Benjamim Ferreira De Barros, Ricardo Luis Gedra - Cabine primaria_ subestacoes de alta tensao de consumidor (2009, ERICA) - libgen lc

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Cabine Primária 
Subestações de Alta Tensão de Consumidor
 
 
Benjamim Ferreira de Barros 
Ricardo Luis Gedra 
Cabine Primária 
Subestações de Alta Tensão de Consumidor 
 
1ª Edição 
3a Reimpressão 
 
São Paulo 
2010 - Editora Érica Ltda. 
 
 
Dedicatória 
Às nossas esposas Lucia Veloso de Barros e Adriana Vicente Gedra, bem 
como aos nossos filhos Leandro Veloso de Barros, Luciane Veloso de Barros e 
Felipe Vicente Gedra. 
“Porque melhor é a sabedoria do que os rubis; e de tudo o 
que se deseja nada se pode comparar com ela." 
Provérbio 8.11 
Agradecimentos 
Ao professor Vagner Tadeu de Souza Bueno, diretor do Senai Jorge 
Mahfuz, pelo grande incentivo que sempre nos deu para escrever este livro; 
Ao André Marques e ao Maurício Peres da Instronic por terem disponi-
bilizado algumas fotos que ilustram a obra; 
Ao Sr. Abimae! Nogueira, diretor da empresa Abimael Disjuntores, pelo 
incentivo na divulgação deste livro; 
À empresa A Cabine Materiais Elétricos Ltda. e seu diretor Sr. Luciano 
Camargo, pelo incentivo da divulgação do livro; 
À Irene Bueno por ter contribuído com a idealização de ilustrações; 
Às nossas esposas Lucia e Adriana e aos filhos que sempre nos apoia- 
fam, mesmo durante os momentos de ausência dedicados à elaboração do 
livro.
 
 
 
 
 
 
Prefácio 
Após muitos anos de convívio no meio educacional, especificamente 
no ensino profissional, não é raro ouvir de alunos que a teoria ensinada, 
baseada nos materiais didáticos, como livros e apostilas, difere um pouco 
da prática devido, principalmente, aos macetes da profissão ou os 
chamados “pulo do gato", que às vezes são comentados, porém 
superficialmente, muitas vezes não são demonstrados nos ambientes 
acadêmicos e só podem ser transmitidos por quem tem a experiência do 
dia a dia e recursos didáticos adequados. 
Essas experiências são de fundamental importância para que os 
alunos saiam da sala de aula com maior segurança para o exercício da 
ocupação. 
Neste sentido, este livro agrega os conhecimentos de dois 
profissionais que atuam na mesma área, porém com experiências 
diferenciadas-, um engenheiro elétrico e um profissional de campo. 
A carência de literatura técnica a respeito desse tema e os perigos 
inerentes à ocupação desencadearam a necessidade de escrever esta 
obra, que apresenta de forma didática os principais tópicos relacionados 
às instalações elétricas de consumidores em alta tensão. 
Observa-se que os temas e conteúdos sobre as instalações elétricas 
de baixa tensão são muito explorados em cursos técnicos e 
profissionalizantes e até mesmo em graduação de engenharia, além de 
haver muitos livros no mercado acerca do tema. Quando se trata de alta 
tensão, no entanto, o cenário é bem diferente. Existem poucos cursos 
específicos e nos cursos regulares (técnico e graduação) as informações 
não são tratadas com profundidade. 
O conteúdo apresentado tem o objetivo de subsidiar de 
informações os profissionais que atuam nas atividades de projeto, 
construção, manutenção e operação de subestações de alta tensão de 
consumidores (cabine primária). 
Para atingir essa meta, o livro está dividido em sete capítulos, sendo 
o primeiro dedicado a definir a sistemática de funcionamento do sistema 
elétrico do Brasil, desde a geração de energia elétrica até o consumidor 
final de baixa tensão, passando pelos pontos em que podem estar 
conectadas as instalações elétricas de alta tensão de consumidores. 
O segundo capítulo mostra os tipos de subestações de 
consumidores existentes, destacando as suas principais características. 
O terceiro capítulo explica como se faz um pedido de ligação de 
uma subestação de consumidor, destacando detalhes da construção, 
testes e características de tarifação e cobrança da conta de energia de 
alta tensão.
As características individuais dos equipamentos existentes nas subes-
tações são abordadas no capítulo 4, sendo tratado o funcionamento de cada 
um, com destaque para a sua função na subestação como um todo. 
O capítulo 5 apresenta a questão da proteção das instalações elétricas, 
em especial as características existentes de um sistema de proteção e dos 
relés. 
0 capítulo 6 chama a atenção aos principais aspectos de segurança que 
devem ser seguidos em qualquer atividade relacionada às instalações elétricas 
de alta tensão, com destaque para os requisitos da NR-10. 
A forma como devem ser realizadas a operação e a manutenção de - 
uma subestação é explicada no capítulo 7, que também descreve os tipos de 
operações de subestações e os procedimentos de manutenção, roteiro de 
trabalho e relatórios. 
Vagner Tadeu de Souza Bueno 
Diretor do Centro de Treinamento 
Senai "Jorge Mahfuz" 
Introdução 
No final do século XIX a energia elétrica começou a ser introduzida no 
cotidiano das pessoas. Ano após ano a sua utilização foi expandida, novos 
produtos desenvolvidos, até atingir o elevado grau de dependência que 
temos hoje. 
Inicialmente, a energia elétrica era produzida muito próximo dos 
locais de consumo, o que facilitava a sua transmissão. Com o 
desenvolvimento das cidades e o aumento da dependência de energia 
elétrica, tornou-se necessário, com o tempo, aumentar a capacidade de 
produção, propiciando a construção de usinas cada vez maiores e por vezes 
afastadas dos locais de consumo, sendo preciso transmitir essa energia por 
distâncias maiores. 
Para reduzir as perdas na transmissão, a tensão elétrica começou a 
ser elevada para ser transmitida, e ao chegar aos locais de consumo, foi 
necessário construir uma infraestrutura capaz de reduzir essa tensão para 
os níveis de utilização finai. 
Na outra ponta do sistema aumentava-se cada vez mais o consumo de 
energia elétrica. As indústrias, que nos séculos XVIII e XIX se 
fundamentaram na máquina a vapor, passaram a ter energia elétrica à 
disposição no século XX. 
Desta forma, ao longo do século XX as indústrias passaram a neces-
sitar cada vez mais de energia elétrica. Com o aumento dessa necessidade 
concentrada em um único ponto, em uma planta industrial, por exemplo, a 
energia elétrica passou a ser entregue não mais na tensão de utilização, po-
rém em valores de tensão mais elevados, oriundos da transmissão da 
energia vinda das usinas. 
Para que o consumidor pudesse utilizar a energia, ele deveria ter a 
tensão elétrica compatível com os seus equipamentos, e para isso era 
preciso dispor de instalações elétricas com a função de rebaixar a tensão 
fornecida, dando origem, assim, às cabines primárias ou subestações. 
Das primeiras subestações construídas para as atuais o conceito bá-
sico permanece o mesmo; simplesmente os equipamentos evoluíram, de 
forma a se tornarem mais eficientes, seguros e com mais funcionalidades 
agregadas. 
Atualmente, toda instalação comercial, industrial e até mesmo 
residencial de médio ou grande porte recebe energia elétrica em uma 
tensão elevada e precisa dispor de uma subestação para reduzi-la aos 
níveis de utilização.
Com o objetivo de suprir de informações os profissionais mantenedores 
dessas instalações elétricas, este livro apresenta um estudo das subestações 
de energia elétrica em alta tensão. 
Os autores 
Sobre os autores 
Benjamim Ferreira de Barros tem 36 anos de experiência, sendo 27 
anos de atuação em empresas do setor elétrico, sempre na área de manu-
tenção de subestações, e nove anos como diretor da empresa L&B Energia, 
prestando serviços de manutenção, construção e projeto de subestações, 
atuando também como instrutor do Senai do curso de Cabine Primária, entre 
outros. 
Ricardo Luis Gedra é engenheiro eletricista formado na Universidade 
Paulista (UNIP) com especialização em Administração pela Fundação Getúlio 
Vargas (FGV) e mestre em Sistemas Elétricos de Potência pela Universidade de 
São Paulo (USP). Possui 16 anos de experiência no setor elétrico, atuando nas 
áreas de projeto e manutenção de instalações elétricas, medição deenergia 
elétrica e eficiência energética. 
Sobre o material disponível na Internet 
O material disponível no site da Editora Érica contém PDF com as 
respostas dos exercícios do livro e dois modelos com projetos de cabine pri-
mária. Para utilizar os arquivos é necessário ter instalado em sua máquina o 
Adobe Acrobat 8 ou versão mais recente. 
Projetos.exe - 5.360 KB 
Respostas-exe - 340 KB 
Procedimento para Download 
Acesse o site da Editora Érica Ltda.: www.editoraerica.com.br. A 
transferência do arquivo disponível pode ser feita de duas formas: 
» Por meio do módulo pesquisa. Localize o livro desejado, 
digitando palavras-chave (nome do livro ou do autor). Aparecem os 
dados do livro e os arquivos para download. Com um clique os 
arquivos executáveis são transferidos. 
• Por meio do botão “Download”. Na página principal do site, cli-
que no item “Download”. É exibido um campo no qual devem ser 
digitadas palavras-chave (nome do livro ou do autor). Aparecem o 
nome do livro e os arquivos para download. Com um clique os 
arquivos executáveis são transferidos. 
Procedimento para Descompactação 
Primeiro passo: após ter transferido os arquivos, verifique o diretório 
em que se encontram e dê um duplo-clique neles. Aparece uma tela do 
programa WINZIP SELF-EXTRACTOR que conduz ao processo de descom-
pactação. Abaixo do Unzip To Folder há um campo que indica o destino dos 
arquivos que serão copiados para o disco rígido do seu computador. 
C:\Cabine Primaria 
Segundo passo: prossiga a instalação, clicando no botão Unzip, o qual 
se encarrega de descompactar os arquivos. Logo abaixo dessa tela aparece a 
barra de status que monitora o processo para que você acompanhe. Após o 
término, outra tela de informação surge, indicando que os arquivos foram 
descompactados com sucesso e estão no diretório criado. Para sair dessa tela, 
clique no botão OK. Para finalizar o programa WINZIP SELF- -EXTRACTOR, 
clique no botão Close.
http://www.editoraerica.com.br/
 
 
1.1. Geração de energia elétrica 
Para que a energia elétrica chegue até o seu destino final ela precisa 
percorrer um longo caminho cheio de transformações. Afinal, um dos principais 
conceitos da física determina que a energia não é criada, ela simplesmente se 
transforma. 
Com o intuito de obter energia elétrica é necessário transformar uma 
outra fonte de energia, transformação geralmente realizada em uma usina. No 
Brasil, a maior parte da energia elétrica é oriunda da energia potencial da água 
acumulada em reservatórios de usinas hidroelétricas. A energia potencial da 
água é obtida pela seguinte fórmula: 
 
Sendo: 
m = massa 
g = gravidade 
h = altura 
A massa de água depende do seu volume, que em uma usina hidroelétrica 
varia em função da capacidade do seu reservatório. A gravidade é praticamente 
fixa na superfície da Terra e a altura é a distância vertical entre a superfície da 
água e a turbina. Sendo assim, quanto mais água estiver acumulada no 
reservatório e quanto maior for a altura da queda-d'água, mais energia potencial 
haverá acumulada, portanto maior será o potencial de geração de energia 
elétrica. 
Dentro da usina hidroelétrica a energia potencial acumulada pela água se 
transforma em energia cinética quando a água do reservatório percorre, com 
uma determinada velocidade, uma tubulação que a conduz até a turbina. A 
fórmula da energia cinética é: 
 
Sendo: 
m = massa 
V = velocidade 
Quando a água atinge a turbina, a energia cinética se transforma em 
energia mecânica, fazendo com que a turbina entre em um movimento de 
rotação. Na ponta do eixo da turbina está ligado o gerador que finalmente 
transforma a energia mecânica de rotação do eixo em energia elétrica. 
 
 
 
Além da geração da energia elétrica a partir da energia potencial acu-
mulada pela água dos reservatórios, o Brasil também gera energia elétrica, em 
menor quantidade, a partir de origem térmica. As usinas termoelétricas geram 
energia elétrica utilizando basicamente dois sistemas, de combustão interna ou de 
combustão externa. 
No sistema de combustão externa o combustível é queimado dentro de 
uma caldeira, gerando calor que aquece um fluido de trabalho, geralmente água, 
até se transformar em vapor. O vapor é enviado para a turbina que produz o 
movimento de rotação, que faz girar o gerador de energia elétrica, que está 
conectado na ponta de seu eixo. 
 
No sistema de combustão interna a queima do combustível pode ser 
 
 
realizada dentro da própria turbina. O fluido de trabalho será o conjunto de 
produtos de combustão que, ao passar por seus diversos estágios, faz o seu eixo 
girar, ou então pode ser utilizado um motor de combustão interna com pistões, 
similar a um motor de caminhão, porém com uma capacidade maior. 
A combustão interna em turbina é o processo usado principalmente nas 
turbinas a gás. Por exemplo, a turbina a gás da GE série H apresentada na Figura 
1.3. 
 
Existem diversos tipos de combustível que podem ser queimados, como, 
por exemplo, carvão, gás natural, derivados do petróleo como o óleo combustível, 
biomassa como o bagaço de cana, biogás etc. 
O calor da usina termoelétrica também pode ser obtido por meio de uma 
reação nuclear de fissão de átomos que libera grande quantidade de energia. A 
geração de energia elétrica por meio da fissão nuclear é realizada em usinas 
nucleares. O Brasil possui duas usinas nucleares em operação e uma terceira em 
construção, todas localizadas no município de Angra dos Reis no estado do Rio de 
Janeiro. 
A geração de energia através dos ventos, chamada de energia eólica, 
também está presente no parque gerador do Brasil, porém em uma pequena 
escala. O diferencial dessa tecnologia está no baixo impacto ao meio ambiente. 
 
 
Existem outras formas cie geração de energia elétrica que estão em fase 
de desenvolvimento tecnológico e que ainda se apresentam com custo muito 
elevado de construção, quando comparado com as formas tradicionais de 
geração, como, por exemplo: 
• Solar fotovoltaica; 
• Aproveitamento das marés; 
• Ondas costeiras; 
• Geotérmica. 
 
 
A geração de energia elétrica no Brasil é predominantemente feita na 
frequência de 60 Hz, todavia podemos destacar que existe geração de energia 
elétrica no sistema elétrico brasileiro que é feita na frequência de 50 Hz. Essa 
geração ocorre em parte da usina hidroelétrica de Itaipu. 
A usina de Itaipu foi construída na divisa entre o Brasil e o Paraguai. Das 
20 unidades geradoras existentes dez pertencem ao Brasil, que gera em 60 Hz, 
e dez ao Paraguai que gera em 50 Hz. O Paraguai não utiliza toda a energia 
gerada pelas suas dez unidades e o Brasil compra essa energia excedente que 
não é utilizada. O próximo item aborda a questão da conexão dessa energia ao 
sistema elétrico brasileiro. 
1.2. Transmissão de energia elétrica 
A tensão elétrica que sai das unidades geradoras normalmente varia entre 
13,8 kV e 18 kV. Fogem desta faixa de tensão usinas pequenas que devem ter 
uma tensão de saída do gerador mais baixa. Em função das elevadas potências 
das usinas, a corrente elétrica nesse nível de tensão é muito elevada. Como a 
perda de energia elétrica está diretamente relacionada à corrente elétrica, 
transmitir essa elevada potência nesta faixa de tensão fatalmente incorrería em 
perdas elevadas na transmissão. 
De acordo com o Balanço Energético Nacional publicado em 2009 a partir dos 
dados de 2008, 73,4% da capacidade de geração de energia elétrica no Brasil é de 
fonte hidráulica, sendo 70% oriundo de grandes usinas hidroelétricas e 3,4% de 
pequenas centrais hidroelétricas, conforme é possível observar na Figura 1.5. 
 
Sendo: 
U = tensão 
I = corrente 
S = potência total 
Na fórmula é possível observar que a potência total "S" fornecida por 
uma usina é fixa, portanto elevando a tensão, automaticamente a corrente 
elétrica se reduz para uma mesma potência. Como a potênciadissipada (ou 
seja, potência perdida) é calculada em função do quadrado da corrente, a re-
dução da corrente automaticamente causa uma grande redução das perdas.
Sendo: 
R = resistência I 
= corrente 
Quanto maior a extensão de uma linha de transmissão maior é a sua 
resistência elétrica, porém uma vez determinado o local de construção da usina, 
a sua distância até os centros consumidores de energia não se altera, portanto 
o modo mais fácil de reduzir as perdas na transmissão é elevando a tensão e, 
consequentemente, reduzindo a corrente. 
A redução da corrente na transmissão também promove uma outra 
economia, no custo da construção da linha de transmissão, devido à possibi-
lidade de redução da secção transversal (bitola) do condutor utilizado. 
Em função disso, próximo às grandes usinas geradoras de energia 
elétrica existem subestações elevadoras, que elevam a tensão para valores 
padronizados para que possa ser transmitida. Existem diversos valores pa-
dronizados de tensão, destacando-se os seguintes: 
• 69 kV 
• 88 kV 
• 138 kV 
• 230 kV 
• 345 kV 
• 440 kV 
• 500 kV 
• 600 kV em corrente contínua 
• 750 kV 
O item anterior mencionou que metade da energia elétrica gerada pela 
usina hidroelétrica de Itaipu pertence ao Paraguai e possui a frequência de 50 
Hz. Como o Paraguai não utiliza toda essa energia, o Brasil compra o excedente, 
mas não é possível conectar essa energia em 50 Hz no sistema elétrico brasileiro 
de 60 Hz, portanto ela precisa ter a frequência convertida. 
A conversão de frequência requer que primeiro a energia elétrica seja 
retificada para corrente contínua e depois convertida na frequência que se 
deseja em corrente alternada. 
Em função da grande distância entre a usina hidroelétrica de Itaipu e a 
região metropolitana de São Paulo, principal consumidor da energia elétrica 
gerada, é vantajosa a transmissão ern corrente contínua, porque a economia na 
construção da linha de transmissão, em função da quantidade menor de cabos 
em relação à corrente alternada trifásica, compensa o custo de construção das 
estações retificadoras e conversoras. Isso foi feito no projeto de transmissão da 
energia elétrica gerada em Itaipu com a construção de uma linha de 
transmissão em corrente contínua de 600 kV. 
Quando a energia elétrica chega pelas linhas de transmissão próximo 
aos centros consumidores, ela precisa iniciar o processo de distribuição e de 
redução do nível de tensão. Essa tarefa é realizada pelas Estações Trans-
formadoras de Transmissão (ETT). Nessas estações a energia elétrica é re-
cebida em valores superiores a 230 kV e é rebaixada para 69 kV, 88 kV ou 138 
kV, dependendo do valor padronizado que foi adotado pela distribuidora de 
energia local. 
Além de reduzir o nível de tensão, as ETTs também iniciam o processo 
de distribuição da energia elétrica. Uma linha de transmissão de tensão igual ou 
superior a 230 kV, que chega em uma ETT, se transforma em diversas linhas de 
transmissão de 69, 88 ou 138 kV na saída dessa subestação. 
A figura a seguir apresenta um diagrama esquemático do sistema de 
transmissão interligando a geração até a distribuição às unidades consumi-
doras.
 
1.3. Distribuição de energia elétrica 
As linhas de transmissão de menor tensão percorrem as cidades até 
chegarem às Estações Transformadoras de Distribuição (ETD), que rebaixam o 
valor de tensão para níveis capazes de serem distribuídos pelos postes exis-
tentes nas ruas. O valor de tensão de saída da ETD é definido pela distribuidora 
local, dependendo das características de seu sistema elétrico. Seguem alguns 
valores padronizados de tensão elétrica de saída da ETD. 
• 3,8 kV 
• 11,9 kV 
• 13,2 kV 
• 13,8 kV 
• 20 kV 
• 23,5 kV 
• 34,5 kV 
Esse nível de tensão geralmente se encontra nos cabos instalados no 
ponto mais alto dos postes das ruas e a energia elétrica segue esse caminho até 
encontrar os transformadores de distribuição, que rebaixam a tensão para os 
valores que necessitamos nas residências. 
Todos os valores de tensões apresentados são nominais, mas é claro que 
existem variações em função da oscilação de carga ao longo do dia, em função 
da distância da unidade consumidora até a ETD, entre outros fatores. 
Os limites de variação de tensão definidos pela ANEEL estão regu-
lamentados pela resolução 505 de 26/11/01. A seguir está reproduzida a tabela 
que define os limites admissíveis de variação de tensão para o fornecimento a 
unidades consumidoras conectadas entre 1 kV e 69 kV. 
 
Os limites de variação de tensão considerados adequados pela resolução 
505 para fornecimento entre 1 kV e 69 kV são de até 7% para menos e até 5% 
para mais. Valores medidos que extrapolem estes limites são considerados 
precários ou críticos e precisam ser adequados pelas distribuidoras. 
Qualquer consumidor pode solicitar uma medição do seu nível de tensão, 
entretanto caso os valores medidos estejam dentro do limite considerado 
adequado, a distribuidora deve cobrar esse serviço do consumidor, porém se os 
valores medidos se enquadrarem nos limites considerados críticos ou precários, 
a cobrança da medição não é feita e a distribuidora deve providenciar as devidas 
correções em seu sistema de distribuição. 
 
De acordo com a resolução 505, quando o consumidor solicitar a medição 
da sua tensão de fornecimento, a distribuidora deve instalar um medidor capaz 
de realizar as medições, devendo colher 1.008 leituras com o intervalo de dez 
minutos entre cada uma. Essa quantidade de leitura corresponde a exatamente 
sete dias de medição. 
Caso mais de 3% dessas leituras se enquadrarem no limite precário, a 
distribuidora de energia elétrica dispõe de 90 dias para realizar as devidas 
adequações. Caso 0,5% das leituras ultrapasse o limite crítico, a distribuidora 
deve providenciar as correções em sua rede em no máximo 15 dias. 
1.4. Unidades consumidoras em alta tensão 
Existem três pontos do sistema elétrico de alta tensão em que as unidades 
consumidoras podem se conectar. A definição desse local depende da demanda 
de energia elétrica que será requerida e da disponibilidade do sistema elétrico no 
local onde está instalada a unidade consumidora. 
A resolução 456 da ANEEL de 29/11/00 define que, caso a demanda da 
unidade consumidora esteja no intervalo entre 75 kW e 2.500 kW, a conexão 
deve ocorrer em uma tensão inferior a 69 kV, ou seja, após a ETD. 
Se a demanda requerida pela unidade consumidora exceder 2.500 kW, a 
conexão deve ocorrer em uma tensão superior ou igual a 69 kV. Neste caso a 
conexão pode ocorrer entre a ETT e a ETD nas tensões de 69 kV, 88 kV ou 138 
kV, porém se a demanda for muito alta e houver disponibilidade de linhas de 
transmissão de maior tensão próximo à unidade consumidora, a conexão pode 
ser feita antes da ETT na tensão de 230 kV ou superior. 
Caso uma unidade consumidora possua uma demanda superior a 2.500 
kW e queira se conectar em uma tensão inferior a 69 kV (após a ETD), fica a 
critério da distribuidora local avaliar a disponibilidade da rede e aceitar ou não a 
conexão. 
Se for necessário realizar a extensão da rede elétrica ou reforçar os 
condutores existentes para atender uma unidade consumidora, provavelmente o 
consumidor deve pagar uma parte dos custos desse serviço. 
Em qualquer um dos pontos de conexão, o responsável pela unidade 
consumidora deve providenciar a construção de uma subestação capaz de 
receber a energia elétrica no nível de tensão contratado e realizar todas as 
transformações necessárias até a tensão de utilização. 
As subestações construídas depois das ETDs, na faixa de tensão de 
3,8 kV e 34,5 kV (conforme definido no item 1.3), são comumente 
chamadas de “Cabine Primária”. 
O glossário da NBR-14.039, que trata das instalações elétricas de 1 kV 
a 36,2 kV, não possui a denominação de “Cabine Primária”, portanto este 
livro trata essas instalações somente como subestação. 
De acordo com asnormas da Associação Brasileira de Normas 
Técnicas (ABNT), a faixa de tensão compreendida entre 1 kV e 36,2 kV é 
chamada de Média Tensão. A Norma Regulamentadora nº 10 (NR-10) do 
Ministério do Trabalho e Emprego classifica como Alta Tensão todo valor 
superior a 1 kV. 
Com o objetivo de ficar a aderente as definições da NR-10 este livro 
chama de Alta Tensão toda instalação em que a sua tensão elétrica for 
acima de 1 kV. 
1.5. Exercícios 
1. Cite os tipos de usinas de geração de energia elétrica que você 
conhece. 
2. Qual é a maior forma de geração de energia elétrica no Brasil? 
3. Qual é o nível de tensão em que a energia elétrica é gerada nas grandes 
usinas hidroelétricas? 
4. Cite três valores de tensão da saída da ETD. 
5. De acordo com a Resolução 505 da ANEEL, qual o limite de va-
riação de tensão de fornecimento considerado adequado para um 
cliente ligado em 13,8 kV? 
 
 
2.1. Subestação primária de consumidor conectada em tensão 
igual ou superior a 69 kV 
Compreende instalações elétricas e civis, destinada a alojar a medição, 
proteção e a transformação. Esse conjunto de componentes deve atender a 
necessidade da empresa, permitindo sempre a flexibilidade (modificações do 
sistema), acessibilidade, quanto à manutenção corretiva e preventiva, 
confiabilidade quanto à proteção e a operação, e a segurança tanto para os 
equipamentos quanto para o pessoal envolvido. 
 
A proteção da entrada de energia dessa subestação deve sempre ser 
realizada por meio de disjuntor e relés. Caso a subestação tenha dois circuitos de 
entrada, é recomendado que exista um disjuntor para cada circuito. 
Os TPs e TCs de medição são fornecidos pela distribuidora e instalados pelo 
consumidor. As caixas de passagens dos cabos que interligam os TPs e TCs e o 
medidor devem ser providas de dispositivo de lacração. 
Na entrada da subestação deve haver um para-raios para cada fase, 
especificado de acordo com a indicação da distribuidora.
 
Figura 2.1: Subestação de consumidor em tensão superior a 69 kV. Fonte: Subestação didática do Senai 
 
 
 
 
O transformador da subestação pode possuir ajuste automático de tensão, 
compensando as variações de tensão de fornecimento e as variações da carga ao longo do 
dia, que promovem uma oscilação da tensão de saída do transformador (quanto mais 
carga maior será a perda interna no transformador, promovendo uma redução da tensão 
de saída). 
Para aumentar a confiabilidade do fornecimento de energia elétrica, é comum 
essas subestações possuírem dois circuitos de alimentação, entretanto os dois 
alimentadores não devem ser ligados simultaneamente. O objetivo é que somente um dos 
circuitos alimente a instalação e o outro seja reserva. 
A mesma premissa de segurança pode ser adotada para o transformador. A 
subestação pode ter dois transformadores dimensionados de tal forma que, na falha de 
um transformador, o outro seja capaz de suportar toda a carga da unidade consumidora. 
Em alguns casos em que a carga é muito grande, pode haver três ou mais 
transformadores. 
Caso haja mais do que um transformador na subestação, fica a critério do 
consumidor definir se todos os transformadores ficarão ligados permanentemente em 
carga ou se algum transformador ficará desligado, sendo utilizado somente em caso de 
emergência. 
A Figura 2.2 mostrou um diagrama com o exemplo de uma subestação típica com 
dois circuitos de alimentação e dois transformadores. 
2.2. Subestação primária de consumidor conectada 
em tensão inferior a 69 kV 
É o conjunto de componentes de entrada consumidora em tensão primária de 
distribuição, entre 3 kV e 69 kV, padronizada de acordo com cada distribuidora de energia 
elétrica, conforme item 1.4 deste livro, compreendendo instalações elétricas e civis, 
destinada a alojar medição, proteção e facultativamente transformação. 
A subestação primária deve ser construída ou instalada no limite da propriedade 
com a via pública, preferencialmente próximo à entrada principal da unidade consumidora 
para facilitar o acesso dos representantes da distribuidora. 
Todas as partes condutoras não destinadas à condução da eletricidade devem ser 
equipotencializadas à Terra conforme a norma 14039 ABNT e norma de segurança NR-10 
do Ministério do Trabalho e Emprego (MTE). 
Os materiais e equipamentos instalados devem ser padronizados pela distribuidora 
e estar de acordo com as prescrições da NBR 14039 da ABNT. 
As subestações primárias de consumidor conectadas em tensão inferior a 69 kV 
dividem-se basicamente em dois tipos, chamadas de simplificada e convencional, 
conforme apresentado a seguir. 
 
A AES Eletropaulo publicou o Comunicado Técnico nº 42 em dezembro de 2009, 
que eliminou o padrão do tipo poste único em sua área de concessão. Em substituição a 
AES Eletropaulo criou um padrão que constitui uma excessão à regra da Figura 2.3, pois 
mesmo sendo uma subestação simplificada, a medição está no lado da alta tensão, 
montada dentro de um conjunto blindado. 
2.2.1. Subestação simplificada 
Possui um único transformador trifásico com potência máxima de 300 kVA. A 
medição é efetuada na baixa tensão e a proteção geral das instalações, no lado de alta 
tensão, é feita por meio de fusível sem necessidade, portanto de disjuntor e relé. 
As subestações simplificadas podem ser de uso interno (abrigada, de alvenaria), 
externo (ao tempo, plataforma ou poste único) ou blindado. 
2.2.1.1. Subestação simplificada, instalação em poste único 
A sua montagem é externa a qualquer construção e feita em poste de concreto 
com os respectivos materiais necessários para sua fixação, utilizando cruzetas e 
elementos de fixação para o ramal de entrada, chave fusível, para-raios, transformador de 
serviço e eletrodutos para o ramal de alimentação secundário. 
No nível do solo deve ficar instalada a caixa de medição e proteção, bem como o 
sistema de aterramento da subestação. 
No compartimento da medição devem ser fixados o medidor e os 
transformadores de corrente fornecidos pela distribuidora local. No compartimento 
de proteção deve ser instalado o disjuntor ou a chave com fusível e a barra de 
equipotencialização terra e neutro. 
Observe o projeto de referência disponibilizado pela CPLF ern seu site 
www.cpfl.com.br, acessado em 12/03/10. 
Tipos de subestações e características Tipo construtivo Entrada 
Simplificada 
- Medição na baixa tensão 
- Proteção da alta tensão por fusível 
• Somente 1 trafo de potência máxima 300kVA 
Alvenaria Aérea ou Subt. 
Blindada Subterrânea 
Poste Aérea 
Convencional 
- Medição na alta tensão 
- Proteção da alta tensão por disjuntor com 
acionamento através de relé 
• Sem limites de potência e de transformadores 
Alvenaria Aérea ou Subt. 
Blindada Subterrânea 
Figura 2.3: Características das tipos de subestações conectadas em tensão inferior a 69 
kV Fonte: Elaboração dos autores 
 
http://www.cpfl.com.br/
2.2.I.2. Subestação simplificada em alvenaria 
Pode ser construída uma edificação em alvenaria específica para a 
subestação, ou pode estar situada no interior de outra edificação no nível do solo. 
Caso a subestação precise ser instalada um pavimento abaixo ou um pavimento 
acima, é necessário apresentar uma justificativa para a distribuidora de energia. 
Todo material utilizado na construção deve ser incombustível, as paredes 
devem ser de alvenaria e o teto de iaje de concreto, conforme é possível observar no 
projeto de referência disponibilizado pela AES Eletropaulo em seu site 
www.aeseletropaulo.com.br, acessado em 09/03/10. 
A área construída destinada à subestação precisa ser suficiente para 
instalação dos equipamentos eletromecânicos e acessórios, bem como permitir uma 
eventual remoção. Também deve ser previsto espaço suficiente para permitir a livre 
circulação, com segurança, dos profissionais que tenham de executar alguma tarefa 
naquele local. 
A subestação simplificada de alvenaria possui um único compartimentoque 
deve alojar o ramal de entrada (cabo para entrada subterrânea ou bar- ramento 
para entrada aérea), a proteção primária (fusível), o equipamento de seccionamento 
(chave seccionadora), o transformador, os para-raios e as caixas de medição e 
proteção secundária. 
Os cabos secundários (saída do transformador) são instalados dentro de 
eletroduto galvanizado, interligando o transformador e a caixa de proteção e 
medição. 
Dentro da edificação de alvenaria o transformador e os equipamentos de alta 
tensão são cercados por tela removível e articulável, permitindo a sua remoção 
durante o serviço de manutenção. Fora do ambiente cercado pela tela, porém dentro 
da edificação de alvenaria, instala-se a caixa de medição e proteção, bem como a 
barra de equipotencialização. 
A caixa de medição deve abrigar o transformador de corrente e o medidor 
fornecido pela distribuidora de energia elétrica, já a caixa de proteção deve alojar o 
disjuntor secundário ou a chave seccionadora com fusível. 
2.2.1.3. Subestação simplificada blindada 
Os conjuntos blindados fabricados para utilização em entradas consumidoras 
devem ter o seu projeto homologado previamente na distribuidora de energia 
elétrica local. 
Caracterizam-se por apresentar os equipamentos e montagens eletro- 
mecânicas alojadas em cubículo construído de chapa metálica, com seu ramal de 
entrada subterrâneo. 
O projeto da subestação blindada analisa o dimensionamento das chapas sob 
o ponto de vista do esforço mecânico sofrido em condições normais de operação e 
também durante a ocorrência de curto-circuito. A subestação também deve ser 
projetada para impedir o acesso de animais em seu interior. 
Dentro da subestação devem existir os seguintes compartimentos: 
http://www.aeseletropaulo.com.br/
• Compartimento de entrada (terminal do cabo (mufla), para-raios e 
seccionadora); 
• Compartimento de proteção primária (fusível); 
• Compartimento de transformação (transformador de serviço); 
• Compartimento de medição (transformadores de corrente e medidor de 
energia); 
• Compartimento de proteção secundária (disjuntor). 
O medidor e os TCs fornecidos pela concessionária ficam instalados em uma 
caixa lacrada. 
A instalação da subestação blindada pode ser em recinto interno ou externo 
(ao tempo). No caso de instalação ao tempo, o projeto da subestação precisa prever 
uma inclinação em sua parte superior para evitar infiltração de água. 
Existem também subestações blindadas que, em vez do ar, utilizam hoje o 
gás SF6 para garantir a isolação entre as fases e entre as fases e a carcaça metálica. 
2.2.2. Subestação convencional 
A subestação convencional pode ser projetada e construída com um ou mais 
transformadores trifásicos. Corno característica possui medição do lado da alta 
tensão, a proteção geral é feita através de disjuntor com desligamento automático 
e acionamento através de relés. 
Os transformadores podem ser instalados dentro da subestação primária ou 
em subestação secundária. Caso o consumidor escolha instalar o transformador na 
subestação primária, pode ser previsto um cubículo especí- 
fico para sua instalação, bem como de seus respectivos sistemas de proteção em 
alta tensão (disjuntor ou seccionadora com fusível do tipo HH). 
Se o transformador instalado for do tipo imerso em óleo isolante e possuir 
uma capacidade igual ou superior a 500 kVA, a NBR-14039 determina que deve 
haver um sistema de drenagem para contenção de óleo no caso de um eventual 
rompimento do tanque com derrame do líquido isolante. 
Quanto ao tipo construtivo, as subestações convencionais podem ser de 
alvenaria ou conjunto blindado. 
2.2.2.I. Subestação convencional em alvenaria 
De preferência, construída no limite da propriedade do consumidor com a via 
pública, em local de fácil acesso e o mais próximo possível da entrada principal. 
O ramal de entrada pode ser aéreo ou subterrâneo. Caso a subestação seja 
recuada em relação ao limite da propriedade, o ramal de entrada deve ser 
obrigatoriamente subterrâneo. A área compreendida entre a via pública e a 
subestação não pode ser utilizada para qualquer tipo de construção ou depósito de 
qualquer espécie. 
A subestação pode ser construída preferencialmente ao nível do solo. Caso a 
subestação precise ser instalada um pavimento abaixo ou um pavimento acima, é 
necessário apresentar uma justificativa para a distribuidora de energia. 
A subestação convencional possui pelo menos dois compartimentos com 
divisão em alvenaria em que são alojados os equipamentos e as instalações 
eletromecânicas de medição e proteção. Facultativamente a subestação primária 
pode possuir outros compartimentos destinados a alojar os transformadores. 
Opcionalmente pode ser instalado entre a medição e a proteção um cubículo 
destinado a alojar um transformador auxiliar de potência máxima de 300 kVA, que 
deve suprir os dispositivos de proteção de subtensão e o sistema de bombas de 
incêndio. Esse transformador deve ser protegido na alta tensão por fusível. 
O primeiro compartimento denominado de cubículo de medição destina-se a 
receber o ramal de entrada e as terminações (muflas), para-raios, caso necessário, 
equipamento de seccionamento tripolar (chave seccionadora), transformadores de 
corrente (TCs) e transformadores de potencial (TPs) fornecidos pela distribuidora. 
Esse cubículo normalmente é lacrado pela distribuidora de modo a impedir acesso de 
pessoas que não sejam representantes da distribuidora de energia elétrica. 
O segundo compartimento, denominado cubículo de proteção, destina- -se a 
alojar a seccionadora tripolar, os transformadores de corrente (TCs), os 
transformadores de potencial (TPs), o disjuntor principal e, facultativamente, os 
relés de proteção. Todos esses equipamentos são de responsabilidade do 
consumidor. Eventualmente os relés de proteção podem ser instalados em um painel 
localizado fora do cubículo de proteção, porém dentro da subestação. 
Todos os compartimentos devem ser dotados de anteparos, grade ou telas 
removíveis e articuláveis, com dimensões padronizadas, para impedir o contato 
direto involuntário de pessoas e animais com as partes energiza- das. 
As dimensões devem ter espaços suficientes para instalação dos equi-
pamentos e os materiais eletromecânicos e sua eventual remoção, assim como livre 
circulação para operação e manutenção dos equipamentos, obedecendo aos 
afastamentos de acordo com a recomendação da distribuidora local e também 
conforme orientação na norma técnica NBR 14039 da ABNT e as normas de 
segurança NR-17 (Ergonomia) e a NR-10 (Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade) do Ministério do Trabalho e Emprego. 
21.2.2. Subestação convencional blindada 
Os conjuntos blindados, fabricados para utilização em entradas consumidoras 
convencionais, têm o seu projeto homologado previamente na distribuidora de 
energia elétrica local. 
Basicamente a diferença entre a subestação convencional em alvenaria e a 
subestação blindada está relacionada com os equipamentos e as montagens 
eletromecânicas alojadas em cubículos construídos em chapa metálica, com seu 
ramal de entrada subterrâneo.
2.3. Exercícios 
Assinale falso (F) ou verdadeiro (V) nas alternativas a seguir: 
1. Quanto ao tipo definimos subestação primária de consumidor de 
tensão inferior a 69 kV como: 
( ) Subestação simplificada e convencional. 
( ) Subestação automática e semiautomática. 
( ) Subestação motorizada e manual. 
2. Nas subestações com potência acima de 300 kVA: 
( ) Pode ser instalado apenas um transformador trifásico. 
( ) A medição fica no lado da alta tensão. 
{ ) A proteção geral é feita por disjuntor com desligamento auto mático 
e relés. 
3. Nas subestações blindadas o ramal de entrada: 
( ) Pode ser aéreo. 
( ) Pode ser subterrâneo ou aéreo, a critério do consumidor, 
( ) Somente pode ser subterrâneo. 
4. Na subestação de consumidor em tensão superior a 69 kV: 
( ) OsTPs e TCs da medição e da proteção são fornecidos pela 
distribuidora local. 
( ) Os TPs e TCs de medição são instalados pelo consumidor. 
( ) Na entrada da subestação deve haver um para-raios para cada fase, 
especificado de acordo com a indicação da distribuidora. 
5. Na subestação de poste único: 
( ) O disjuntor de alta tensão deve ter ajuste de corrente definido pela 
distribuidora local. 
( ) A distribuidora local deve instalar o transformador e o disjuntor de alta 
tensão e o consumidor deve instalar o poste e os demais 
componentes eletromecânicos. 
( ) É obrigatório apenas um transformador com capacidade de até 300 
kVA. 
 
 
Para realizar o processo de ligação de uma subestação existem procedimentos a 
serem seguidos para que sejam cumpridas todas as etapas e apresentados os 
documentos solicitados pelas distribuidoras de energia elétrica. 
Primeiramente o consumidor deve solicitar uma análise de viabilidade para a 
distribuidora a fim de verificar se há possibilidade de a rede elétrica suportar a carga 
solicitada pelo consumidor, na tensão em que foi solicitada. 
Caso a distribuidora precise realizar alguma adequação em sua rede para 
alimentar essa subestação, o consumidor talvez tenha de pagar parte dessa adequação. 
As regras que definem a participação financeira do consumidor no custo que a 
distribuidora terá para atender ao pedido de ligação estão estabelecidas pela Resolução 
250/07 da ANEEL. 
Se houver custo para o consumidor, ele deve realizar o pagamento e apresentar 
um documento "de acordo” para a distribuidora do seu interesse na continuidade do 
processo de ligação. Mesmo que não haja custo para o consumidor, há necessidade de 
apresentar seu documento “de acordo”, pois a distribuidora pode ter adequações na rede 
para realizar às suas expensas e não vai fazê-lo sem que o consumidor confirme que 
realmente vai construir a sua subestação conforme previsto. 
Ultrapassada essa etapa, o consumidor elabora o projeto e apresenta à 
distribuidora, conforme abordado em detalhes no próximo capítulo. 
Após aprovado o projeto, pode ser realizada a construção da subestação e, 
posteriormente, o consumidor deve solicitar o pedido de inspeção. Após inspecionada e 
aprovada, a subestação não é ligada automaticamente porque o consumidor pode não 
querer o início do fornecimento de energia logo após o término da construção da 
subestação, portanto o consumidor precisa realizar um pedido de ligação, quando a 
distribuidora vai efetivamente efetuar a ligação da subestação. 
Todas essas etapas estão apresentadas de forma ordenada no fluxograma 
ilustrado a seguir.
 
 
Figura 3.1: Fluxograma de ligação de uma subestação. 
3.1. Elaboração e apresentação do projeto da subestação 
Toda subestação de consumidor deve ser projetada por um profissional 
especializado com o objetivo de avaliar previamente as características construtivas para 
atender à necessidade de energia elétrica do local, sempre considerando os aspectos de 
segurança necessários para a operação e a manutenção da subestação. 
O projeto é realizado por um profissional autorizado e habilitado, que deve 
recolher uma Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) com o intuito de deixar 
registrado no Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia (CREA) a sua 
responsabilidade pelo projeto. 
A concepção do projeto deve considerar o atendimento das normas técnicas e das 
especificações da distribuidora, que deve fornecer um documento com a apresentação de 
seus requisitos básicos. 
Esse projeto deve originar um memorial descritivo, em que o projetista terá a 
oportunidade de relatar as premissas utilizadas para sua elaboração, de tal forma que 
alguém que receba o projeto possa entender em detalhes as premissas adotadas na sua 
concepção. 
Depois de elaborado, o projeto deve ser apresentado previamente para a 
distribuidora locai, que terá a atribuição de analisar quanto à conformidade aos requisitos 
mínimos estabelecidos e, posteriormente, enviar uma resposta ao projetista, mencionando 
se o projeto está aprovado ou se existem não conformidades que precisem ser 
adequadas. 
Caso existam não conformidades, são apresentadas em uma carta específica com 
a relação de itens a serem corrigidos. O projetista deve promover a adequação solicitada 
e, posteriormente, reapresentar o projeto. 
A apresentação do projeto deve ser feita quantas vezes for necessário até a 
distribuidora aprová-lo. Uma vez aprovado, a distribuidora fica com uma via do projeto 
para posterior conferência. 
Junto com o projeto também é entregue uma carta de solicitação de fornecimento, 
contendo uma série de documentações complementares para que seja efetivado o pedido 
de ligação. A carta deve conter: 
• Definição do tipo de subestação (simplificada ou convencional), conforme 
Capítulo 2; 
• Tipo construtivo (alvenaria, blindada ou poste); 
• Demanda contratada; 
• Grupo tarifário; 
• Carga total instalada; 
• Regime de trabalho (horas e dias da semana); 
• Natureza da atividade (industrial, comercial etc.); 
• Endereço da sede (quando aplicável); 
• Nome, RG e CPF do representante legal e da testemunha; 
• Dados de contato (telefone, e-mail, fax etc.); 
• Dados cadastrais do responsável pelo pagamento (matriz ou filial, quando 
aplicável); 
• Endereço de correspondência. 
Anexa à carta de solicitação devem ser entregues também cópias dos seguintes 
documentos: 
• Contrato social; 
• Cartão do CNPJ; 
• Inscrição Estadual; 
• RG e CPF do representante legal; 
• Contrato de locação (quando aplicável); 
• Licença de funcionamento da Companhia Ambiental do Estado (quando 
aplicável); 
• Relação de carga discriminada por tipo de uso final; 
• Projeto em três vias; 
• ART do projeto e da execução. 
A relação de documentos e exigências a ser apresentada pode variar entre 
distribuidoras. A relação apresentada foi extraída do Livro de Instruções Gerais (LIG) da 
AES - Eletropaulo - 2004. 
A CPFL possui o documento "Sistema CPFL de projetos particulares via Internet - 
Fornecimento em tensão primária” que apresenta todos os requisitos necessários ao 
pedido de fornecimento. 
Segue o modelo de carta da CPFL para apresentação do projeto:
 
 
 
 
 
 
3.2. Construção e testes da subestação 
Somente após o recebimento da aprovação do projeto por parte da distribuidora é 
que pode ser iniciada a compra dos materiais para construção da subestação. Os 
materiais não devem ser adquiridos antes da aprovação do projeto, porque podem ser 
solicitadas alterações significativas pela distribuidora, o que promove uma alteração na 
relação e/ou na especificação do que deve ser comprado. 
É preciso tomar um cuidado especial quanto à especificação dos materiais para 
evitar a compra de produtos de baixa qualidade. A especificação técnica utilizada para a 
compra deve ser detalhada a ponto de cercar todas as variáveis daquele material ou 
equipamento, de forma a não haver dúvida do que está sendo comprado. 
Após a compra e o recebimento dos materiais e equipamentos, inicia- -se a 
montagem da subestação. É importante que o projeto seja seguido fielmente, salvo 
imprevistos não contemplados no projeto, que devem ser objeto de consulta ao projetista 
e posterior as-built1. 
Depois de terminada a montagem, é importante a realização de alguns testes a 
fim de verificar se todos os equipamentos estão funcionando perfeitamente. 
Recomenda-se a realização dos seguintes testes: 
• Funcionamento dos disjuntores; 
• Operação dos intertravamentos; 
• Medição de resistência de isolação no disjuntor; 
• Medição de resistência de isolação nas chaves seccionadoras; 
• Medição de resistência de isolação nas terminações dos cabos de alta tensão; 
• Medição de resistência de isolação nos transformadores; 
• Medição de resistência de isolação dos barramentos; 
• Análise de óleo do transformador; 
• Verificação do TAP do transformador; 
• Ensaio de relação de transformaçãodo transformador; 
• Ensaio de tensão aplicada no barramento; 
• Medição de resistência de aterramento; 
• Continuidade da fiação de comando, medição e proteção; 
• Atuação dos relês. 
1 - Termo em inglês que significa “como construído", ou seja, trata-se da revisão do projeto que contempla 
todas as modificações realizadas durante a construção da subestação, devido a interferências ou problemas 
que não haviam sido previstos no projeto.
PEDIDO DE INSPEÇÃO Data: 
S.A. na ______ 
Interessado: 
Localidade: 
Telefone de informações e contatos: 
E-mail: 
Venho pela presente solicitar a inspeção dos serviços executados na propriedade acima 
qualificada e construídos conforme projeto vistado por essa companhia. 
Declaro que as instalações executadas sob a responsabilidade técnica constante da 
ART na ______ encontram-se totalmente concluídas e desenergizadas, que vai ao ponto 
de entrega até a medição, ou além, conforme esclarece o item 6 da Norma Técnica da 
CPFL-Paulista e CPFL-Piratiniga, Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária 15 kV 
e 25 kV - Volume 1, e verificação feita conforme roteiro de inspeção, anexo III da norma 
Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária 15 kV e 25 kV - volume 3 - Anexos. 
Responsável técnico 
CREA 
Caso seja encontrada alguma não conformidade nesses testes, deve ser realizada a 
adequação do problema encontrado, antes de ser feito o pedido de inspeção da subestação 
para a distribuidora. 
3.3. Pedido de inspeção 
Depois de concluídos todos os testes e adequações, a distribuidora deve ser acionada 
para pedir que a subestação seja inspecionada. 
Um técnico da distribuidora realiza uma visita ao local para verificar se a construção e a 
montagem foram realizadas conforme o projeto aprovado. Caso seja encontrada alguma 
irregularidade, a subestação pode ter a ligação adiada até a correção do problema. 
Durante essa vistoria a distribuidora pode exigir alguns relatórios de testes de 
comissionamento, bem como efetuar medições próprias a fim de verificar algumas informações. 
Segue o modelo de carta da CPFL para realizar o pedido de inspeção da subestação. 
Figura 3.5: Modelo ds carta da CPFL para pedido de inspeção da subestação. 
Fonte: CPFL 
3.4. Sistema de tarifação de uma ligação em alta tensão 
De acordo com a Resolução 456, de 29 de novembro de 2000, da Agência 
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), as unidades consumidoras são classificadas pelo 
nível de tensão que a distribuidora fornece no ponto de entrega2. De acordo com o valor da 
tensão o consumidor se enquadra em um determinado subgrupo tarifário. 
As unidades consumidoras que recebem energia elétrica em tensão inferior a 2,3 
kV são classificadas como grupo B (exceção aos clientes do sistema subterrâneo), já os 
consumidores que estão ligados em uma tensão superior a 2,3 kV são classificados como 
grupo A, subdivididos nos seguintes grupos: 
• A1: tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV; 
• A2: tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV; 
• A3: tensão de fornecimento de 69 kV; 
• A3a: tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV; 
• A4: tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; 
• AS: tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendidas a partir do sistema 
subterrâneo de distribuição e faturadas nesse grupo em caráter opcional. 
A tarifa de energia elétrica do subgrupo Al possui um valor menor do que a tarifa 
do subgrupo A2 e assim sucessivamente até o subgrupo AS. A tarifa é mais cara para o 
consumidor que está conectado a uma tensão menor de fornecimento, porque para a 
energia elétrica chegar até os níveis mais baixos de tensão, a distribuidora precisou 
investir em uma infraestrutura maior de transmissão e transformação, que requer um custo 
de construção, manutenção e operação que não existe em um consumidor do subgrupo 
A1. 
Entretanto, vale destacar que apesar de a tarifa ser mais barata para o 
fornecimento em uma tensão mais elevada, o consumidor precisa investir na sua 
infraestrutura de recebimento e transformação dessa energia, ou seja, precisa construir 
uma subestação. 
Para as unidades consumidoras de baixa tensão (grupo B) aplica-se uma tarifa 
monômia (um único componente - energia) e para aquelas unidades pertencentes ao 
grupo A (alta tensão) aplica-se uma tarifa binômia (dois componentes - energia e 
demanda). 
A unidade consumidora do grupo A deve contratar uma demanda, que significa a 
capacidade da rede de distribuição que está disponível para sua utilização. 
2 Ponto de entrega é o ponto de conexão do sistema elétrico da distribuidora com as instalações elétricas do 
consumidor, sendo o limite de responsabilidade entre as partes. 
Caso a demanda máxima registrada no período de faturamento fique abaixo da 
demanda contratada, é cobrada a demanda contratada, porém, caso a demanda 
registrada fique acima da demanda contratada, desde que não ultrapasse o limite de 10% 
para fornecimento abaixo de 69 kV e 5% para fornecimento superior a 69 kV, é cobrado o 
valor registrado multiplicado pela tarifa. 
Exemplo A: 
Demanda contratada: 100 kW 
Demanda máxima registrada: 90 kW 
Conta de energia elétrica: 100 x tarifa 
Exemplo B: 
Demanda contratada: 100 kW 
Demanda máxima registrada: 104 kW 
Conta de energia elétrica: 104 x tarifa 
Se houver uma ultrapassagem superior aos limites estabelecidos (5% ou 10%, 
dependendo da tensão de fornecimento), a demanda faturada é aquela contratada 
multiplicada pela tarifa, somada ao valor da diferença entre a demanda máxima registrada 
e a demanda contratada, multiplicada pela tarifa de ultrapassagem. 
Exemplo C: 
Demanda contratada: 100 kW 
Demanda máxima registrada: 120 kW 
Conta de energia elétrica: (100 x tarifa) + (20 x tarifa de ultrapassagem) 
Vale destacar que a tarifa de ultrapassagem geralmente é três vezes mais 
elevada do que a tarifa normal, portanto a ultrapassagem da demanda contratada acima 
do percentual de tolerância pode ser entendida como uma multa, devido ao elevado valor 
da tarifa de ultrapassagem. Existem ainda três tipos de tarifa que uma unidade 
consumidora em alta tensão pode escolher: 
» Convencional; 
• Horossazonal azul; 
• Horossazonal verde. 
A tarifa convencional não permite que o consumidor perceba os reflexos 
decorrentes do horário de utilização da energia elétrica, já que não há diferenciação de 
preços segundo os horários ao longo do dia e períodos do ano. 
Dentro da tarifa horossazonal podem ser escolhidas ainda duas modalidades 
chamadas de tarifa azul e tarifa verde. A diferença dessa tarifa para a convencional é que 
ela possui valores diferentes para os horários de ponta e fora de ponta e para os períodos 
seco e úmido1. 
A principal diferença entre as tarifas azul e verde está nos valores dos horários de ponta 
e fora de ponta. Para a tarifa verde o valor da demanda (kW) é único independente do horário 
do dia, mas a energia consumida (kWh) no horário de ponta é muito mais cara que no horário 
fora de ponta. A demanda da tarifa azul no horário de ponta é mais cara que no horário fora de 
ponta, porém a energia consumida no horário de ponta não é tão alta como no horário fora de 
ponta em relação à tarifa verde. 
 
 
1 Período úmido: meses compreendidos entre dezembro e abril. Período seco: meses compreendidos entre maio 
e novembro. 
 
Tabela 3.1: Cobrança de energia e demanda das tarifas disponíveis para 
consumidores do grupo A. Fonte: Elaboração própria, adaptado da Resolução 
456/2000 da AIIEEL 
Para ilustrar as diferenças de tarifas entre as três modalidades existentes, estão 
representados a seguir os valores praticados pela AES - Eletropaulo no segundo semestre de 
2009 para o subgrupo A4. Esses valores são diferentes para cada distribuidora e reajustados 
anualmente. 
 
Vale destacar que as unidades consumidoras com demanda contratada inferior a 300 
kW podem escolher qualquer uma das três modalidades de tarifa, porémse a demanda 
contratada for igual ou superior a 300 kW, somente é possível escolher uma das tarifas 
horossazonais (azul ou verde). 
Esta regra vale para as unidades consumidoras que possuem uma tensão de 
fornecimento inferior a 69 kV, pois caso a tensão seja igual ou superior a esse valor, 
compulsoriamente essa unidade consumidora será cobrada pela tarifa horossazonal azul. 
A Resolução 456 da ANEEL determina que o horário de ponta compreende um período 
de três horas consecutivas do dia definido pela distribuidora, exceção feita aos sábados, 
domingos e feriados nacionais. São apresentados a seguir os horários de ponta de algumas 
das principais distribuidoras: 
• Eletropaulo: 17h30 às 20h30 
• Bandeirante: 18 às 21 horas 
• CPFL: 18 às 21 horas 
• Elektro: 17h30 às 20h30 
• Copei: 18 às 21 horas 
• Light: 17h30 às 20h30 
• Ampla: 18 às 21 horas 
 Demanda Energia 
 (RS/kW) (RS/MWh) 
Convencional 22,26 179,35 
Horossazonal azul 
Ponta seca 31,13 260,76 
Ponta úmida 31,13 235,68 
Fora de ponta seca 7.35 161,99 
Fora de ponta úmida Ultrapassagern 7.35 147,43 
Ponta seca ou úmida 93,40 
Fora de porita seca ou úmida 22,05 
Horossazonal verde 
Ponta seca 7,35 983,71 
Ponta úmida 7.35 958,63 
Fora de ponta seca 7,35 161,99 
Fora de ponta úmida Ultrapassagern 7?35 147,43 
Seco ou úmido 22,05 
 
3.5. Exercícios 
1. Desenhe o fluxograma de ligação de uma subestação. 
2. Relacione os documentos que devem ser entregues no projeto para a distribuidora. 
3. Cite cinco testes que devem ser realizados após o término da construção da 
subestação. 
4. Uma unidade consumidora do grupo A paga uma tarifa binômia. O que isso 
significa? 
5. Quais são os três tipos de tarifa existentes para as unidades consumidoras do 
grupo A? 
 
 
Este capítulo tem como objetivo definir a função, as características, a forma de 
acionamento e os tipos de equipamentos utilizados nas subestações de consumidores de 
alta tensão. Não há o propósito de abordar os aspectos de cálculo de corrente, tensão ou 
tempo de atuação deles. Os procedimentos de ensaio dos equipamentos apresentados 
serão abordados no Capítulo 7. 
4.1. Ramal de ligação 
É o conjunto de condutores, com respectivos materiais necessários a sua fixação, 
que interliga o ponto de entrega da distribuidora aos terminais de entrada da subestação do 
consumidor. 
O ramal de ligação pode ser definido diferentemente em função do tipo de entrada de 
energia. 
Entrada aérea 
É aquele constituído de condutores nus, suspensos em estruturas, podendo ser de 
cobre ou alumínio. 
Entrada subterrânea 
É aquele constituído de condutores isolados, instalados dentro de ele- troduto, 
diretamente enterrado no solo. 
Nas subestações de tensão inferior a 69 kV, normalmente se utiliza um único ramal 
de ligação. Dependendo da característica do consumidor e da disponibilidade da 
distribuidora, pode-se fornecer dois ramais. Somente um ramal deve alimentar a unidade 
consumidora de energia elétrica, ficando o segundo como reserva para utilização somente 
no caso de falta de energia no ramal principal. 
Em subestações de tensão superior a 69 kV, é comum a distribuidora disponibilizar 
dois ramais de ligação. Da mesma forma, somente um ramal deve suprir a unidade 
consumidora, ficando o segundo ramal como reserva. 
O ramal de ligação é composto de três condutores, sendo um para cada fase, mais 
um condutor para o neutro com o objetivo de promover a equipotencialização entre o neutro 
da distribuidora com o terra e com o neutro da unidade consumidora. 
No caso de entrada subterrânea podem ser utilizados três cabos singelos ou um 
cabo trifásico. É recomendável que seja instalado um cabo reserva que ficará ligado em uma 
fase no poste da distribuidora e isolado dentro da subestação do consumidor. O cabo reserva 
apresenta a vantagem de fácil e rápido restabelecimento do fornecimento de energia no caso 
de queima de um cabo da unidade consumidora, pois simplesmente é necessário 
desconectar o cabo danificado e conectar o cabo reserva. 
1 Condutor 
2 Semicondutor 
3 Isolação 
4 Semicondutor 
5 Blindagem 
6 Cobertura externa 
Figura 4.1: Camadas de um cabo de alta tensão. 
O dimensionamento dos condutores deve levar em consideração a carga prevista de 
ser instalada na unidade consumidora, bem como deve ser atendido o padrão da 
distribuidora. 
4.2. Cabo de alta tensão 
Os cabos de alta tensão têm características diferentes dos cabos de baixa tensão. 
Além do condutor de cobre ou alumínio ao centro do cabo, ele ainda possui outras camadas 
ao seu redor. 
Logo ao redor do condutor central existe uma camada de fita semi- condutora, 
depois está presente a isolação propriamente dita que pode ser de diversos materiais, como, 
por exemplo, PVC (cloreto de polivinila), XLPE (polietileno) ou EPR (etileno propileno). Ao 
redor da isolação existe outra camada de fita semicondutora, depois está instalada a 
blindagem ou malha de aterramento e a última camada é uma proteção de borracha.
 
As fitas semicondutoras possuem a função de filtrar e uniformizar as diversas linhas de 
campo magnético formadas pelos vários condutores que compõem o condutor central. 
A blindagem deve sempre ser aterrada para garantir que, na ocorrência de uma falha na 
isolação, a região ao redor do cabo não fique energizada. Envolta de todas essas camadas 
existe uma cobertura externa que possui a função de proteger mecanicamente o cabo. 
Existe também um cabo que possui na sua isolação um tipo de papel impregnado com 
óleo isolante. O óleo é mantido sob pressão e monitorado constantemente para assegurar que 
um vazamento não elimine a camada isolante, vindo a danificar o cabo. 
A isolação do cabo de alta tensão é determinada por dois valores. O primeiro 
corresponde à isolação do cabo entre fase e terra e o segundo, ao valor de tensão suportável 
entre fase-fase. Por exemplo, o cabo 8,7/15 kV suporta até esses valores de tensão, quando 
aplicado da seguinte forma: 
 
Um cabo de alta tensão não pode ser conectado em sua extremidade da mesma forma 
que um cabo de baixa tensão, pois a decapagem de sua extremidade deixaria muito próximo a 
parte central do cabo, que está energi- zada, da blindagem que está aterrada, provocando um 
curto-circuito. 
Para resolver esta questão é necessário fazer uma terminação, também conhecida 
como mufla, na extremidade dos cabos de alta tensão. Basicamente existem quatro tipos de 
terminação: 
• Termocontrátil; 
• Retrátil a frio; 
• Porcelana; 
• Enfaixada. 
Os três primeiros tipos podem ser utilizados tanto para uso interno como externo e 
recomenda-se que a terminação enfaixada seja utilizada somente em aplicações internas. 
Todos esses tipos de terminação são vendidos na forma de um kit, que contém 
praticamente todos os recursos necessários para realizar a terminação e também as instruções 
para confeccioná-la. 
Para a confecção das terminações, além do material fornecido no kit, é necessário dispor 
de ferramentas para decapagem do cabo, e também se deve providenciar o terminal correto a 
ser instalado na ponta do cabo. 
 
Figura 4.2: Isolação suportável entre fases e entre fase e terra em um cabo de alta tensão. 
 
O processo de decapagem dos quatro tipos de terminação é muito similar. A principal 
diferença está na capa externa da terminação. No caso da terminação termocontrátil a camada já 
vem expandida e, após posicionada, deve ser aquecida com um soprador térmico, que faz com 
que o material se contraia, "abraçando" o cabo. 
No sistema retrátil a frio a capa externa é mantida expandida por meio de um anel interno 
de fio de náilon, que quando tem sua extremidade puxada, se desenrola, permitindo que a capa 
externa se contraia, finalizando a confecção da terminação. 
A terminação em porcelana, como o próprio nome já diz, é composta de uma peça de 
porcelana cheia de silicone por dentro para garantir a vedação. Após decapado, o cabo é 
colocado noseu interior e fixado por parafusos apropriados. 
O tipo mais simples de terminação é a enfaixada, formada somente por fitas enroladas 
em sua extremidade. 
Os kits de todos os tipos de terminação acompanham um manual que apresenta o roteiro 
passo a passo de como confeccionar a terminação, desde a decapagem até o acabamento. 
4.3. Para-raios 
Os para-raios são destinados a proteger os equipamentos de um circuito contra surto de 
tensão transitório de origem externa provocado por descargas elétricas atmosféricas e/ou 
anomalias de origem interna (como manobras ou chaveamentos). Esses eventos provocam 
sobretensão nas instalações, podendo ocasionar a queima de equipamentos. 
Nas subestações podem ser encontrados os seguintes tipos de para- 
-raios: 
• Cabo para-raios; 
• Para-raios do tipo haste reta (Franklin, gaiola de Faraday); 
• Para-raios do tipo válvula. 
4.3.1. Cabo para-raios 
Situado acima dos condutores de uma linha de transmissão aérea, o cabo para-raios tem 
a finalidade de protegê-la contra descargas atmosféricas diretas e atenuar a indutância da linha. 
 
Figura 4.3: Terminação retrátil a frio. Fonte: 3M 
 
4.3.2. Para-raios do tipo haste reta 
Instalado nas partes mais altas das construções, o para-raios do tipo haste reta é 
constituído de uma haste metálica mais o captor, ou pelo princípio de gaiola de Faraday, que 
possui a função de proteger a instalação civil contra descargas elétricas atmosféricas. 
4.3.3. Para-raios do tipo válvula 
O para-raios do tipo válvula é conectado na fase em seu lado superior e no aterramento 
no seu lado inferior. Os para-raios são monofásicos, portanto é preciso instalar um em cada fase, 
ficando ligados em paralelo com a instalação elétrica. Os para-raios do tipo válvula são utilizados 
nas subestações com objetivo de proteger os equipamentos elétricos do circuito. 
No formato de um tubo isolante, que internamente possui elementos de proteção 
fabricados de óxido de zinco, o para-raios mantém a isolação entre o seu lado superior e o lado 
inferior até que seja submetido a uma tensão superior à sua tensão nominal. Ao receber um valor 
de tensão superior ao projetado, provocado por descarga elétrica atmosférica ou eventual 
anomalia, o para-raios forma um caminho de baixa impedância a terra, descarregando a 
sobretensão existente, protegendo os equipamentos do circuito. 
 
 
4.4. Disjuntores 
São equipamentos destinados a interromper a corrente elétrica de um circuito em 
condições normais ou anormais, como em um curto-circuito ou em eventuais anomalias. 
Como o disjuntor possui a função de extinguir o arco elétrico, vamos analisar as 
características desse fenômeno. Ao interromper a corrente elétrica em um circuito, há 
formação do arco elétrico que é definido pela passagem da corrente elétrica através do ar 
ou do seu meio isolante. Como o ar ou o meio isolante mantêm uma rigidez dielétrica maior 
que a do condutor, essa passagem da corrente elétrica provoca uma elevada temperatura, 
da ordem de milhares de graus Celsius, no caminho que ela percorre. 
A formação do arco elétrico possui características de uma explosão, com elevada 
energia térmica e acústica emitida. O calor intenso pode provocar a queima dos materiais 
que estejam nas proximidades. A intensidade do arco elétrico depende da corrente que 
esteja percorrendo o circuito no momento de sua interrupção e do tempo da abertura do 
circuito. 
O momento mais crítico de operação do disjuntor ocorre no processo de sua 
abertura. Durante a abertura ocorre a ionização do meio isolante entre o contato móvel e o 
contato fixo, formando um gás eletricamente condutor, queimando o meio isolante e 
deteriorando os contatos. 
Para evitar que a cada abertura os contatos se danifiquem, os disjuntores possuem 
um sistema de extinção do arco elétrico. A tecnologia empregada para efetuar a extinção do 
arco é exatamente o modelo que define o tipo do disjuntor. Os tipos de disjuntor de alta 
tensão mais comuns são: 
 
Figura 4.5: Para-raios do tipo válvula. 
• Grande volume de óleo (GVO); 
• Pequeno volume de óleo (PVO); 
• Sopro magnético; 
• Ar comprimido; 
« Vácuo; 
• Gás. 
4.4.1. Disjuntor a óleo 
São disjuntores que utilizam óleo isolante como elemento de extinção do arco elétrico. 
Existem dois tipos de disjuntor a óleo, sendo grande volume de óleo (GVO) e pequeno volume de 
óleo (PVO). O que os diferencia é a quantidade de óleo utilizada, tamanho físico e alguns 
detalhes construtivos. 
1 - Cabeçote metálico 
2 - Contato fixo 
3 - Câmara de extinção 
4 - Contato móvel 
5 - Bucha isolante 
6 - Alavanca de ligar e desligar 
7 - Varão de acoplamento 
8 - Compartimento de sustentação 
9 - Óleo isolante 
Figura 4.6: Características internas de um polo de disjuntor a pequeno volume de óleo. 
Por ter boa característica dielétrica de extinção e resfriamento, o óleo mineral isolante 
sempre foi utilizado como meio de extinção do arco elétrico desde os disjuntores mais antigos. 
No momento da abertura e do fechamento do disjuntor, o arco elétrico provoca uma elevada 
temperatura dentro da câmara de extinção, provocando decomposição do óleo e desgaste dos 
contatos. 
A decomposição do óleo forma vários gases, entre eles o hidrogênio que é considerado 
um bom condutor térmico, mantendo essa temperatura elevada no caminho do arco elétrico. 
O arco elétrico é extinto quando o óleo é injetado com uma temperatura menor e com a 
rigidez dielétrica maior, diretamente no ponto onde está formado o arco elétrico. 
Esse movimento do óleo ocorre da seguinte forma: o polo do disjuntor está cheio de óleo 
e quando o disjuntor está fechado, o contato móvel está na parte superior do polo acoplado ao 
contato fixo. Durante a abertura do disjuntor o contato móvel é projetado para a parte de baixo do 
polo, tomando espaço de uma parte do óleo que ali se encontra. O único lugar para onde esse 
óleo pode ir é a parte superior do polo. 
Quando o óleo sobe, a câmera de extinção direciona o óleo que está subindo para a 
parte central do polo, que é justamente onde está se formando o arco elétrico, que é extinto. 
 
Figura 4.7: Processo de abertura de um disjuntor a pequeno volume de oleo. 
4.4.2. Disjuntor a ar comprimido 
 
Trata-se de disjuntores que utilizam o ar comprimido para realizar a extinção do arco 
elétrico formado durante a sua abertura. A sua aplicação é restrita às subestações de 
tensão superior a 69 kV. 
Além de promover a extinção do arco elétrico, o ar comprimido também é 
responsável por gerar o movimento mecânico que faz o acionamento do disjuntor. 
Durante o acionamento o compressor do mecanismo do disjuntor fornece ar 
comprimido na quantidade e pressão necessárias para extinção do arco elétrico. Esse 
procedimento consiste em criar um fluxo de ar sobre o arco, provocado por um diferencial de 
pressão, quase sempre descarregando o ar comprimido para a atmosfera. 
Existem dois sistemas de extinção do arco elétrico com a utilização do ar 
comprimido: sistema unidirecional e sistema bidirecional: 
• Sistema de sopro unidirecional (mono blast): nesse sistema o ar comprimido 
flui por dentro do contato fixo até o ponto onde está sendo formado o arco 
elétrico, promovendo a sua extinção. 
• Sistema de sopro bidirecional (dual blast): nesse sistema o ar comprimido flui 
tanto por dentro do contato fixo como por dentro do contato móvel, atingindo o 
ponto onde está sendo formado o arco elétrico, promovendo a sua extinção. 
Para garantir o bom funcionamento do disjuntor, extinguindo o arco de forma rápida 
e eficiente, o ar comprimido utilizado deve ser limpo, isento de impurezas e sem umidade. 
Esse tipo de disjuntor possui como suas principais vantagens: 
• Rapidez de operação; 
• Meio de extinção (ar) não inflamável; 
• Boa capacidade de extinção do arco elétrico; 
• Fácil captação do meio de extinção (ar) em relação a outros disjuntores. 
Entretanto, esse tipo de disjuntor possui algumasdesvantagens, 
como: 
• Elevado nível de ruído durante a sua operação e durante a reposição do ar 
comprimido; 
• Custo de manutenção elevado; 
• Necessidade de muito espaço físico para sua instalação. 
4.4.3. Disjuntor a sopro magnético 
 
Os disjuntores a sopro magnético utilizam um campo magnético e o ar comprimido 
para a extinção do arco elétrico. Durante a abertura do disjuntor o percurso da corrente 
elétrica é direcionado a passar por uma bobina que limita a intensidade da corrente elétrica. 
Concomitantemente à abertura do disjuntor, um sopro de ar direciona o arco elétrico 
que estava se formando para a parte superior do disjuntor onde se encontra a câmara de 
extinção formada por placas de amianto, promovendo o fracionamento e a extinção do arco 
elétrico.
 
Figura 4.3: Funcionamento de urn disjuntor a sopro magnético.
 
 
Figura 4.9: Ampola de um 
1 - Contato fixo 
2 - Terminação 
3 - Isolador (cerâmica) 
4 - Câmara de comutação 
5 - Fole metálico 
6 - Mancal/guia 
7 - Contato móvel 
8 - Acionamentos 
Esse tipo de disjuntor foi comercializado até o final da década de 1980 e a sua 
principal aplicação ocorreu nas distribuidoras de energia. Não é comum encontrar esse 
disjuntor nas subestações de consumidores. 
4.4.4. Disjuntor a vácuo 
São disjuntores que utilizam o vácuo para a extinção do arco elétrico. Podemos dizer 
que esse sistema é um dos mais eficientes para extinção do arco, pois no vácuo não há 
decomposição de gases, e as câmaras her- meticamente fechadas sobre pressão eliminam o 
efeito do meio ambiente, mantendo um dielétrico permanente. Sem a queima e sem as 
oxidações dos contatos, a ampola a vácuo garante uma resistência de contato baixa, pro-
longando a vida útil do equipamento. 
A câmara de extinção é um recipiente vedado de porcelana ou vidro vitrificado, com 
dois contatos internos que, ao serem acionados, fecham-se, auxiliados por dois foies 
metálicos. 
Caso a ampola a vácuo apresente defeito, ela precisa ser substituída, pois devido à 
sua característica construtiva e ao alto vácuo existente em seu interior, não é possível 
realizar manutenção em seus contatos internos, entretanto a sua vida útil é muito longa. 
Alguns fabricantes chegam a prever que o equipamento pode suportar até trinta mil 
operações.
disjuntor a vácuo. 
O disjuntor a vácuo começou a ser comercializado na década de 1970 e, atualmente, é o 
mais utilizado para a faixa de tensão de 13,8 kV a 34,5 kV pelas distribuidoras de energia. 
 
Nas subestações de consumidores não é tão comum o emprego do disjuntor a vácuo, 
porque o seu preço é mais elevado em relação ao disjuntor de pequeno volume de óleo, porém a 
sua confiabilidade é bem maior e o seu custo de manutenção é muito pequeno. 
4.4.5. Disjuntor a gás 
Esse disjuntor utiliza o gás hexafluoreto de enxofre (SF6) para extinção de arco elétrico. 
O SF6, quando em condições normais, é altamente dielétri- co, não inflamável, não tóxico, 
inodoro e inerte até cerca de 5.00CFC. Seu peso específico é de 6,14 g/l, correspondente a 
cinco vezes o peso do ar. Sua estrutura molecular simétrica e estável torna-o um gás nobre. 
O gás SF6 pode ser utilizado como isolante em disjuntores de 13,8 kV até 500 kV de 
tensão. As suas câmaras são fechadas com o gás injetado sobre pressão. 
Durante o movimento de abertura e fechamento, o gás está presente entre os contatos 
fixo e móvel, devido ao próprio movimento do disjuntor ou através de válvula interna na câmara 
de extinção, que resulta uma eficaz extinção do arco elétrico, acarretando desgaste muito 
pequeno dos contatos, diminuindo, assim, os custos com manutenção. 
4.4.6. Mecanismo dos disjuntores 
O mecanismo do disjuntor é o responsável por impulsionar o contato móvel dos polos, 
promovendo a sua abertura e o seu fechamento. Esse movimento precisa ser rápido e constante 
tanto na abertura quanto no fechamento. 
Nos disjuntores de alta tensão, o sistema mais utilizado, que atende à necessidade de 
rapidez no acionamento, emprega molas que são carregadas manualmente ou por intermédio de 
um motor. 
Os disjuntores possuem duas molas, urna com a função de ligar o disjuntor e outra que o 
desliga. Eventualmente, alguns modelos de disjuntor possuem duas molas para efetuar a 
mesma função (ligar ou desligar). Isso ocorre porque o projeto do disjuntor previu que, para obter 
a força mecânica requerida para efetuar a operação, seriam necessárias duas molas, entretanto 
sempre haverá molas específicas para cada função de ligar e desligar. 
Nesse sistema existe uma manivela, alavanca ou motor, que se encarrega de carregar a 
mola de ligar, deixando o disjuntor em condições de ser ligado, pelo comando elétrico ou pelo 
comando manual. 
Ao fechar o disjuntor, a mola de ligar descarrega, fechando-o e carregando a mola de 
desligar, deixando-a tencionada e em condições de desligar o disjuntor. 
Dentro do mecanismo as molas são mantidas carregadas por uma trava conhecida 
como "bico de papagaio". Ao efetuar um comando de acionamento, essa trava libera a mola 
que se descarrega, promovendo a abertura ou o fechamento do disjuntor. 
Vale destacar que o carregamento manual ou motorizado sempre é feito na mola de 
ligar, pois a mola de desligar é carregada no momento em que o disjuntor está sendo 
fechado. 
4.4.7. Acionamento dos disjuntores 
Conforme estudado no capítulo anterior, o disjuntor atua mediante o acionamento de 
 
molas e o disparo delas ocorre somente após o recebimento de um comando. 
Existem três tipos de comando que podem acionar os disjuntores: 
• Comando manual; 
• Comando elétrico; 
• Comando automático. 
4.4.7.1. Comando manual 
É realizado no próprio disjuntor pelos botões de ligar e de desligar que existem na 
parte frontal do disjuntor. Quando acionado, tanto os botões de ligar como de desligar 
liberam a trava de sustentação da respectiva mola, promovendo a abertura ou o fechamento 
do disjuntor. 
Esse comando deve ser evitado quando possível, pois para pressionar o botão, o 
profissional deve estar muito próximo ao disjuntor e caso venha a ocorrer algum problema 
na instalação durante a operação, o risco de um acidente é maior do que se o profissional 
estivesse mais afastado. 
4.4.7.2. Comando elétrico 
O comando elétrico é realizado através de manopla ou botoeiras fixadas em um 
painel de comando. Esse painel pode ser instalado próximo ao: disjuntor ou em alguma local 
dentro da subestação e até mesmo fora dela. 
Para efetuar esse tipo de comando, o disjuntor deve ser provido de bobina de ligar e 
bobina de desligar. As bobinas fazem a função do comando manual, pois quando 
acionadas, o seu êmbolo atua sobre a trava de sustentação das molas de ligar ou desligar, 
promovendo a abertura ou o fechamento do disjuntor. 
4.4.7.3. Comando automático 
É realizado por meio dos relés de proteção. Trata-se de uma operação automática 
porque, depois de instalados e parametrizados, os relés atuam independentemente de qualquer 
intervenção de um profissional. 
Quando o relé é acionado, devido a alguma anomalia ocorrida na subestação, ele pode 
atuar enviando um comando elétrico para as bobinas de ligar e desligar ou então através de uma 
barra de acionamento que transmite o movimento mecânico do relé diretamente para a trava da 
mola do disjuntor. 
 
 
4.3. Chaves seccionadoras 
São dispositivos destinados a realizar manobras de abertura e fechamento de um 
circuito elétrico sem carga. Em condições normais e com seus contatos fechados, as chaves 
seccionadoras devem ser capazes de manter a condução de sua corrente nominal, inclusive em 
condições de curto-circuito, sem sobreaquecimento. 
Geralmente, as chaves seccionadoras são trifásícas com acionamento simultâneo 
das três fases por intermédio de um comando único. Cada fase é munida de isolador para a 
sustentação do contato fixo e outro isolador para sustentação do contato móvel. O contato 
móvel está ligado em um eixo rotativo