Operac_a_oManutenc_a_odesubestac_o_esemParquesEo_licos

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Curso	de	Operação	e	Manutenção	de	
Subestações	de	Parques	Eólicos
PROGRAMA
1.	Objetivo
2.	Subestação
2.1	Definição
2.2	Classificação
3.	Arranjos	de	Barramentos
3.1	Entrada	ou	Saída	Direta
3.2	Barramentos	Simples	sem	by-pass
3.3	Barramentos	Simples	com	by-pass
3.4	Barramentos	Simples	Seccionado
3.5	Barramento	Principal	e	Transferência	ou	Auxiliar
3.6	Barramentos	Duplo
4.	Equipamentos	Principais
4.1	Transformadores	de	Potência
4.2	Chaves	de	Manobra	e	Proteção
4.3	Disjuntores
4.3.1	Quanto	ao	Nível	de	Tensão	de	Operação
4.3.2	Quanto	ao	Meio	de	Extinção	do	Arco	Elétrico
4.3.3	Quanto	ao	Mecanismo	de	Operação
4.3.4	Modo	de	Operação	e	Sinalização
5.	Equipamentos	Auxiliares
5.1	Para-raios
5.1.1	Franklin
5.1.2	Estação
5.1.3	Circuito/Alimentador
5.1.4	Cabo	Guarda
5.2	Transformadores	de	Aterramento
5.3	Transformadores	de	Instrumentos	- TIs
5.3.1	Transformador	de	Potencial	– TP
5.3.2	Transformador	de	Corrente	– TC
5.4	Transformadores	de	Serviços	Auxiliares
5.5	Retificador
5.6	Banco	de	Baterias
5.7	Grupo	Motor-Gerador
5.8	Quadro	de	Serviço	Auxiliar	- QSA
5.9	Quadro	de	Comando	e	Sinalização
6.	Equipamentos	de	Regulação
6.1	Reatores	em	Derivação
6.2	Capacitores	em	Derivação
6.3	Capacitores	Série
1. Objetivo
Por estar voltado para um Curso de Operação e Manutenção de Subestações de
Parques Eólicos, o conteúdo abordado neste módulo tem por objetivo definir e
classificar a subestação e seus diversos tipos, identificar a funcionalidade dos
equipamentos elétricos encontrados em instalações dessa natureza, abordando
aspectos construtivos e operacionais.
Basicamente, todo conteúdo apresentado nesse trabalho visa repassar informações
gerais do papel de cada equipamento no contexto de Geração, Transmissão e de
distribuição de energia, concentrando-se principalmente nos instalados em
subestações aéreas, internas e abrigadas sem explorar os dispositivos auxiliares e
complexidade funcional da Proteção de Sistemas.
A abordagem dos assuntos está dividida propositadamente em o que nomeamos de
equipamentos auxiliares, principais e de regulação, não no intuito de pôr em
detrimento a função do equipamento de um grupo em relação ao de outro grupo,
mas apenas organizar melhor a sequência de explanação contribuindo para o
melhor aprendizado.
2. Subestações
2.1 Definição de Subestação
Instalação elétrica de alta potência, contendo equipamentos para transmissão,
distribuição, proteção, controle, supervisão e medição de energia elétrica. Funciona
como ponto de controle e transferência em um sistema de geração, transmissão ou
distribuição elétrica, direcionando e controlando o fluxo energético, transformando
os níveis de tensão e funcionando também como pontos de entrega para
consumidores industriais.
2.2 Classificações de Subestação
2.2.1 Quanto à Relação entre os Níveis de Tensão de Entrada e Saída
Subestação Transformadora:
Altera o nível de tensão para um nível maior ou menor, sendo designada,
respectivamente, subestação transformadora elevadora e subestação
transformadora abaixadora. Geralmente, encontramos subestação elevadora
próxima aos centros de geração (elevam a tensão para níveis de transmissão e sub
transmissão proporcionando um transporte econômico da energia).
Subestações no final de um sistema de transmissão, próximas aos centros de carga,
ou de suprimento a uma indústria é uma subestação abaixadora (diminuem os
níveis de tensão evitando inconvenientes para a população como rádio
interferência, campos magnéticos intensos, etc.).
Subestação de Manobra
Também denominada de seccionadora ou de chaveamento, mantêm o mesmo nível
de tensão e se destina a interligar circuitos de suprimento, possibilitando a sua
multiplicação. É também adotada para possibilitar o seccionamento de circuitos,
permitindo sua energização em trechos sucessivos de menor comprimento.
2.2.2 Quanto à Função no Sistema Elétrico
Subestação de Transmissão:
São aquelas que operam em níveis de tensão superiores a 138 KV e se interligam as
linhas de transmissão permitindo assim o transporte de energia elétrica a grandes
distâncias. Também denominadas subestações supridoras.
Subestação de Sub transmissão:
Recebem a energia elétrica das subestações transmissoras através das linhas de
transmissão, permitindo seu transporte a outras subestações de ramificações ou
anéis pelas linhas de sub transmissão.
Subestação Distribuidora:
Recebem a energia elétrica das subestações sub transmissoras, permitindo a
entrega dessa energia a grandes consumidores ou abaixam o nível de tensão, que
no caso da COSERN e de outras distribuidoras de energia, este nível de tensão é de
13,8 KV, permitindo a distribuição através das redes distribuidoras (alimentadores).
Nota:
Nas grandes metrópoles ou em cidades cujos espaços de passeios são restritos e
disputados, são encontradas subestações distribuidoras para atender os
consumidores de baixa tensão, comerciais ou residenciais. Essas subestações
normalmente são subterrâneas e abaixadoras.
2.2.3 Quanto ao Tipo de Instalação
Subestação Externa:
Instalada ao tempo, normalmente subestação aérea. É as mais utilizadas em virtude
da melhor relação custo benefício. É de fácil montagem e manutenção tendo em
vista a flexibilidade de manobras que a instalação pode oferecer em função dos
diversos tipos de arranjo de barramento comportados no projeto e construção da
mesma.
Como desvantagem requer plano de inspeção e manutenção mais elaboradas
devido à exposição dos equipamentos às intempéries, principalmente quando
construídas em zonas próximas ao litoral e não são abrigadas.
Subestação Interna:
Construída no interior de uma edificação, normalmente são do tipo blindada ou
montada em cabines metálicas (Switch-gear).
Apresentam dificuldades na montagem e manutenção principalmente, pois para a
liberação de um disjuntor, por exemplo, sua carga tem que ser desligada por não
haver recurso de by-pass ou até mesmo ter que desligar todo um barramento
devido à dificuldade e riscos de acesso com este energizado. Muito utilizada nas
plantas de Parques eólicos e indústrias, pois requer menor espaço para montagem
e instalação.
Subestação Abrigada:
Subestação montada sob um teto de proteção contra intempéries como salinidade
ou umidade excessivas do ar, por exemplo.
É uma instalação aérea cujas paredes de alvenaria ou concreto atuam como
anteparo impedindo que ventos que trazem a salinidade ou alta umidade atinjam
direta e continuamente os equipamentos de potência. Construída
preferencialmente em áreas sujeitas a essas intempéries como, por exemplo,
próximas ao litoral.
O custo a mais durante a fase de construção é recompensado na fase de operação e
manutenção da subestação, pois a proteção proporcionada pelas paredes se mostra
eficiente e permite o melhor planejamento da manutenção dos equipamentos e
garante maior confiabilidade e continuidade à instalação.
Nota:
As plantas dos Parques eólicos utilizam nas suas subestações uma montagem mista
de subestação, aérea, abrigada ou não para os barramentos que se conectam ao
sistema acessado, distribuidora ou Transmissora e, subestação blindada para os
barramentos de conexão dos Aero geradores aos transformadores elevadores em
segundo estágio, por exemplo.
Isso ocorre em função dos Aero geradores estarem localizadas mais próximas ao
litoral para melhor aproveitamento dos ventos e a conexão até a subestação utiliza
condutores subterrâneos que se adaptam melhor aos barramentos blindados. Já a
conexão com sistema elétrico, esta utiliza geralmente rede aérea.
Subestação Móvel:
Subestação montada sobre prancha móvel permitindo seu deslocamento e
instalação durante manutenções ou obras em subestações, substituindo o
transformador de potência.
Sua construção segue o padrão de subestação aéreo, mas requer características
especiais nos equipamentos, principalmente para o transformador de potência de
modo permitir sua montagem dentro dos padrões e normas de trânsito em via
pública bem como deve atender aos requisitos de segurança aos usuários
(manutenção e operação).
Assim, por exemplo,o arrefecimento do óleo isolante é realizado por meio de ar e
óleo forçados, ou seja, o óleo circula através de dutos bombeado até os radiadores
onde o ar forçado o refrigera e retorna ao tanque do transformador, dispensando o
uso de radiadores acoplados diretamente ao transformador o que diminui seu
espaço lateral.
A subestação móvel deve dispor ainda de todo o sistema de controle, comando,
supervisão, medição e proteção para garantir sua perfeita operacionalidade.
Sempre que a subestação móvel for utilizada, antes da sua interligação e
energização, devem ser realizados os comissionamentos eletromecânico e elétrico
da mesma como se fosse à energização de uma nova subestação.
Subestação	Aérea
Subestação	em	Cabine	ou	Cubículo
Subestação	Abrigada
Subestação	Móvel
2.2.4 Quanto ao Tipo Construtivo
Subestação Convencional:
Os equipamentos são construtivamente independentes e são interligados por
ocasião da montagem.
Subestação em Cabine Metálica:
Todos os equipamentos e interligações são executados em fábrica.
Subestação Blindada:
Os barramentos e equipamentos principais são dotados de invólucro e isolamento
específicos.
Subestação	Blindada
Subestação Subterrânea:
Subestação cujos equipamentos são instalados sob o nível do piso. São montadas
frequentemente em redes de distribuição dos grandes centros comerciais das
metrópoles, tendo em vista o espaço reduzido para encaminhamento e instalação
de linhas e transformadores aéreos.
2.2.5 Quanto à Natureza dos Parâmetros Elétricos
Subestação de Corrente Alternada:
Sem alteração da frequência e do número de fases. Predomina entre as
subestações por ser a maioria das instalações desse tipo destinadas a transmissão e
distribuição de energia em corrente alternada, onde são mantidos constantes a
frequência e número de fase.
Subestação Conversora:
Subestação destinada a converter os parâmetros de frequência ou número de fases
na distribuição ou transmissão de energia elétrica.
Subestação Alternadora:
Converte energia de corrente contínua em corrente alternada, sem previsão para
conversão no sentido inverso.
Subestação Retificadora:
Converte energia em corrente alternada para corrente contínua, sem previsão para
conversão no sentido inverso.
Subestação Mutadora:
Converte energia de corrente alternada para corrente contínua e vice-versa.
2.2.6 Quanto ao Modo de Operação
Subestação Convencional:
Necessita da presença humana constante para sua operação, mesmo que para o
mais simples comando. Modelo em extinção tendo em vista o grande avanço da
tecnologia para automação de subestações.
Subestação Tele assistida:
Não requer a presença constante do ser humano, pois para quaisquer
anormalidades em algum equipamento é gerada uma mensagem via rádio que
acionará o operador para que este se desloque a subestação.
Subestação Telecomandada ou automatizada:
Não requer a presença constante do ser humano, podendo dispor ou não de alarme
via rádio para acionamento do operador, pois a supervisão, comando e controle da
subestação são feita pelo Centro de Operação.
Quando se deseja automatizar uma subestação, na realidade, o que se deseja é ter
condições de dês assisti-la (efetuar o seu controle sem a presença de operadores)
sem degradação da qualidade operativa. Na prática o que se observa,
principalmente para as subestações de parques eólicos, é que a automação foca os
equipamentos do lado de alta tensão como disjuntores, transformadores de
potência e chaves motorizadas, em alguns casos não habilitando os comandos
remoto e elétrico nas chaves terra, e no lado de média tensão focam
principalmente os disjuntores.
Portanto, a presença do operador ainda é requerida quando é necessário operar as
chaves seccionadoras do lado de Média tensão e para confirmação de fechamento
das chaves motorizadas do lado de alta tensão, e nas inspeções de barramentos,
linhas de sub transmissão, transmissão e circuitos pós-ocorrências.
O ambiente operativo de uma subestação se caracteriza pela possibilidade de
intervenção do operador quando da ocorrência de condições anormais de
operação. Assim, as funções automáticas de supervisão e controle local devem ser
capazes de gerar ações artificiais preventivas e de controle, no mínimo com o
mesmo valor agregado às operações humanas, melhorando a eficiência da
operação e reduzindo os custos.
Para a realização de um processo de automação em uma subestação devem-se
avaliar, inicialmente, quais são as funções a serem automatizadas. Então, pode-se
definir o sistema de aquisição de dados, o hardware (sistema computacional e
dispositivos de instrumentação e controle) e os requisitos de comunicação
necessários para a automação. Uma subestação automatizada opera com maior
confiabilidade e segurança para os operadores que podem trabalhar em salas de
comando localizadas na própria subestação, ou em algum centro de comando fora
da subestação. É importante realizar um levantamento do custo/benefício para a
implantação da automação, uma vez que os custos para tal procedimento podem
ser muito elevados, não sendo viável a sua concretização.
As principais vantagens da automação de subestações podem ser resumidas em:
Ø Auto monitoramento através de varredura das funções internas, indicando o
defeito no momento em que esse ocorre;
Ø Registro gráfico de defeitos, permitindo o conhecimento preciso da falta, sua
identificação, intensidade e tempo de interrupção;
Ø Estatística do número de operações por comando manual e defeito para uma
manutenção precisa em disjuntores;
Ø Comando à distância, possibilitando que a subestação não fique desassistida,
evitando o custo de operação da mesma;
Ø Indicações de medições locais e à distância de, por exemplo, tensão, corrente,
potência, frequência e fator de potência.
Painel	de	Comando	SE	Automatizada
Painel	de	Comando	SE	Não	Automatizada	
3. Arranjos de Barramentos
Arranjo de barramento é a forma de conexão entre linhas, transformadores e cargas
de uma subestação.
A topologia quanto ao número e arranjo de barramentos utilizados está ligada
diretamente ao porte e importância da subestação e dependendo da configuração
adotada, devemos considerar os seguintes aspectos: custos de implantação,
continuidade e confiabilidade operacionais, facilidade de manutenção, maior ou
menor flexibilidade de manobras para possibilitar a recomposição de carga numa
eventual falta.
Dentre os arranjos mais utilizados destacamos:
Ø Entrada ou Saída Direta
Ø Barramento Simples sem by-pass
Ø Barramento Simples com by-pass
Ø Barramento Simples Seccionado
Ø Barramento Duplo com disjuntor de Transferência
Ø Barramento Principal e Transferência/Auxiliar
Ø Barramento Duplo
Seguindo o objetivo do curso e a proposta deste módulo aqui comentaremos de
forma simples e direta das principais características de cada arranjo, focando os
aspectos das vantagens e desvantagens de cada um para a manutenção e operação.
3.1 Entrada ou Saída Direta
Este tipo de arranjo não dispõe de barramento de entrada ou saída e a linha de Sub
Transmissão ou Transmissão é conectada diretamente ao disjuntor, podendo este
último dispor ou não do recurso de by-pass, chave seccionadora de entrada da
subestação. Utilizado em subestações de pequeno porte, subestações industriais e
subestações receptoras ou ditas fim de linha que utilizam normalmente apenas um
transformador de potência.
3.1.1 Vantagens:
Ø Relação custo/benefício atraente para o tipo de subestação de pequeno porte;
Ø Fácil montagem;
Ø Economia de espaço o que numa planta industrial pode significar muito;
3.1.2 Desvantagens:
Ø Pouco ou nenhum recurso de manobra em condições normais ou de
contingência;
Ø Baixíssima confiabilidade nos aspectos de proteção e continuidade da instalação;
Ø Normalmente requer desligamento com interrupção durante intervenções.
Arranjo	de	Barramento	Entrada	ou	saída	
Direta
3.2 Barramentos Simples sem by-pass
Este tipo de arranjo já dispõe de barramento para a entrada de linha, e difere
muito pouco do arranjo anterior. Utilizado em subestações de pequenoporte,
subestações industriais e subestações receptoras ou ditas fim de linha que podem
utilizar mais de um transformador ou ainda nos barramentos blindados e invólucro
em cabines.
3.2.1 Vantagens:
Ø Apresenta mínimo investimento inicial e máximo de simplicidade;
Ø Boa facilidade de identificação de defeitos;
Ø Manobras simples, normalmente ligar e desligar circuitos alimentadores.
3.2.2 Desvantagens:
Ø Falha no barramento ou num disjuntor resulta no desligamento da subestação;
Ø A ampliação do barramento não pode ser realizado sem a completa
desenergização da subestação;
Ø Pode ser usado apenas quando cargas possam ser interrompidas ou tenha-se
outras fontes durante uma interrupção;
Ø A manutenção do disjuntor requer o desligamento do Trafo, da linha e as vezes
até mesmo das cargas se a SE tiver apenas um Transformador.
Arranjo	de	Barramento	Simples	sem	by-
pass
3.3 Barramentos Simples com by-pass
Arranjo com flexibilidade superior a versão sem by-pass e utilizado em subestações
de médio e grande porte com entrada e/ou saída de linhas bem como mais de um
transformador. O recurso do by-pass pode ser uma chave seccionadora.
3.3.1 Vantagens:
Ø Apresenta médio investimento inicial;
Ø Boa facilidade de identificação de defeitos;
Ø Maior flexibilidade de manobra;
Ø Já permite à implementação de filosofia de proteção com chave de
transferência;
Ø A liberação de um disjuntor não implica em desligamento de carga.
3.3.2 Desvantagens:
Ø Falha no barramento ou num disjuntor resulta no desligamento da subestação;
Ø Por utilizar chave seccionadora como by-pass o desempenho da proteção fica
comprometido ou mesmo perdido;
Ø Ainda apresenta perda na confiabilidade da instalação.
Arranjo	de	Barramento	Simples	com	by-
pass
Chave	de	By-Pass
3.4 Barramentos Simples Seccionado
Em relação ao arranjo de barramento simples, o seccionamento aumenta um pouco
o investimento e a área necessária, mas permite manter metade da subestação em
operação na ocasião de falta ou manutenção. Utilizado quando a subestação dispõe
de mais de um transformador ou mais de uma entrada de linha, saída de linha e em
subestações de médio e grande porte.
3.4.1 Vantagens:
Ø Maior continuidade de geração e/ou fornecimento;
Ø Maior facilidade de execução dos serviços de manutenção;
Ø Este arranjo pode (é indicado) para funcionar com duas (ou mais) fontes de
energia;
Ø Em caso de falha da barra, somente são desligadas as cargas ligados à secção
afetada;
Ø Apresenta médio investimento inicial;
Ø Boa facilidade de identificação de defeitos;
Ø Maior flexibilidade de manobra;
Ø Já permite a implementação de filosofia de proteção com chave de
transferência.
3.4.2 Desvantagens
Ø Não se pode transferir uma linha de uma barra para outra, se caso os pontos de
conexões sejam de subestações distintas.
Ø A manutenção em um disjuntor de entrada ou saída de linha deixa esta
indisponível;
Ø Esquema de proteção é mais complexo.
Arranjo	de	Barramento	Simples	
Seccionável
3.5 Barramento Principal e Barramento de Transferência ou Auxiliar
Arranjo de barramento de confiabilidade bastante superior que as versões
anteriores, utilizado nas subestações de Transmissão, Sub Transmissão e
distribuição, pois permite a substituição de qualquer disjuntor ou religador sem
comprometer a confiabilidade do sistema de proteção. Utilizado nas subestações de
médio e grande porte.
3.5.1 Vantagens:
Ø Maior continuidade de fornecimento;
Ø Maior facilidade de execução dos serviços de manutenção;
Ø Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para manutenção;
Ø Em caso de falha no barramento principal o barramento de Transferência pode
suprir momentaneamente as cargas, mesmo que precariamente;
Ø Boa facilidade de identificação de defeitos;
Ø Maior flexibilidade de manobra;
Ø Permite a implementação de filosofia de proteção com chave de transferência
dentre outras lógicas e automatismos.
3.5.2 Desvantagens:
Ø Requer um disjuntor extra para interligar os barramentos principal e
Transferência;
Ø As manobras são mais complexas e requerem mais atenção e conhecimento por
parte dos operadores;
Ø Esquema de proteção é mais complexo;
Ø Por utilizar barramento não seccionado pode haver perda temporária de carga.
Arranjo	de	Barramento	Principal	e	
Barramento	Transferência
Barramento	Principal
Barramento	de	Transferência
3.6 Barramentos Duplos
Arranjo de barramento de alta confiabilidade, mas justificável sua aplicação para
subestações transmissoras e sub transmissoras pela importância sistêmica que estas
representam compensando a relação custo benefício. Nesse arranjo o barramento é
literalmente duplicado e podem operar independentes sem perda alguma.
Apresenta as configurações com um disjuntor, com dois disjuntores e com disjuntor
e meio.
3.6.1 Vantagens:
Ø Maior confiabilidade e continuidade no fornecimento;
Ø Maior facilidade de execução dos serviços de manutenção;
Ø Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para manutenção;
Ø Em caso de falha em um dos barramentos o outro assumirá sem maiores perdas;
Ø Maior flexibilidade de manobra;
Ø Rápida recomposição;
Ø Permite a implementação de filosofia de proteção mais sofisticadas.
3.6.2 Desvantagens:
Ø Alto custo de construção;
Ø As manobras são mais complexas e requerem mais atenção e conhecimento por
parte dos operadores;
Ø Esquema de proteção é mais complexo;
Ø Uso de um disjuntor e meio por circuito.
Arranjo	de	Barramento	Duplo	
Configuração	Disjuntor	e	Meio
4. Equipamentos Principais
Equipamentos principais da subestação são os equipamentos de potência
destinados a manter a continuidade no fornecimento de energia em condições
normais ou interrompê-lo nas condições de contingência ou ainda de manutenção
quando não houver recurso operacional. Nesse grupo temos o transformador de
potência (Trafo), disjuntores, religadores, chaves de manobras e proteção.
4.1 Transformadores de Potência
Também denominado de Trafo. É o principal elemento da subestação, onde todas
as atenções estão voltadas, no sentido de garantir a continuidade na transmissão ou
distribuição de energia elétrica. Tem como função alterar o nível de tensão de
entrada adequando-o ao nível requerido para transmissão (transformador elevador)
ou distribuição (transformador abaixador) de energia elétrica.
4.1.1 Elementos de um Transformador:
Ø Enrolamento de entrada ou primário. Recebe a energia elétrica do sistema e que
pode ser tanto em alta como em baixa tensão.
Ø Enrolamento de saída ou secundário. Entrega a energia elétrica recebida à carga
podendo ser também em alta ou baixa tensão. É possível ainda a existência de
mais um enrolamento secundário (ou terciário) conectado à outras cargas.
Ø Núcleo magnético composto por material ferromagnético preferencialmente
com alta permeabilidade magnética e baixa perda ôhmica, no qual se estabelece
o circuito ou fluxo magnético que garante o acoplamento entre os enrolamentos
primário e secundário.
Transformador	de	Potência
4.1.2 Principais componentes do Transformador de Potência:
Ø Radiadores
Compõem o sistema de refrigeração do transformador juntamente com os moto
ventiladores e moto bombas, estas quando o transformador tem sistema com óleo
forçado. São peças metálicas retangulares ou no formato de colmeia acoplado ao
tanque principal do transformador onde o óleo isolante passa a circular pelos
mesmos, quando as válvulas estão abertas o que deve ocorrer sempre, exceto
quando uma aleta apresentar vazamento no que deve ser isolada até a retirada
para correção.
Os radiadores devem ser inspecionados quanto a limpeza e umidade internas. Caso
necessário, devem ser lavados com óleo limpo e, preferencialmente, aquecido
(Máximo 50°C).
Conjunto	de	Radiadores
Ø Moto ventiladores
Estes acessórios são essenciais para a refrigeração do transformador, utilizados para
dissipar o calor do transformador ao forçar a passagem de ar pelos radiadores, onde
estão instalados, equalizando o ambiente com o equilíbrio da temperatura.
Uma resposta imediata ao se ligar os moto ventiladoresé a liberação de potência
ativa do transformador. Dependendo dos aspectos construtivos os transformadores
podem vir com um ou dois estágios de moto ventiladores. Estes podem operar em
regime manual ou automático, sendo este último através dos termômetros do
transformador de acordo com valores de temperatura pré-ajustados.
Moto	ventilador	Instalado	nos	radiadores	
do	Transformador
Ø Buchas e Isoladores Cerâmicos
São dispositivos que permitem a passagem dos condutores constituintes dos
enrolamentos para o meio externo (redes elétricas). As buchas são empregadas
para a passagem de um condutor de alta tensão através de uma superfície aterrada,
como o tanque do transformador.
As buchas devem ser capazes de transportar as correntes dos equipamentos em
regime normal de operação e de sobrecarga, de manter o isolamento, tanto para a
tensão nominal quanto para as sobre tensões, e de resistir a esforços mecânicos.
Buchas	de	Alta	Tensão	(Capacitivas)	e	
Média	Tensão	(Porcelana)
Ø Termômetro do Óleo Isolante
Responsável pela indicação da temperatura do óleo isolante no tanque principal do
transformador, o termômetro de óleo pode acionar através de contatos auxiliares, a
entrada ou saída da ventilação forçada, a sonorização de alarme ou mesmo
promover o trip (abertura) dos disjuntores que protegem o transformador quando a
temperatura do óleo ultrapassar os limites pré-estabelecidos.
Ø Termômetro do Enrolamento
Indica a temperatura do enrolamento do transformador. Ela é denominada imagem
térmica por reproduzir indiretamente a temperatura do enrolamento. A
temperatura do enrolamento, que é a parte mais quente do transformador. O
sistema é composto de uma resistência de aquecimento e de um sensor de
temperatura simples ou duplo, ambos encapsulados e montados em um poço
protetor imerso em uma câmara de óleo.
Termômetro	Analógico													Termômetro	Digital
Ø Dispositivo de Alívio de Pressão
Dispositivos utilizados em transformador de força ou comutadores de tape
imersos em líquido isolante, para proporcionar o alívio de pressão interna, com
a finalidade de protegê-los contra possível deformação ou ruptura do tanque
em casos de defeitos internos que provoquem o surgimento de pressões
elevadas e perigosas. Tipos encontrados:
• Dispositivo de alívio de pressão do tipo membrana.
• Dispositivo de alívio de pressão do tipo válvula.
Para evitar danos aos demais equipamentos ou acidentes com pessoal que
trabalha no ambiente da subestação, nos Trafos mais modernos são instalados
capas de proteção, com ou sem tubulação, nas válvulas de alívio direcionando o
fluxo de óleo para o solo de maneira segura.
Funcionamento:
Quando ocorrer uma sobre pressão interna no tanque, que ultrapasse a pressão de
calibração da válvula, esta irá atuar imediatamente aliviando a sobre pressão
interna excedente, preservando assim a integridade física do tanque e dos
equipamentos a ele ligados. Após o alívio da pressão, a válvula retorna à posição
original automaticamente. Válvulas equipadas com ou sem contatos elétricos,
podem possuir um pino sinalizador, que ficará exposto após sua atuação, acionando
os contatos de sinalização (se houver), permanecendo assim até o seu rearme
manual.
As válvulas instaladas submersas em líquido, antes de colocadas em operação,
deverão ser purgadas (se aplicável) até que os gases existentes internamente a
mesma sejam eliminados.
Um exemplo desta utilização ocorre em transformadores dotados de tanque de
expansão de óleo.
Dispositivo	de	alívio	de	pressão	– vista	em	corte						Dispositivo	de	alivio	de	pressão	Tipo	Válvula
Ø Relé de Pressão Súbita
É um acessório utilizado na proteção de transformador do tipo selado ou com
tanque de expansão. É projetado para atuar quando ocorrem defeitos no
transformador que produzem pressão interna anormal, sendo sua operação
ocasionada somente pelas mudanças rápidas de pressão interna, independente da
pressão de operação do transformador.
Funcionamento:
O relé atua quando ocorrer uma súbita pressão interna, independentemente da
pressão de trabalho do transformador. Não opera por mudanças lentas de pressão,
decorrentes de raios, sobre tensões de manobra e curtos circuitos, desde que não
ocasionem falhas no transformador. Quando a mudança de pressão no interior do
transformador ocorrer lentamente em funcionamento normal, ocorre a equalização
interna do relé necessária para igualar a pressão do interior do relé com a pressão
do interior do tanque do transformador fazendo com que o relé não atue. Quando a
mudança de pressão no interior do transformador ocorrer subitamente, a
equalização interna do relé, como ocorre lentamente, não será igual à interna do
transformador permitindo com isto que a pressão no transformador seja maior que
a do relé fazendo com que o mesmo atue.
Relés	de	Pressão	Súbita
Ø Dispositivo de Pressão do Comutador de Tape - DPC
Dispositivo utilizado na proteção do comutador automático de tape do
transformador de potência contra variações bruscas de pressão. Sua atuação
implica na desenergização do transformador.
Funcionamento:
Funciona em condições semelhantes as do relé de pressão súbita.
Dispositivo	de	Pressão	do	Comutador	de	
Tape	- DPC
Ø Desumidificador ou Secador de Ar
A fim de que sejam mantidos elevados índices dielétricos do liquido isolante dos
transformadores, estes são equipados com secadores de ar, os quais, devido a
capacidade de absorção de umidade, secam o ar aspirado que flui ao
transformador. O secador de ar é composto de um recipiente metálico, no qual está
contido o agente secador e uma câmara para óleo, colocada diante do recipiente
(que contem o agente) isolando-o na atmosfera.
Possui visores de inspeção para monitoramento do estado da sílica-gel e
reservatório de óleo para formação do selo hidráulico a não permitir a entrada de
ar ou poeira no interior do mesmo.
Funcionamento:
O Desumidificador de Ar é instalado no respiro do tanque de expansão do
transformador ou no tanque do comutador de tape, quando existir. Durante o
funcionamento normal do transformador, o óleo aquece e
dilata, expulsando o ar do conservador através do secador. Havendo diminuição da
carga do transformador ou da temperatura ambiente, também haverá abaixamento
da temperatura do óleo, acompanhada da respectiva redução do volume. Forma-se,
então, uma depressão de ar no conservador e o ar ambiente e aspirado através da
câmara e do agente secador, o qual absorve a umidade contida no ar, que entrará
em contato com o óleo.
O agente secador, denominado sílica gel, é vítreo e duro, quimicamente quase
neutro e altamente higroscópico. É um silício (95% SiO2), impregnado com um
indicador laranja ou azul, quando em estado ativo.
Devido à absorção de água, tem sua cor alterada conforme tabela abaixo devendo
então ser substituído, tem a vida prolongada através de processo de secagem, que
pode ser aplicado algumas vezes, podendo ser reutilizado.
Coloração Laranja Sílica gel seca
Coloração Amarela Sílica gel com aproximadamente 20%	de umidade
absorvida
Coloração Amarelo-
clara
Sílica gel com 100% de	umidade absorvida (saturada)
Coloração Azul Sílica gel seca
Coloração Azul-clara Sílica gel com aproximadamente 20 % de	umidade
absorvida
Coloração Branca Sílica gel com 100% de umidade absorvida (saturada)
Desumidificar	de	ar	à	sílica	gel	do	
Tanque	do	comutador	e	Tanque	
principal	do	Transformador
Desumidificador	de	ar	à	sílica	gel
Ø Relé de Gás Tipo Bulcholz
O Relé de gás tem por finalidade proteger equipamentos imersos em líquido,
através da supervisão do fluxo anormal ou sua ausência, e a formação anormal de
gases pelo equipamento. Normalmente são utilizados em transformadores que
possuem tanque de expansão. Este tipo de relé detecta de forma precisa, por
exemplo, os seguintes problemas: vazamentos, curto-circuito interno no
equipamento que ocasione grande deslocamento de líquido, formação de gases
internos por falhas intermitentes ou contínuas que estejam ocorrendo no interior
do equipamento.
Funcionamento:
O relé detectorde gás é normalmente instalado entre o tanque principal e o tanque
de expansão do óleo de transformadores. Possui dois contatos independentes
acoplados às boias existentes internamente no relé. Um dos contatos, opera pelo
acúmulo de gás e outro pela variação súbita do fluxo do líquido isolante. Possui dois
visores opostos com escalas (graduadas em cm³) indicativas do volume de gás
acumulado.
Quando houver um acúmulo de gás no interior do relé igual ou superior aos limites
especificado, haverá a atuação do contato de alarme. A área de manutenção deve
tomar conhecimento para adotar as devidas providências.
Quando houver um deslocamento súbito do óleo passando pelo relé em sentido ao
tanque de expansão do transformador a uma velocidade em m/s igual ou superior
aos limites especificados, haverá a atuação do contato de desligamento dos
disjuntores do transformador.
Tanto o contato de alarme quanto o contato de desligamento atuarão quando
houver nível baixo de óleo.
Relé	de	Gás	Tipo	Buchholz Detalhe	da	instalação	do	Relé	de	Gás	
Tipo	Buchholz
Ø Tanque de Expansão ou Conservador de Óleo
É um reservatório auxiliar acessório do transformador, ele possui formato cilíndrico
e é construído com chapas de aço, e parcialmente cheio de liquido isolante, ligado
ao tanque do transformador e tanque do comutador de tape, quando existir, de
modo a mantê-lo completamente cheio possui espaço para permitir a livre
expansão e contração que o liquido isolante tem devido a oscilações de
temperatura e de pressão e o conservador também é responsável por minimizar a
contaminação do liquido isolante. Pode dispor ou não de bolsa de borracha.
A bolsa de borracha utilizada nos conservadores de óleo dos transformadores é um
acessório opcional. Tem como objetivo evitar o contato do liquido isolante com a
atmosfera, preservando-o da umidade e oxidação. A ligação da bolsa com a
atmosfera é feita através do secador de ar com sílica gel, que mantém o ar seco em
seu interior, permitindo que a bolsa se encha e esvazie com as variações de volume
do liquido isolante.
Conservador	de	Óleo	ou	Tanque	de	
expansão
Ø Dispositivo Coletor de Gás
O Dispositivo Coletor de Gás, DCG, objetiva facilitar a coleta de gases formados no
decorrer do funcionamento do transformador. Permite a coleta em nível do solo
sem desenergizar o transformador e sem a manipulação do Relé Buchholz, a ele
conectado.
O DCG é normalmente fixado ao tanque do transformador através de um flange, a
uma altura que permita ao operador manejar o dispositivo.
Funcionamento:
Havendo acúmulo de gases no Relé, o procedimento (ver figura 4.1.2.15 abaixo)
para sua coleta passa a ser o seguinte:
a) Verificar se o registro de desaeração (1) está fechado
b) Abrir o registro de dreno (2) permitindo a saída do óleo. O óleo escoará até que
o gás contido no relé Buchholz seja totalmente transferido para o DCG cessando
o escoamento do óleo.
c) Fechar o registro de dreno (2).
d) Verificar através da escala graduada, o volume de gás acumulado. Coletá-lo
e) Liberar o gás do dispositivo e completá-lo novamente com óleo.
Nota:
Como plano de manutenção, este procedimento poderá ser realizado
sistematicamente, mesmo que o relé Buchholz não tenha atuado seu alarme.
Detalhes	dos	componentes	do	
Dispositivo	Coletor	de	Gás	– Fig.	
4.1.2.15
Dispositivo	Coletor	de	Gás	- DCG
Ø Dispositivo Indicador Magnético de Nível de Óleo
É um equipamento utilizado para indicação de nível de líquidos diversos. Pode ser
fornecido com ou sem contatos elétricos e escalas variáveis de 40° a 120°. São
amplamente empregados em transformadores selados ou com tanque de expansão
(com ou sem bexiga de borracha), reatores, geradores, sistema de refrigeração,
tanque alimentador, bombas hidráulicas, injetoras, retificadores e outros.
Os indicadores magnéticos de nível têm por finalidade indicar com precisão o nível
do liquido isolante e, ainda, quando providos de contatos para alarme ou
desligamento servirem como aparelhos de proteção do transformador.
Os indicadores magnéticos de nível possuem a sua carcaça em alumínio fundido,
sendo que a indicação de nível é feita por ponteiro acoplado a um ima permanente,
de grande sensibilidade, fato este que o torna bastante preciso. O mostrador dos
indicadores magnéticos de nível possui três indicações, ou seja: MIN, que
corresponde ao nível mínimo, 25oC, que corresponde a temperatura ambiente
assinalada, e MAX, que corresponde ao nível máximo.
Funcionamento:
O ponteiro do Indicador Magnético de Nível é movimentado por meio de dois
magnéticos (imãs permanentes), que são acoplados a um flutuador (boia). O
movimento do ponteiro é efetuado pela boia, de acordo com o nível de líquido, que
transmite indicações precisas ao mesmo, devido a grande sensibilidade dos
magnéticos.
Indicador	Magnético	de	nível	de	óleo Boia	do	indicador	magnético	de	nível	de	óleo
Ø Comutador de Tape
É um dispositivo mecânico que permite variar o número de espiras dos
enrolamentos de alta tensão. Sua finalidade é corrigir o desnível de tensão
existente no lado de menor tensão, dos barramentos, e linhas a ele conectado,
devido à queda de tensão ocorrida ao longo das mesmas. Esta solicitação pode ser
elétrica através de um ponto remoto, elétrica através de um comando local ou
manual através de uma manivela.
Os transformadores podem apresentar dois tipos de comutadores de tape:
Comutador de tape fixo cuja mudança de tape ocorre com o transformador
desenergizado e comutador de tape automático em carga. O comutador em carga
deve realizar a comutação da tensão sem interromper o circuito, por dois motivos:
a) evitar a interrupção do fornecimento de energia ao ajustar a tensão de saída;
b) manter a tensão do lado de geração, transmissão ou no consumidor o mais
constante possível.
Esta solicitação pode ser elétrica através de um ponto remoto, elétrica através de
um comando local.
Vista	geral	do	Comutador	de	Tape	em	Carga	
– LTC	Fabricante	ABB Comandos	e	Sinalização	do	Comutador	de	Tape	em	Carga		- ABB
4.2 Chaves de Manobra e Proteção
Equipamentos ou dispositivo de seccionamento e/ou proteção retardada (fusíveis)
aplicado no sistema elétrico que permite isolar visivelmente circuitos com falhas ou
para fins de manutenção. Suas principais aplicações são:
Aplicações comuns:
Ø Manobrar circuitos, permitindo a transferência de cargas entre barramentos da
subestação;
Ø Isolar um equipamento de potência da subestação, tais como transformadores
ou disjuntores, para execução de serviços de manutenção ou outra utilidade;
Ø Propiciar o by-pass de equipamentos;
Ø Quando seccionadores fusíveis, executam a proteção direta de sistemas;
Ø Abertura e interligação de barramentos.
Nota:
Quando a chave seccionadora não apresentar sistema de extinção sob carga, jamais
pode operar neste regime.
Partes Componentes:
Ø Circuito Principal;
Ø Circuitos auxiliares e de comando;
Ø Polos e Contatos;
Ø Terminais;
Ø Dispositivos de Operação e Bloqueio.
Principais tipos de chaves seccionadoras e fusíveis encontrados em subestações até
72,5 KV:
Ø Chave seccionadora tripolar, montagem alta, articulação lateral, comando
simultâneo e acionamento manual ou motorizado, com ou sem recurso de
lâminas de terra. Quando há lâminas de terra o comando destas é Inter travada
mecanicamente com o comando da chave principal, fim evitar operações de
aterramento com a instalação energizada.
Ø Chave seccionadora tripolar em 72,5 kV, montagem horizontal baixa, articulação
lateral, comando simultâneo e acionamento manual sem lâmina de terra.
Ø Chave seccionadora tripolar em 72,5 kV, montagem alta, articulação lateral,
comando simultâneo e acionamento manual com ou sem lâmina de terra;
Ø Chave seccionadora unipolar em 15 kV, montagem vertical;
Ø Chave tetra polar de acionamento manual e simultâneo para aterramento de
bancos de capacitores;
Ø Chave seccionadora tipo tandem faca-faca ou faca-fusível. Utilizadas em vão de
disjuntor geral de barramento ou vão de religadores. Permite colocar em by-pass
(liberação sem interromper)o equipamento. São compactas facilitando a
montagem e instalação.
Nota:
A operação desse tipo de chave requer bastante atenção, principalmente para o
tipo faca-faca, para evitar a abertura indevida de uma lâmina em carga.
Ø Chave indicadora fusível monopolar em 72,5 KV para proteção de transformador
de potência e, em 15 kV, para proteção de transformador de serviço auxiliar e
by-pass de religadores.
Chave	Tripolar	Horizontal	Alta	
com	Lâmina	de	Terra	Inter	
travada
Chave	Tripolar	em	72,5	KV	Horizontal	baixa
Chave	Tandem	Faca-Faca Chave	Tandem	Faca-Fusível
Seccionadora	Tripolar	de	dupla	abertura	lateral	
de	230	KV	Motorizada
Armário	de	comando	da	Seccionadora	
Motorizada
Seccionadora	Abertura	vertical	Motorizada			
230	KV
Seccionadora	Semi-Pantográfica	
Motorizada	230	KV
4.3 Disjuntor
Dispositivo eletromecânico de manobra e proteção destinado a interromper ou
estabelecer circuitos em condições normais de carga, assim como em condições
anormais de operação ou defeito. Podem ser manobrados por comando manual
local ou à distância, ou automaticamente através de relés associados.
Aplicações Comuns:
Ø Disjuntor de entrada e saída de linha de transmissão, sub transmissão ou
distribuição.
Ø Disjuntor de vão de transformador de potência, lado primário e secundário.
Ø Disjuntor geral ou de interligação de barras.
Ø Disjuntor de Reatores
Ø Disjuntor de banco de capacitores.
Ø Disjuntor de transferência.
São classificados quanto ao nível de tensão de operação, meio de extinção do arco
elétrico, meio de acionamento do mecanismo, entre outros aspectos:
4.3.1 Quanto ao Nível de Tensão de Operação
Ø Disjuntor de Baixa Tensão
São dispositivos termomagnéticos, acionados pela corrente primária sobre certas
condições de sobrecarga ou curto-circuito. Instalados nos quadros de serviços
auxiliares e nos cubículos de equipamentos das subestações esses dispositivos
atuam como proteção dos circuitos de comando e sinalização de equipamentos e
circuitos de iluminação e tomada. O disjuntor de baixa tensão apesar de estar
sendo citado e descrito nesse tópico, não pode ser considerado como equipamento
principal na subestação.
Principais	características:
Ø Corrente nominal
Ø Faixa de ajuste de atuação
Ø Número de fases
Ø Tempo de disparo
Ø Tipo de atuação
Disjuntores	Termomagnéticos
Ø Disjuntor de Alta Tensão
Equipamento eletromecânico, trifásico ou monofásico, que permite proteger uma
determinada instalação elétrica contra sobre intensidades (curto-circuito ou
sobrecargas).
Sua principal característica é a capacidade de poder ser rearmado manualmente
quando estes tipos de defeitos ocorrem, diferindo da chave fusível, que tem a
mesma função, mas que fica inutilizado depois de proteger a instalação com o
rompimento do elo-fusível. Assim, o disjuntor interrompe a corrente em uma
instalação elétrica antes que os efeitos térmicos e mecânicos desta corrente possam
se tornar perigosos às próprias instalações.
Por esse motivo, ele serve tanto como dispositivo de manobra como de proteção de
circuitos elétricos (transformador de potência, linha de transmissão, barramento,
etc.).
Principais características:
Ø Tensão nominal de operação
Ø Corrente nominal de operação
Ø Nível de isolamento
Ø Corrente de interrupção
4.3.2 Quanto ao Meio de Extinção do Arco Elétrico
A abertura em carga ou curto-circuito de um disjuntor só é possível porque
internamente aos polos deste equipamento existe um meio extintor de arco
elétrico gerado durante o tempo de interrupção da corrente elétrica. Portanto, os
disjuntores costumam ser classificados também quanto ao meio de extinção de
arco elétrico. Abaixo estão relacionados os meios usuais de extinção de arco
elétrico:
Ø Por alongamento e resfriamento do arco;
Ø Por fracionamento do arco;
Ø Por sopro magnético;
Ø Interrupção em grande ou pequeno volume de óleo: GVO ou PVO.
O óleo mineral com suas destacadas características de isolante e extintor foi usado
desde os primeiros tempos na fabricação de disjuntores.
Os disjuntores a grande volume de óleo (GVO) possuem câmaras de extinção onde
se força o fluxo de óleo sobre o arco e são usados em média e alta tensão até 230
KV. A característica principal dos disjuntores GVO é a sua grande capacidade de
ruptura em curto – circuito.
Os disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO) cobrem em média tensão,
praticamente, toda a gama de capacidades de ruptura de 63 KA.
Nas Concessionárias ainda há em operação alguns disjuntores a grande volume de
óleo e numa escala maior outra quantidade a pequeno volume de óleo, mas
atualmente os disjuntores adquiridos para uso em 15 KV são do tipo a vácuo e para
uso em 72,5 kV são do tipo a gás SF6.
Ø Interrupção no gás SF6
O SF6 é um gás incombustível, não venenoso, incolor, inodoro e devido à sua
estrutura molecular simétrica é extremamente estável e inerte até cerca de 5000ºC,
comportando-se, portanto, como um gás nobre. O SF6 encontra-se num sistema
fechado e praticamente isento de umidade por toda a vida útil do equipamento.
O gás SF6 opera sobre pressão nas câmaras de extinção e os fabricantes informam
na placa de identificação dos equipamentos os valores normais ou nominais de
operação bem como os valores de alerta e mínimo de pressão para condições
anormais.
Há também um medidor de pressão manômetro dotado de contatos para alarme
por baixa pressão do gás e abertura ou bloqueio do comando elétrico do disjuntor,
dependendo do fabricante. Apesar do auto monitoramento, é importante que o
operador ou pessoal de manutenção acompanhem os valores de pressão
registrados para a tomada de ações preventivas evitando principalmente o desarme
ou bloqueio do disjuntor.
Valores	de	pressão	de	enchimento	do	Gás	SF6
Disjuntor	Schneider	
Manômetro	para	supervisão	da	
pressão	do	Gás	SF6	– Disjuntor	
Schneider
Ø Interrupção no vácuo
Também considerados disjuntores a seco, utilizam o vácuo como meio de extinção
de arco elétrico em suas câmaras ou polos. Fabricados normalmente para operar
em níveis de tensão de até 36 KV.
Grande segurança de operação, pois não necessitam de suprimento de gases ou
líquidos e não emite chamas ou gases. Praticamente não requerem manutenção,
possuindo uma vida extremamente longa em termos de números de operações a
plena carga e em curto-circuito.
A relação capacidade de ruptura/volume é bastante grande, tornando estes
disjuntores bem apropriados para o uso em cubículos. Devido à ausência de meio
extintor gasoso ou líquido, podem fazer religamentos automáticos múltiplos.
Disjuntor	de	15	KV	– Meio	
de	extinção	no	vácuo
Disjuntor	de	15	KV	– Meio	
de	extinção	Pequeno	
volume	de	óleo	- PVO
Disjuntor	de	72,5	KV	– Meio	
de	extinção	no	Gás	SF6
4.3.3 Quanto ao Mecanismo de Operação
Os disjuntores de alta tensão independentemente do nível de tensão de operação
ou do meio de extinção de arco elétrico utilizado, têm seus mecanismos de
operação basicamente acionados por ar comprimido, óleo ou por mola.
Atualmente os disjuntores que utilizam mecanismos de acionamento por mola são
os mais utilizados por tornar o equipamento mais compacto, é de fácil manutenção
e operação além de não ter o inconveniente de apresentar vazamento de fluido,
característico nos disjuntores com mecanismos a ar e óleo.
Outra grande vantagem dos disjuntores acionados por mola é permitir a recarga
manual da mola de fechamento, muito útil na falta de tensão alternada na
subestação, quando a alimentação do motor de carregamento da mola for CA,
enquanto que mecanismos a ar ou óleo podem não oferecer a opção de recarga
manual da pressão do fluido no reservatório.
Detalhe	da	Recarga	Manual	da	Mola	de	
Fechamento	do	Disjuntor	Schneider	e	
Sprecher	Shun
4.3.4 Modo de Operação e Sinalização
Os equipamentos de disjunção dispõem quase sempre de comandos e sinalização
disponíveis nos próprios cubículos, mas na sua instalação e dependendo do porte e
importância da subestação, também são disponibilizados remotamente o comando
e sinalização instalados no quadro de comando e sinalização da sala de comandoou
ainda para as subestações automatizadas estes recursos são disponibilizados para
os Centros de Operações.
Comando elétrico e sinalização elétrica local
O comando elétrico normalmente é realizado através de chaves de punho ou
botoeiras devidamente identificadas enquanto que as sinalizações de equipamento
aberto, fechado e/ou do estado da mola de fechamento são feitas por lâmpadas
incandescentes ou conjunto de leds. Antes da operação elétrica local a chave
seletora de comando local-remoto deve ser posta em local.
Detalhe	do	Comando	e	Sinalização	Elétrica	
Disjuntor	ABB
Comando mecânico e sinalização mecânica
Como forma de garantir maior confiabilidade bem como uma segunda opção para
operação e supervisão do disjuntor, os fabricantes disponibilizam sinalizações e
comandos mecânicos devidamente identificados incluindo aí a possibilidade de
recarga da mola (sempre) ou da pressão do compressor (nos sistemas hidráulicos).
Os comandos mecânicos independem de Inter travamentos elétricos, ou seja,
quando acionados responderão normalmente mesmo que haja um relé de bloqueio
atuado, por exemplo. Por isso mesmo, nos casos de subestações em cabine ou
switch-gear alguns fabricantes restringe o acesso aos comandos mecânicos quando
os equipamentos estão inseridos.
Detalhe	da	sinalização	mecânica	e	
comando	– Disjuntor	Siemens
Detalhe	do	comando	mecânico	–
Disjuntor	Sprecher	Shun	
Comando elétrico e sinalização elétrica remoto
Para garantir maior agilidade e segurança durante a operação as empresas
costumam incluir nos projetos de subestações a opção do comando e sinalização
elétrica dos equipamentos dentre os quais o disjuntor. Conforme já mencionamos
estes recursos podem estar disponíveis tanto na sala de comando quanto nos
Centros de Operação ou em cabines ao tempo, esta última em desuso. Assim,
durante manobras nas subestações que disponham de comando remoto o operador
deve adotá-los preferencialmente.
Chave	de	punho	para	comando	
elétrico	Remoto	– Disjuntor	15	KV
Comando	elétrico	remoto	e	sinalização	elétrica	e	
remota	através	do	IED	Digital	– RED670	ABB
5. Equipamentos Auxiliares
Chamamos equipamentos auxiliares àqueles destinados a garantir a perfeita
operação dos equipamentos de potência da subestação. Estes equipamentos não
contribuem diretamente na função principal de uma subestação qual seja a
transmissão ou distribuição de energia elétrica, mas sem eles ou o mau
funcionamento dos mesmos, há todo um comprometimento na operação das
subestações com reflexos nas demais instalações do sistema elétrico.
5.1 Para-raios
Equipamento destinado a descarregar para a terra as sobre tensões de origem
externa ao sistema, provocadas por descargas atmosféricas, e as de origem interna
aquelas provocadas por manobras ou faltas no sistema elétrico.
5.1.1 Franklin
Também utilizado em edificações e torres de uma maneira geral, os para-raios tipo
Franklin é basicamente constituído de haste metálica, comumente de cobre ou
alumínio, destinado atrair as descargas elétricas atmosféricas tipo nuvem-terra
(raios), para as suas pontas descarregando-as ao solo através de cabos de pequena
resistência elétrica (cabo de aterramento).
Como as descargas atmosféricas dessa natureza tendem a atingir o ponto mais alto
de uma área, os para-raios ou hastes para-raios são instalados nos topos dos postes
ou estruturas de concretos dos barramentos de SEs ou nas torres de antenas de
telecomunicação.
Seu princípio de funcionamento é baseado no fenômeno da física chamado “poder
das pontas”, o qual afirma que as descargas elétricas procuram preferencialmente
se estabelecerem-se através das extremidades de objetos ou estruturas
pontiagudas.
A área de proteção dos para-raios tipo Franklin é delimitada por um cone
imaginário que tem como vértice seu ponto mais alto e cuja sua geratriz forma um
ângulo de 60° com este vértice.
Para-raios	Tipo	Franklin Haste	Para-raios Representação	Gráfica	da	
área	de	atuação	dos	para-
raios	tipo	Franklin
5.1.2 Estação
Especificamente para a proteção contra sobre tensões da subestação transmissoras,
sub transmissoras e distribuidora (proteção dos barramentos e equipamentos,
como transformadores, capacitores, disjuntores, religadores, e outros).
Para-raios	tipo	estação	– classe	15	KV Para-raios	tipo	estação	– classe	245	KV
5.1.3 Circuito/Alimentador
Utilizados ao longo dos circuitos Aéreos de Média tensão que fazem conexão com
os Aero Geradores, saídas dos alimentadores das Subestações distribuidoras, em
estruturas de equipamentos ao longo dos alimentadores e na entrada de
subestações industriais de 15 KV.
Detalhes	construtivo	do	para-raios	
tipo	circuito/alimentador
Para-raios	Poliméricos	para	
circuito/alimentador
5.1.5 Cabo Guarda
Corresponde ao condutor solidamente aterrado, utilizado normalmente em linhas
de transmissão e sub transmissão com tensão nominal maior ou igual a 69 KV e são
instalados em paralelo e acima dos condutores fase, na parte superior das torres.
Cabo	Para-raios
5.2 Transformadores de Aterramento
O transformador de aterramento ou Trafo terra é o equipamento que tem como
função fornecer a referência terra nos sistemas trifásicos sem esta referência, no
caso dos transformadores de Potência das plantas dos Parques e/ou Complexo
Eólico, por exemplo, que são ligados em estrela aterrado no lado de 230Kv, e delta
no lado de 34,5Kv. Somente será necessário o acoplamento do transformador de
aterramento para as plantas que tiverem em seu lado do transformador de
potência sua ligação em delta.
O Transformador de aterramento (Trafo terra) mais utilizado é o que tem sua
ligação em Zig-Zag podendo dispor ou não de resistência instalada entre a bucha de
neutro e a terra.
Apesar de não ser um Trafo de potência para suprimento à carga tem em seu
projeto os mesmos cuidados no que diz respeito às proteções intrínsecas, ou seja,
dispõe de monitores de temperatura de óleo e enrolamento, dispositivo indicador
de nível de óleo, relé de gás, válvula de alívio de pressão além do sistema de
proteção contra sobrecargas e curtos-circuitos feitos por relés de sobrecorrente.
É ligado ao barramento ou imediatamente na saída das buchas de 34,5 Kv, através
de chave seccionadora ou disjuntor e, portanto quando há uma atuação do relé de
sobrecorrente ou de uma proteção intrínseca provoca o desligamento geral do
barramento com perda da carga.
O ideal é dispormos de pelo menos dois trafos de terra interligados ao barramento
para permitir a manutenção desse equipamento sem perda de confiabilidade visto
que com sua desconexão perdemos a referência para terra ativando o esquema
back-up de proteção por tensão residual, proteção 59N (esquema 3V0).
Vista	do	Trafo	Terra Ligação	do	Trafo	Terra
5.3 Transformadores de Instrumentos - TIs
São equipamentos projetados e construídos especificamente para alimentarem
instrumentos elétricos de medição, controle e proteção. A função dos TIs é reduzir a
magnitude dos valores de tensão ou corrente elétrica a uma proporção definida e
padronizada mantendo suas características como frequência e posição vetorial.
Como tem o enrolamento primário conectado normalmente às instalações de alta
tensão este enrolamento é isolado galvanicamente do enrolamento secundário
permitido o manuseio e operação, com segurança, dos instrumentos ligados aos TIs.
São construídos em dois tipos:
5.3.1 Transformador de Potencial - TP
Transformador destinado a reproduzir proporcionalmente em seu circuito
secundário o sinal de tensão injetado em seu circuito primário e com o menor erro
possível. Neles são ligados instrumentos para medição de tensão, potência ou
energia, além de dispositivos de controle e proteção (relés).
Principais características:
Ø Apresentam-se em dois tipos construtivos conforme o nível de tensão de
entrada: TP eletromagnético ou indutivo utilizado nas instalações com níveis
de tensão até 138 KV e TP capacitivo, também denominado TPC, para
instalações acima de 138 KV.
Ø Enrolamento primário isolado galvanicamente do enrolamento secundário
permitindoo manuseio e operação de forma segura dos dispositivos a ele
conectados.
Ø Apresenta alta impedância no enrolamento primário e baixa impedância no
enrolamento secundário, ou seja, número de espiras do enrolamento primário
bem maior que no enrolamento secundário.
Ø Ligado em paralelo ou derivação ao circuito principal, sendo os enrolamentos
primários e secundários das unidades ligados normalmente em estrela-estrela
aterrada (3 unidades) ou vê-vê aterrado. (2unidades).
Ø Relação de transformação (RTP) com tensão primária adequada ao nível de
onde se pretende ligá-lo e tensão secundária padrão (115 V / 115/√3).
Ø Quanto aos enrolamentos podemos encontrar TP com relação única, relação
dupla com o primário em duas seções ou várias relações no secundário;
Ø Classe de exatidão entre 0,3 e 0,6% para medição de faturamento e entre 0,6 e
1,2% para medição operacional e proteção.
Ø Potência nominal com valores usuais variando entre 12,5 e 400 VA;
Ø Com relação ao isolamento interno dos enrolamentos encontramos
atualmente TPs a seco em resina de epóxi, para tensões até 36 kV. Acima desse
valor de tensão os TPs são a óleo. Nas concessionárias podemos encontrar
ainda TP a óleo nos barramentos de 13,8 kV.
Ø NÃO DEVE jamais ser energizado com o enrolamento secundário fechado
(curto circuitado). Abaixo segue algumas figuras de TP e dos tipos de ligação.
TPC	– 245	KV
TP	de	15	KV	à	Óleo
Ligação	Estrela-Estrela	Aterrada	para	TP Representação	Fasorial
Ligação	Vê-Vê	Aterrado	para	TP Representação	Fasorial
5.3.2 Transformador de Corrente - TC
É um transformador destinado a reproduzir proporcionalmente em seu circuito
secundário a corrente que circula no seu circuito primário, mantendo sua posição
fasorial. Neles são ligados instrumentos para medição corrente, potência ou
energia, além dos dispositivos de proteção (relés).
Principais características:
Ø Enrolamento primário isolado galvanicamente do enrolamento secundário
permitindo o manuseio e operação de forma segura dos dispositivos a ele
conectados.
Ø Apresenta baixa impedância no enrolamento primário e alta impedância no
enrolamento secundário, ou seja, número de espiras do enrolamento primário
infinitamente menor que no enrolamento secundário, algumas vezes o
enrolamento primário é o próprio condutor onde circula a corrente elétrica
Ø Ligado em série com circuito principal (condutor)
Ø Relação de transformação (RTC) padrão X/5 (mais usual) ou X/1. Na prática isto
quer dizer que para um TC de relação 100/5, ao passar 100A em seu primário ser
refletido e medido 5A no secundário, valendo a proporcionalidade. Exemplos de
RTC comumente utilizadas: 5 - 7,5 - 100 -150 - 200 - 300 - 400 - 600 - 800 - 1000 -
1200 - 2000/5.
Ø Quanto aos enrolamento podemos encontrar TCs com relação única, relação
dupla com primário em duas seções ou várias relações no secundário.
Ø Classe de exatidão entre 0,3 e 0,6% para medição de faturamento e entre
0,6 e 1,2% para medição operacional e proteção.
Ø Fator térmico nominal (FTN) com valores usuais de 1,0; 1,2; 1,3; 1,5 e 2,0.
Este fator define a máxima corrente que pode circular no enrolamento
secundário do TC em relação a corrente que circula no enrolamento
primário, sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados
e sem prejuízos para a classe de exatidão do TC especificado pelo fabricante.
Ø Potência nominal com valores usuais variando entre 2,5 e 200 VA;
Ø Isolamento interno em resina de epóxi (TC a seco) ou à óleo conforme o
nível de tensão.
Ø NÃO DEVE jamais ser energizado com o enrolamento secundário aberto,
pois funcionará como transformador elevador de tensão, tendendo a valores
compatíveis aos do circuito primário o que provocará a danificação ou
explosão do TC, fato este de alto risco para os usuários.
Quanto aos aspectos construtivos os TC se classificam em:
Ø TC Tipo Barra: utilizado em cubículos.
Ø TC Tipo Enrolado: utilizado ao tempo e também denominado TC tipo pedestal.
Ø TC Tipo Janela: também utilizado em cubículos ou instalações abrigadas.
Ø TC Tipo Bucha: de característica semelhante ao o TC tipo janela, pois o
enrolamento primário é o próprio condutor onde circula a corrente a ser
medida, mas como o próprio nome sugere, o TC tipo bucha é construído para ser
instalado nas buchas dos equipamentos, como trafos, disjuntores, religadores.
Ø TC Tipo Núcleo Dividido: utilizado nos alicates volt-amperímetros, por exemplo.
TC	de	72,5	KV	a	Óleo	Tipo	Enrolado	ou	
Pedestal TC	de	15	KV	a	seco	Tipo	Toroidal
Ligação	Secundária	em	estrela	para	
TC
Representação	Fasorial	para	sistema	
equilibrado	e	Desequilibrado
5.4 Transformadores de Serviço Auxiliar - TSA
Equipamento responsável pelo suprimento a todo o sistema elétrico auxiliar em
corrente alternada da subestação. O TSA nada mais é que um transformador
trifásico de baixa ou média potência semelhante aos utilizados nos alimentadores
para suprir os clientes de baixa tensão. É considerada uma fonte dependente do
sistema, pois na falta de tensão geral na subestação, este deixa de operar, ou seja,
ficará desenergizado. Podemos encontrar redundância desse equipamento nas
subestações de grande porte. Nos Parques Eólicos normalmente utilizam 02 TSAs,
um da barra de 34,5 KV e outro da Concessionária.
Cargas atendidas pelo TSA:
Ø Circuitos de iluminação, tomadas da casa de comando e pátios, também
denominados de circuitos não preferenciais.
Ø Circuitos de iluminação, aquecimento dos cubículos ou painéis de comando, dos
disjuntores, etc.
Ø Circuito motor do comutador de tape de transformadores de potência, motor
do mecanismo de fechamento de chaves seccionadoras motorizadas, motores
de recarga da mola de fechamento dos disjuntores.
Ø Circuito de comando de fechamento de disjuntores e religadores no caso de
equipamentos antigos ou ainda os que não tiveram estes circuitos adequados
para corrente continua.
Ø Retificador e inversores CA-CC, este último utilizado para suprir IHM ou
equipamentos de telecomunicação, por exemplo.
Principais características:
Ø Equipamento trifásico com potência variando entre 30 e 300 KVA as
subestações. O padrão atual determina a potência nominal em 75 KVA.
Ø Tensão nominal de entrada em 34,5KV e 13,8 KV com possibilidade de
alternância de tape, tensão nominal de saída em 380/220 VCA.
Ø Proteção primária através de chave fusível e proteção secundária feita por
disjuntor termomagnético, padrão atual, ou ainda feita por fusíveis de baixa
tensão tipo Diazed.
Ø Instalado no barramento de 34,5 KV e Trafo da concessionária. Nesse caso, é
considerado como TSA local. Para as subestações de grande porte como as
supridoras que não disponham de tensão em 13,8 KV, o suprimento dos circuitos
auxiliares é feito através de transformador de distribuição dedicado, podendo ter
redundância, instalado no alimentador mais próximo da subestação. Essa
configuração é denominada TSA remoto.
Nota:
Por se tratar de uma fonte dependente e, por tanto vulnerável, é padrão nos
projetos e construção das subestações suprir os circuitos de comando, controle,
proteção e sinalização dos equipamentos em corrente contínua, visto que há o
banco de baterias como fonte independente para este fim.
TSA	Local	instalado	no	barramento	de	
13,8	KV
TSA	a	Seco	instalado	em	subestações	
com	barramentos	em	Cubículos
5.5 Retificador
Equipamento que recebe do TSA ou grupo Motor-Gerador a corrente e tensão
alternada no nível de 380/220 Vca e a converte em corrente e tensão contínua
entregando em sua saída no valor padronizado de 125 Vcc para atender as cargas
críticas da subestação. Tecnicamente falando o retificador é um conversor CA-CC
composto de unidade retificadora que utiliza díodos de potência ou tiristores, filtro
contra ripple, unidade estabilizadora e unidade de controle. Na verdade a tensão
logo após a unidade retificadora e o filtro tem seu valor em 132 Vcc. Este valor é
reduzido internamente pela unidade de queda (UDQ) ao nível de 125 Vcc, tensão
de consumo.
Por suprir os sistemas de proteção, comando, controlee sinalização das
subestações, os circuitos em corrente contínua fornecida pelo retificador e banco
de baterias devem ser isolados da malha de terra, pois se houver fuga a terra
(positivo ou negativo a terra) todos esses sistemas ficam suscetíveis a fortes danos
caso ocorra a elevação do potencial da malha provocada por correntes de curto-
circuito durante faltas na própria subestação, linhas de transmissão ou
circuitos/alimentadores.
Cargas atendidas pelo Retificador:
Ø Circuitos de comando, controle, proteção e sinalização de transformadores de
potência, disjuntores, chaves motorizadas, etc.
Ø Motores de recarga de mola de fechamento de disjuntores.
Ø Painéis ou quadros anunciadores.
Ø Banco de baterias em regime de carga ou flutuação.
Ø IHM (Interface Homem Máquina) e UTR (Unidade Terminal Remota) nas
subestações automatizadas e digitalizadas.
Ø Equipamentos de telecomunicações da subestação. Em algumas subestações
podemos encontra retificador monofásico para esta finalidade.
Nos próximos slides temos algumas imagens representando alguns desses
equipamentos:
Retificador	Trifásico	Convencional Retificador	Trifásico	Duplo	e	Microprocessado
Principais características:
Ø Tensão de saída em 125 Vcc retificada, filtrada e estabilizada.
Ø Correntes de fornecimento de 15, 25, 35, 50, 75, 100, 150, 200, 250 e 300 A.
Ø Em condições normais opera como fonte de tensão estabilizada;
Ø Opera em paralelo com o Banco de Baterias.
Ø Em contingência, falha no banco de baterias, por exemplo, opera como fonte de
corrente com perda na estabilidade da tensão fornecida.
Ø Dispõe de proteção na entrada e saída através de disjuntores termomagnéticos
ou fusíveis do tipo Diazed ou NH.
Ø Dotado de supervisão interna registrando para o usuário falhas como fuga a
terra, falha ou falta na tensão Vca de entrada, falha ou falta na tensão Vcc de
consumo, falha no banco de baterias, entre outras. No caso dos retificadores
mais modernos tanto a supervisão quanto o controle e comando do retificador
são disponibilizados em unidades digitais de processamentos.
Ø Dispõe de barramento de consumo com disjuntores termomagnéticos para a
individualização dos circuitos.
5.6 Banco de Baterias
Fonte de alimentação independente composta por um conjunto de baterias
automotivas ou estacionárias, ligadas em série, que operando em paralelo com o
retificador supre os circuitos 125 Vcc dos equipamentos instalados na subestação.
Normalmente alguns equipamentos de telecomunicação são supridos por um
conversor CA-CC especifico e na falta de tensão Alternada esses equipamentos são
atendidos por uma bateria automotiva. Por exemplo o rack de comunicação.
Cargas atendidas pelo Banco de Baterias:
Ø Todas as cargas supridas pelo retificador.
Ø Iluminação de emergência da casa de comando e pátios dos barramentos da
subestação.
Banco	de	baterias	estacionária
Principais características:
Ø Constituído de grupo com dez baterias automotivas de 12 Vcc cada uma ou de
sessenta baterias estacionárias de 2,2 Vcc cada elemento;
Ø Em condições normais opera no regime de flutuação em paralelo com o
retificador;
Ø Nas grandes solicitações de corrente pode sofrer descarga significativa quando
deve entrar em regime de carga;
Ø Exige uma tensão mínima de operação em virtude da faixa de segurança
estabelecida pelos fabricantes de equipamentos (disjuntores e religadores) para
os níveis de operação dos dispositivos supridos em 125 Vcc. Portanto, a atenção
e manutenção do banco de baterias não podem ser negligenciadas sob pena de
perdermos o sistema de PCCS da subestação numa eventual falta do TSA.
Ø Dispõe de proteção na saída através de disjuntores termomagnéticos ou fusíveis
do tipo Diazed ou NH.
5.7 Grupo Motor-Gerador
Constituído de um motor a explosão (diesel ou gasolina) com seu eixo acoplado ao
gerador este conjunto opera como fonte alternativa e independente em
substituição ao TSA quando em contingência ou em manutenções programadas.
Como apresenta custo e manutenção consideráveis sua instalação nas subestações
leva em conta o fator custo benefício justificando dispô-lo somente em subestações
de grande porte e de extrema importância para o sistema. A grande maioria das
Subestações dos parques eólicos adotam em seus projetos um grupo motor-
gerador.
Cargas atendidas pelo grupo Motor-Gerador:
Ø Praticamente todas as cargas supridas pelo TSA, exceto um bloco de cargas
consideradas como não preferenciais que, na perda do TSA, automaticamente
são desconectadas do barramento de distribuição do quadro de serviço auxiliar
380/220 Vca.
Grupo	Motor	Gerador
Principais características:
Ø Fonte independente de tensão alternada.
Ø Especificado para valores nominais de tensão e carga compatíveis com os valores
do TSA.
Ø Opera como reserva frio, mas deve receber manutenção preventiva
regularmente onde são feitos testes de funcionamento a vazio ou em carga;
Ø Interligado ao quadro de serviço auxiliar mediante Inter travamento mecânico
e/ou elétrico para não operar em paralelo com a rede.
5.8 Quadro de Serviço Auxiliar - QSA
O quadro de serviço auxiliar tem como função receber a rede principal de todo o
consumo interno da subestação, tanto em tensão alternada quanto em tensão
contínua e efetuar a distribuição deste consumo. Conforme mencionamos,
atualmente com a modernização dos retificadores trifásicos vamos encontrar nas
subestações da Coelce apenas o quadro de serviço auxiliar para tensão alternada,
visto que os circuitos em tensão contínua estarão atendidos pelo barramento de
distribuição do próprio retificador. Para subestações de pequeno e médio porte, isto
representa economia.
Principais características:
Ø Possui barramento de distribuição protegido por disjuntor termomagnético ou
fusível.
Ø Identificação dos circuitos facilitando a manutenção.
Ø Dispõe de medição de tensão, corrente, potência, energia, fator de potência.
Nas versões atuais utiliza medidor digital multifunção.
Ø Pode ser adquirido na versão individual, conforme a natureza da tensão
(alternada ou contínua), ou conjugado (barramento de tensão alternada e
contínua no mesmo quadro).
Ø Nos modelos que recebem tensão alternada do TSA e do grupo Motor-Gerador
o barramento de tensão alternada apresenta duas seções interligadas por um
contactor que, na falta de tensão, desconecta automaticamente a seção de
cargas não preferenciais mantendo disponível somente a seção atendida pelo
grupo Motor-Gerador (cargas preferenciais). Ao retornar o fornecimento normal
da tensão, a seção de cargas não preferenciais deve ser reconectado
pressionando-se a botoeira de reset para este fim.
Ø Ainda para os modelos acima, há uma chave reversora (automática ou não) e
Inter travada mecanicamente, que comuta o fornecimento do TSA para o grupo
Motor-Gerador e vice-versa.
Ø De uso ao tempo ou abrigado.
QSA	380/220	VCA	com	chave	reversora	
TSA-GERADOR	e	QSA	e	125	Vcc	
QSA	Versão	Conjugada
5.9 Quadro de Comando e Sinalização
Também denominado de painel de comando e sinalização este equipamento
centraliza os comandos e sinalizações dos diversos equipamentos encontrados nas
subestações contribuindo para a melhor prática da operação e manutenção,
inclusive dando maior segurança aos operadores visto que permite comandar um
equipamento remotamente. Nele estão instaladas e identificadas lâmpadas de
sinalização, chaves de comando remoto dos disjuntores, religadores, os controles
automáticos de bancos de capacitores (CAC), comando de ventilação forçada de
transformadores, painel anunciador, chaves de transferência de proteção para
disjuntores, relé de bloqueio de transformadores e bancos de capacitores,
medidores de tensão, corrente, potência, energia, etc.
Com a automação e digitalização das subestações os quadros de comando e
sinalização convencionais estão sendo substituídos por armários modernos e
compactos onde não encontraremos mais as chaves acima citadas nem os CAC e
painéis anunciadores, por exemplo, visto que há um computador (IHM)
substituindo todos esses comandos e supervisõese até mesmo nos próprios relés
estão disponibilizados estes mesmos recursos.
No próximo slide representamos a versão do quadro de comando e sinalização
convencional e o utilizado numa subestação digital:
Quadro	de	comando	e	sinalização	
Versão	Convencional
Quadro	de	comando	e	sinalização	Digital
6. Equipamentos de Regulação
6.1 Reatores em Derivação:
Em sistemas de potência, os reatores em derivação são empregados para controlar
as tensões nos barramentos, em regime permanente compensando a capacitância
das linhas de transmissão no período de carga leve, e para a redução das
sobrecorrentes, nos surtos de manobra. Para atender estas funções, a característica
“tensão x corrente” deve ser linear até um determinado valor de tensão. Isto é
conseguido com reatores com núcleo de ar ou reatores com núcleo de ferro e
entreferros, sendo estes últimos os de maior utilização em sistemas de potência.
Os reatores em derivação podem ser de ligação permanente ou manobráveis,
através de disjuntores, e eles podem ser classificados de acordo com a sua
localização, quanto ao número de fases e segundo o tipo de núcleo.
Quanto à sua localização, temos:
Ø Reatores de linha: instalados diretamente nas linhas de transmissão;
Ø Reatores de barra: instalados na barra da subestação;
Ø Reatores de terciário: instalados no terciário de transformadores.
Quanto ao número de fases, podem ser classificados em:
Ø Monofásicos;
Ø Trifásicos.
A escolha entre reatores trifásicos e bancos trifásicos depende de estudos técnico-
econômicos que devem considerar os seguintes fatores:
Ø Custo de investimento;
Ø Confiabilidade (necessidade de unidade reserva);
Ø Limitações de transporte (peso e altura máxima);
Ø Limitações de capacidade de fabricação.
Em geral, nos sistemas brasileiros, os reatores de alta tensão são formados por
bancos trifásicos em estrela aterrada. Os reatores de terciário são trifásicos, em
estrela não aterrada.
No setor de energia eólica normalmente quando da existência de reatores nas
Subestações, são reatores Trifásico nas tensões de 230 KV ou 34,5 KV, em estrela
aterrado, e ambos com controle do reativo pelo o ONS (Operador Nacional do
sistema elétrico).
Com relação ao tipo de núcleo, estes podem ser:
Ø Núcleo de ar;
Ø Núcleo de ferro.
Banco	de	Reatores	de	500	KV
Reator	Trifásico	20	Mvar	(230	KV)
6.2 Capacitores em Derivação:
O Planejamento do sistema elétrico brasileiro tem optado pela instalação de
grandes blocos de compensação reativa capacitiva, com o objetivo de se diminuir os
custos e otimizar o desempenho do sistema. O objetivo básico de uma
compensação reativa capacitiva é de compensar o fator de potência das cargas,
refletindo-se, principalmente nos seguintes pontos:
Ø Aumenta a tensão nos terminais de carga;
Ø Melhora a regulação de tensão;
Ø Reduz as perdas na transmissão;
Ø Reduz o custo do sistema.
Uma unidade capacitiva, demonstrada na figura 6.2.1, é o conjunto formado por
associação série/paralelo de capacitores individuais, figura 6.2.2. Estas unidades
possuem um resistor interno de descarga que tem por objetivo reduzir a tensão
nominal do sistema até 50V ou menos, num determinado tempo (normalmente 5
minutos), após o capacitor ter sido desligado da fonte de tensão. Outro ponto de
relevante importância é quanto a localização dos fusíveis, internos (figura 6.2.2A)
ou externos (figura 6.2.2B), nas unidades. Existe hoje em dia uma forte tendência
para a utilização de unidades capacitivas com fusíveis internos em decorrência dos
seguintes argumentos:
Ø Com o uso de fusíveis internos cada capacitor individual que forma a unidade
capacitiva possui seu próprio fusível, dessa forma quando um capacitor
individual se danifica, o seu respectivo fusível queima, e a unidade ainda pode
continuar operando, sem grande desequilíbrio de fase.
Ø Para que uma unidade não exploda, considera-se como limitação a utilização de
no máximo 3100 Kvar em paralelo. Este tipo de problema pode ser contornado
usando-se fusíveis limitadores de corrente (custo elevado) ou fusíveis internos.
Ø Um banco econômico para uma classe de tensão deve ao número mínimo de
unidades que se pode colocar em paralelo. Este número é dado pela limitação,
que na saída de uma unidade não poderá causar uma sobre elevação de tensão
superior a 10%. Desta forma para se obter um banco com Mvar baixo, teriam
que se usarem latas com um valor menor de Kvar, ficando assim a instalação
mais cara. Este problema também é atenuado utilizando-se fusíveis internos.
A principal vantagem do fusível externo é a facilidade visual de localização do
elemento defeituoso, sendo a sua troca feita com relativa simplicidade.
A figura 6.2.3 mostra um banco de capacitores em derivação.
Unidade	Capacitiva	– Fig.	6.2.1
Esquemático	de	uma	unidade	capacitiva	
com	fusível	externo	(A)	e	com	fusível	
interno	(B)	– Fig.	6.2.2
Banco	de	Capacitores	– Fig.	6.2.3
6.3 Capacitores Série:
Os Capacitores série são utilizados em sistemas de transmissão para diminuir a
reatância série das linhas e, por consequente, a distância elétrica entre as barras
terminais.
A utilização de capacitores série apresenta as seguintes vantagens:
Ø Aumento da capacidade de transmissão de potência da linha;
Ø Aumento da estabilidade do sistema;
Ø Diminuição das necessidades de controle da tensão, pois propicia menor queda
de tensão ao longo da linha;
Ø Melhor divisão de potência entre linhas, reduzindo as perdas globais do sistema;
Ø Economia nos custos, quando comprados com alternativas tecnicamente
possíveis.
Como equipamento elétrico, o capacitor série apresenta a peculiaridade de ser, na
realidade, um sistema composto por diversos outros equipamentos que têm a
função exclusiva de proteger as unidades capacitivas contra sobre tensões.
Na figura 6.3.1 temos uma foto de um banco de capacitores série.
Banco	de	Capacitores	Série	da	SE	São	João	
do	Piauí	– Fig.	6.3.1
Obrigado	a	todos!
Reginaldo	Barros