos ki = 2.

Determinação do coeficiente da malha “km”: O coeficiente da malha “km” introduz no cálculo a influência da profundidade da malha, do diâmetro do condutor, do número de condutores da rede e do espaçamento entre condutores.     1  3 5 7 1 2 N − 3  km = . Ln  C   + . Ln  x  x  x ... x   16 . h . d  π   4 6 8  N − 2  2.π  2     2

C = espaçamento entre condutores paralelos na direção considerada (X ou Y) h = profundidade da malha d = diâmetro do condutor em metro  N = número de condutores na direção considerada (X ou Y) 63

Como o número de condutores paralelos é o mesmo nas direções X e Y, e Cx = Cy, calcularemos somente um “km”, pois kmx = kmy (possuem o mesmo C). km x , y

    1  3 5 7   1 62  + . Ln  x  x  x ... x 2 x 11 − 3  . Ln  = 2.π  2 x 11 − 2   16 . 1 . 0,00946  π   4 6 8

Exercícios propostos: 1- Calcular as tensões de passo "Ep" e contato "Ec", bem como a resistência da malha de terra, dar parecer se a malha está bem dimensionada ou não, sabendo-se: a) condutor da malha: 250 kCM; d = 0,014 m;  b) espaçamento médio dos cabos: D = 3,83 m (usar o mesmo valor para os dois sentidos) c) profundidade da malha: h = 0,60 m d) condutores paralelos do eixo XX' : Nx = 12 e) condutores paralelos ao eixo TI' : Ny = 13 f) resistividade média do solo: pm = 122 Q.m g) área coberta pela malha: S = 7952 mz h) comprimento total previsto p/ a malha: L = 2600 fi i) tensão nominal do sistema = 69 kV  j) corrente de curto monofásica : Icc = 10 kA ( considerar Ia = Icc) k) cobertura da SE :brita ps = 3000 Q.m

64

CURVAS PADRÃO

65

CURVAS AUXILIARES

66

Papel bilogarítmico semi-transparente com módulos de escala iguais aos das curvas padrão ou auxiliar.

67

Tabelas, Curvas e Gráficos usados para o Calculo da Malha de Terra:

Exercício de determinação da estratificação do solo e da resistência aparente do mesmo. Croqui do local e das medições:

Tabela dos valores obtidos nas medições: Ponto a (m)

Ponto 1 R ()

Ponto 2 R ()

Ponto 3 R ()

Ponto 4 R ()

Ponto 5 R ()

2 4 8 16 32 64

68

ROTEIRO DE CALCULO PARA DIMENSIONAMENTO DA MALHAS DE TERRA 1. Dados de entrada: - Resistência medida - Dados complementares 2. Determinar a Resistividade média do solo: - Área da SE - Desvios em relação aos valores médios 3. Construir o gráfico ρ x a e fazer a estratificação do solo em duas camadas. 4. Determinar a resistividade aparente do solo. 5. Dimensionamento da seção dos condutores da malha de terra: - Seção mínima do condutor  - Seção máxima do condutor  6. Determinação do número de condutores: - Nº de condutores principais - Nº de condutores da junção - Cálculo do comprimento dos condutores da malha - Resistência estimada da malha 7. Determinação do coeficiente da malha (Km): - Determinação do coeficiente de correção de irregulariedade - Cálculo do comprimento mínimo de condutores necessários 8. Determinação dos valores máximos permissíveis: - Potencial de passo admissível e o calculado - Potencial de contato admissível e o calculado - Potencial de passo na periferia - Potencial da malha - Corrente de choque 9. Verificação da corrente de pick-up. 10. Verificação da corrente de choque que passa pelo corpo humano devido ao potencial de  passo na periferia. 11. Verificação da corrente de choque que passa pelo corpo humano devido ao potencial da malha. 12. Verificação da tensão de toque na cerca. 13. Cálculo da resistência da malha. 14. Conclusão final.

11 - DIMENSIONAMENTO DE BATERIAS - INTRODUÇÃO As baterias apresentam uma importância fundamental de infra-estrutura nos sistemas de energia de telecomunicações. As baterias são constituídas de placas positivas e negativas, mergulhadas numa solução aquosa chamada eletrólito (baterias ventiladas) ou mergulhadas em um gel pastoso (baterias seladas).

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As baterias são responsáveis pela garantia do fornecimento de energia ininterrupta para a carga. Em uma falha no fornecimento de energia pelo sistema de retificadores, seja por defeito ou falta de energia distribuída pela concessionária, as baterias garantem o fornecimento de corrente contínua, além de melhoria do "ripple" dos retificadores no sistema. É considerado um banco de  bateria, um conjunto constituído de diversos elementos de bateria ligados em série. De acordo com o número de elementos ligados em série, é determinada a tensão do banco: +24V, -48V.

Vista interna de um elemento de bateria (Fonte: Teleco 2006) - Sendo como +24V tendo o negativo aterrado. - Sendo como -48V tendo o positivo aterrado.

- CAPACIDADE DO SISTEMA A capacidade de fornecimento de energia é definida em ampére-hora. A capacidade ou autonomia, no sistema, depende de alguns fatores, tais como: corrente do consumidor (carga instalada: central telefônica, rádio, lâmpadasetc), número de bancos de baterias, capacidade do  banco (dado em Ampère hora/10 horas), condição da capacidade da bateria (se a mesma está em condições de fornecer 100% de sua capacidade). Algumas localidades possuem uma variação muito grande de corrente, e se deve considerar a corrente de HMM (Horário de Maior Movimento), para se determinar a autonomia do sistema.  No cálculo para autonomia do sistema, deve ser considerada a corrente de consumidor e a autonomia da bateria, por exemplo: Bateria de 300Ah/10hs - Corrente Consumidor 15A. Previsão de autonomia de: 300 / 15 = 20 horas

- CAPACIDADE DA BATERIA Considera-se uma bateria ideal a que possui 100% de sua capacidade nominal. Com o passar  dos anos, devido ao número cargas, descargas e cargas incompletas, ocorre perda da capacidade total do banco, considerando que quando a bateria chega a 80% da sua capacidade, chega-se o fim da vida útil da bateria. Para se determinar à capacidade da bateria, deve-se aplicar um teste, para se analisar a curva característica de descarga. Este teste se constitui em desconectar a bateria e efetuar uma descarga, com o auxílio de uma carga externa, até a tensão de 1,75V/elemento. Para isso é essencial a curva 70

característica da bateria, que pode ser encontrada no manual do fabricante. A descarga deve ser  realizada com o auxilio de uma carga externa resistiva. Pode-se utilizar diversos tipos de descargas, de acordo com cada bateria, por exemplo, uma  bateria que apresenta a tabela abaixo: CAPACIDADE EM Ah BATERIA Descarga de 1,75V/elem.ref.25°C QUALQUER  10h 8h 5h 3h 1h 150Ah/10h 150A 144A 129A 106A 72A Interpretando a tabela: Para uma descarga de 10h, necessita-se consumir 150A, ou 15A por hora; Para uma descarga de 5h, necessita-se consumir 129A, ou 25,8A por hora; Para uma descarga de 1h, necessita-se consumir 72A em uma hora. Para se calcular a capacidade, deve-se medir a tensão em um determinado tempo, por exemplo, no teste de 10h, pode-se medir a tensão em cada hora e então comparar com a curva característica do manual, que apresenta o valor de tensão para cada tipo de descarga em cada hora. Assim é possível calcular a sua capacidade, dividindo-se a tensão real, pela tensão da curva. A autonomia é o tempo durante o qual pode-se usar a bateria de serviço antes de carregá-la, ou o tempo decorrendo entre duas operações de carga. Depende, evidentemente do tipo(s) da(s) fontes(s), da sua potência e da capacidade da bateria. A escolha da(s) fonte(s) depende da potência requerida, sendo que cada tipo de fonte possui limites específicos. Para o cálculo e dimensionamento de um banco de baterias para um sistema ininterrupto de energia (UPS) precisa obter todos os dados do Sistema e da criticidade da aplicação / consumidor. O sistema varia de um fabricante para outro, onde existem diferenças importantes que modificam os cálculos de dimensionamento das baterias, como por exemplo, a quantidade de elementos interligados em série e que determinam a tensão do barramento CC do equipamento. Os principais dados para o cálculo e dimensionamento do banco de baterias são: • Potência Aparente de Saída do Sistema de Potência Ininterrupto (VA) • Fator de Potência de Saída do Sistema (fp) • Rendimento do Inversor (Rinv) •  Número de elementos interligados em série (n)

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- CÁLCULO DA CORRENTE DE DESCARGA DA BATERIA (I b) Será usado como método para o dimensionamento do banco de baterias, o cálculo da corrente de descarga da bateria (Ib), conforme a fórmula abaixo:  Pap .  fp = [ Acc]  Ib = n inv . n . Tf  onde: (Pap) Potência Aparente de Saída (VA) (n inv) Rendimento do Inversor  (fp) Fator de Potência de Saída (n) Número de elementos (Tf) Tensão final de descarga (Vcc) (vide tópico para a determinação deste parâmetro) Este método é interessante para os casos onde a corrente de descarga é constante; o que não é a situação dos Sistemas Ininterruptos de Energia, onde à medida que a tensão da bateria diminui, a corrente aumenta. Desta forma, é recomendado utilizar o valor de tensão final de descarga no cálculo, onde a corrente será a maior possível e o banco de baterias terá uma pequena reserva adicional de autonomia.

- CÁLCULO DA POTÊNCIA ATIVA POR ELEMENTO DE BATERIA Como num UPS, a descarga da bateria ocorre com potência constante, o método mais recomendado para otimizar o dimensionamento do banco, é dado por.  Pat =

 Pap .  fp n inv . n

= [w / elem.]

onde: (Pap) Potência Aparente de Saída (VA) (n inv) Rendimento do Inversor  (fp) Fator de Potência de Saída (n) Número de elementos

- DETERMINANDO A TENSÃO FINAL DE DESCARGA DA BATERIA O limite de descarga das baterias é monitorado pelo seu nível de tensão, para preservá-la, e com isso,  procurar obter o máximo de vida útil. O limite de descarga da bateria, também denominado de tensão final de descarga, para uma mesma  bateria pode ser alterado em função de tempo de descarga implementado, ou seja, quanto menor for o tempo de autonomia do UPS, mais profunda pode ser a descarga. Vemos por exemplo, uma mesma bateria que para uma autonomia de 15 minutos, pode ser  descarregada até o limite de 1,65Vcc por elemento, deve ser limitada a 1,8Vcc por elemento quando o tempo de descarga é superior a 5 horas. Os parâmetros acima devem ser obtidos diretamente do fabricante das baterias, mas em geral, as  baterias para autonomias até 30 minutos podem ser limitadas a 1,65Vcc por elemento.

- DADOS DE CRITICIDADE

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O nível de criticidade é determinado através de uma análise das necessidades do consumidor, e também, da infra-estrutura e qualidade da energia da instalação. Em resumo, podemos classificar o nível de criticidade em: Alta: quando o consumidor necessita de 100% de confiabilidade e disponibilidade de energia, em função da importância de sua continuidade de funcionamento.  Neste caso, é aconselhável dimensionar no mínimo 1 nível de redundância no banco de baterias, por  exemplo 2 “strings” (2 bancos em paralelo) (1+1). Média: quando o consumidor necessita de 100% de confiabilidade de qualidade de energia (energia condicionada), porém pode ser interrompido, desde que seja de uma forma programada. Isto é, numa situação de ausência de energia CA de entrada, o banco de baterias deve ter autonomia suficiente para manter o consumidor em funcionamento por um tempo mínimo para o seu desligamento programado. Baixa: quando o consumidor necessita apenas de confiabilidade na qualidade de energia (energia condicionada), porém não sofre e nem gera prejuízos com as interrupções prolongadas de energia. Este é um caso típico de consumidor sensível a variações da má qualidade de energia, tais como, micro interrupções, transitórios e oscilações da energia, entre outros, mas nas situações de falta de energia prolongadas, simplesmente se desliga sem danos ou prejuízos de processo.  Neste caso, o banco de baterias é simples o suficiente para garantir ao Sistema uma confiabilidade na qualidade de energia, com autonomia mínima.

- ESCOLHENDO O TIPO DE BATERIA EM FUNÇÃO DA CRITICIDADE  No Mercado, existem diversos tipos de baterias, tais como: alcalinas, chumbo-ácido estacionária ventilada, chumbo-ácido estacionária regulada à válvula (VRLA), chumbo-ácido selada automotiva, etc. Cada uma tem características especificas que determinam a sua melhor aplicação. Atualmente, a tendência Mundial, pelas suas características técnicas e mecânicas, é a utilização de  baterias reguladas à válvula (VRLA), que simplificam muito as instalações e manutenções, reduzindo custos e atendendo plenamente as necessidades do UPS. Para facilitar a determinação das necessidades do usuário, o total espectro da aplicação da célula estacionária regulada por válvula foi estruturado em 4 grupos. Com uma exceção, os grupos de aplicação são  baseados em expectativa de vida útil projetada. Os exemplos de grupo escolhidos são: Mais de 10 anos - High Integrity (telecomunicações, Usinas de Energia convencional e nuclear, Indústria de Petróleo ou Petroquímica e outras aplicações onde a mais alta segurança é exigida. 10 anos - High Performance - Em termos gerais, esse grupo de baterias tem um desempenho de expectativa de vida comparável à do grupo de mais de 10 anos - High Integrity. Contudo, as exigências para desempenho e segurança, em alguns casos, não são tão severos. 5 a 8 anos - General Purpose. O desempenho desse produto é o mesmo do grupo de 10 anos – High Performance. Em alguns casos, os critérios para exigências de segurança não são tão rigorosos. 3 a 5 anos - Standard Comercial - Esse grupo de baterias é geralmente indicado para aplicações de  baixa criticidade e uso geral, onde as exigências de segurança e confiabilidade não são determinantes.

- DIMENSIONAMENTO PASSO A PASSO DAS BATERIAS Veja um exemplo de cálculo e dimensionamento, conforme segue:

Dados do Sistema Potência Aparente de Saída , Pap= 100kVA Rendimento do Inversor, n inv = 93% Fator de Potência de Saída , fp = 0,8  Número de elementos, n = 240

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Cálculo da potência por elemento  Pat  =  Pat =

 Pap .  fp ninv . n

= [ w / elem.]

100.000 . 0,8 = 358,4 w / elem. 0,93 . 240

- DADOS DE CRITICIDADE Aplicação em um Sistema de Potência Ininterrupto para uma sala cirúrgica (UTI), onde requer 100% de disponibilidade de qualidade e continuidade de energia, portanto é uma aplicação de criticidade Alta. Desta forma, é indicado a utilização de uma bateria de Alta Integridade, para uma autonomia de 5 horas, com 1 nível de redundância. Como a infra-estrutura tem Grupo Motor Gerador para as ausências de energia da concessionária, a redundância pode ser feita dividindo o banco de baterias em dois, onde cada um terá a autonomia de 2,5 horas quando isolados, mas em condições normais serão descarregados em 5 horas com metade da potência. Portanto, deve ser considerado: Pat = 358,4 / 2 = 179,2 W/elemento

- DIMENSIONANDO A CAPACIDADE DA BATERIA Após determinar a potência ativa por elemento e a autonomia e tipo de bateria necessária, pode-se dimensionar a capacidade da bateria cruzando estas informações com as especificações dos fabricantes das  baterias, conforme segue: Adotando a Curva de Descarga da Bateria abaixo, em W/elemento, de um fabricante tradicional do mercado, modelos de Alta Integridade, temos:

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RATINGS IN KILOWATTS AT 77F (25ºC) (PER CELL) Vcc Ah

Para a coluna de 5 horas, observamos que a bateria de 2Vcc 600Ah tem condições de fornecer 226 W/elemento, até uma tensão final de descarga de 1,75Vcc. Como, pelos cálculos, necessitamos de apenas 179,2 W/elemento, este modelo atende com muita segurança. Observamos, que o UPS deverá ser configurado para uma tensão final de descarga de 1,75Vcc por  elemento, mesmo tendo condições de funcionar em valores menores, pois pelas recomendações do fabricante da bateria, este é o valor mínimo que o elemento pode atingir, para estas condições de uso, sem prejudicar sua vida útil. Vemos pela tabela de descarga, que para autonomias menores, a profundidade de descarga pode ser  maior, variando de um modelo de bateria para outra.

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