SUBESTAÇOES_Media e Alta Tensao

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SUBESTAÇÕES
ÍNDICE
1. Sistema Eléctrico
2. Subestações Eléctricas – SE
2.1. As funções de uma Subestação
2.2. Tipos de Subestações
2.3. Termos usados para definir partes de uma SE
2.4. Localização dos vários setores de uma SE
3. Tipos de Diagramas Eléctricos utilizados em SE
3.1. Diagramas unifilares simplificados
3.2. Diagramas unifilares completos
3.3. Diagramas unifilares operacionais
3.4. Diagramas funcionais ou elementares
3.5. Diagramas trifilares
3.6. Diagramas sinópticos
4. Equipamentos utilizados na SE
4.2. Chave Seccionadoras
4.2.1 Tipos de Chaves Seccionadoras
4.2.2. Disjuntores
4.2.2.1. Tipos de Disjuntores
4.2.2.1.1. Disjuntor e Bay-passe
4.2.2.1.2. Disjuntor de Transferência
4.2.2.1.3. Disjuntor Religador Automático
4.3. Pára-raios
4.4. Chave fusível
4.4.1. Chave de Aterramento
4.5. Transformadores de Força
4.5.1. Tipos de Transformadores
4.5.1.1. Transformador de Corrente – TC
4.5.1.2. Transformador de Potencial – TP
4.6. Reactor Trifásico de Aterramento
4.7. Cabos Subterrâneos
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4.8. Instrumentos de Medição
4.8.1. Os instrumentos utilizados
4.9. Sistemas de Comunicação
4.9.1. Conjunto Carrier para intercomunicação
4.9.2. Comunicação Digital por meio de fibra óptica
4.10. Sistemas de Protecção
4.10.1. Tipos de Relés utilizados em SE
4.10.2. Exemplos de aplicação de Relés
5. Barramentos
5.1. Arranjos de Barramentos
5.1.1. Tipos de Arranjos
5.1.1.1. Arranjo Físico de uma SE
5.2. Planta de Barramentos e Equipamentos
5.3. Cortes e Vistas Parciais
6. Canaletas para Cabos de Controle
7. Terraplenagem em SE
7.1 Levantamento Topográfico
8. Distâncias de Segurança
9. Aterramento em Subestação
9.1. Tensão de Passo – Ep
9.2. Tensão de Contacto – Ec
9.3. Tensão de Transferência – Et
9.4. Determinação da resistividade do solo
9.4.1. Metodologia e equipamento utilizado
9.4.2. Identificação e escolha dos pontos a serem usados
9.5. Dimensionamento da Malha de Terra de uma SE
9.5.1. Dados de entrada:
9.5.1.1. Resistência medida
9.5.1.2. Dados complementares
9.5.2. Determinar a Resistividade média do solo
9.5.3 Dimensionamento da secção dos condutores da malha
9.5.4 Determinação do número de condutores paralelos da malha
9.5.5 Cálculo do comprimento dos condutores da malha
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9.5.6. Determinação do Potencial de Passo admissível e calculado
9.5.7. Determinação do Potencial de Contacto admissível e calculado
9.5.8 Verificação da Corrente de Choque que passa pelo corpo humano devido ao potencial
de passo na periferia da malha
9.5.9 Verificação da Corrente de Choque que passa pelo corpo humano devido ao potencial
da malha
9.5.10 Verificação da Corrente de Pick-up
9.5.11 Determinação da Resistência de Aterramento da malha
10. O efeito Corona
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1- SISTEMA ELETRICO DE POTENCIA
Podemos considerar que o sistema eléctrico de potencia e basicamente composto dos
seguintes sectores:
- Geração
- Transformação (elevação da tensão)
- Transmissão
- Transformação (abaixamento da tensão)
- Distribuição
Figura 1. Configuração de um sistema eléctrico de potência
Tabela 1 Tensões normalizadas de redes eléctricas de MT&AT
Tensão Normalizada de redes de MT&AT
IEC e ASA
(kV)
Sistema
6 IEC
Distribuição
11 IEC
13,8 ASA
22 IEC
33 IEC
34.5 ASA
66 IEC
Sub-transmissão
69 ASA
110 IEC
138 ASA
220 IEC
EAT (EHV)
Transmissão
230 ASA
275 IEC
345 ASA
400 IEC, ASA
UAT (UHV)500 IEC, ASA
750 IEC, ASA
A energia eléctrica para ser encaminhada desde a geração até a distribuição, tem que ter
meios de dirigi-la adequadamente através de conexões, para que permitam manobrar as linhas
de transmissão e os alimentadores da forma mais confiável possível. Além das manobras,
temos que ter meios de modificar a tensão e regular seus níveis visando melhor atender as
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necessidades dos vários consumidores. Essa variação e regulação dos níveis de tensão são
obtidas através das subestações, que possibilitam enviar adequadamente esses blocos de
energia de um ponto a outro.
2- SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS – “SE”
As subestações são partes componentes do "Sistema de Transmissão" (sistema eléctrico sem
a geração, distribuição e consumidores) e podem ser definidas como sendo um conjunto de 6
equipamentos destinados a transformar e regular as tensões geradas ou transportadas, permitir
a operação segura das partes componentes do sistema, eliminar ou reduzir as faltas e permitir
o estabelecimento de alternativas para o suprimento (o mais continuo possível) da energia
eléctrica.
- As Funções de uma Subestação
Basicamente temos as seguintes funções:
- Transformação: alteração dos níveis da tensão de modo a adequa-lo as conveniências de
transmissão, distribuição e consumo.
- Regulação: regular os níveis de tensão de modo a mantê-los nos limites aceitáveis e
admissíveis.
- Chaveamento: conexão e desconexão de componentes do sistema de transmissão ou
distribuição, para orientar o fluxo de energia e isolar partes com defeitos, mantendo a
continuidade no suprimento de energia eléctrica.
- Algumas subestações, além das funções acima, possuem uma quarta que é a de modificar
os característicos originais da energia eléctrica. Estas subestações são denominadas de
conversoras e destinam-se a modificar a frequência ou a corrente alternada para contínua e
vice-versa. Exemplo, subestação da Hidroeléctrica de Cahora Bassa (HCB) em Songo.
- Tipos de Subestações
Considerando que as subestações podem interligar sistemas eléctricos (duas ou mais fontes),
distribuir energia na tensão de transmissão para outros centros consumidores, ou para
distribuição local em tensões de sub-transmissao e distribuição, podemos considerar os
seguintes tipos de subestações:
- SE Elevadora: recebe energia na tensão de geração e a eleva para tensões de sub-
transmissao ou de transmissão. Embora raras, podem receber energia em tensão de sub-
transmissao e elevar para a tensão de transmissão.
- SE Abaixadora: recebe tensão de transmissão ou sub-transmissao, reduzindo para tensão
de sub-transmissao e/ou distribuição. Dependendo da localização da SE ou da forma como e
conectada ao sistema podemos ter:
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- SE Interligadora: recebe energia de duas ou mais fontes objectivando o transporte para
grandes centros consumidores.
- SE de Transmissão: com características semelhantes a anterior, recebe grandes blocos de
energia e transmite esta energia a outros centros consumidores nas tensões de transmissão
e/ou sub-transmissao.
- SE de Distribuição: destinada a abaixar a tensão ao nível de distribuição e/ou sub-
transmissao de modo adequado para utilização directa de consumidores.
- SE Industrial: recebe energia nas tensões de transmissão ou sub-transmissao e transforma
para a tensão ou tensões de distribuição adequada para a utilização directa na indústria.
Também os sistemas de controlo e protecção dos alimentadores são adequados a indústria.
- Estação de Seccionamento: como o próprio nome indica, sua função única e de
seccionamento de vários circuitos, estabelecendo alternativas de suprimento.
Figura 2. Configuração de um sistema de subestação eléctrica
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- Termos usados para definir partes de uma subestação
Para que uma subestação possa realizar as funções anteriormente descritas, ela e composta de
transformadores, dispositivos para controlo da tensão, disjuntores e chaves seccionadoras,
alem dos dispositivos de controlo comandos e medição) e protecção (reles, fusíveis, pára-
raios, etc.).
Os termos mais utilizados para definir partes de uma SE, são:
- Modulo, Secção ou "bay" de transformador - e a parte da SE que inclui todos os
equipamentos e dispositivos necessários ao bom funcionamento do transformador.
- Modulo, Secção ou "bay" de linha - idem ao anterior, necessários ao bom funcionamento da
conexão de uma LT.
- Modulo, Secçãoou "bay" de Transferência - idem ao anterior, necessários a conexão do
disjuntor de transferência
- Barramento: dispositivo destinado a receber energia de uma ou mais fontes e distribuir a
uma ou mais cargas (o transformador e considerado uma carga). Uma SE pode ter mais de
um barramento com níveis de tensões diferentes. Os barramentos são formados por um
conjunto de condutores eléctricos (cabos, tubos ou barras).
- "Bay-pass": e uma chave seccionadora destinada a oferecer uma alternativa provisória para
o fluxo de energia, enquanto o equipamento principal (disjuntor) esta fora de operação.
- Localização dos vários sectores de uma subestação
Em geral, em uma subestação, os sectores são bem definidos e podem ser identificados como:
- Sector de tensão mais alta;
- Sector de tensão média;
- Sector de tensão mais baixa;
- Casa de comando.
Os sectores de tensão mais alta e média, deve localizar-se de forma a permitir a entrada e
saída de novas linhas de transmissão, acessos para os equipamentos pesados. O sector de
tensão mais baixa, deve localizar-se de modo a permitir a fácil saída de alimentadores de
distribuição. Assim, deve estar sempre voltado para uma rua ou estrada que permita instalar
todos os alimentadores possíveis (não mais de oito). Também não deve estar muito distante
dos transformadores de forca (principalmente se houver cabos de energia).
A casa de comando deve estar localizada de tal forma que permita uma boa visibilidade das
instalações externas da subestação. Alem disso, deve ser construída em um plano um pouco
superior ao pátio externo. Suas dimensões devem comportar adequadamente os painéis de
comando, protecção, sala de comunicações, sala de baterias, escritório, cozinha, sanitários a
almoxarifado. Sob os painéis podemos ter o porão, mini porões ou canaletas para permitir a
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instalação e manutenção dos cabos de controlo de protecção, medição e sinalização. Não
devemos esquecer na definição das dimensões da sala de comando as possíveis ampliações
que poderão ser feitas.
3- DIAGRAMAS
O diagrama e a representação gráfica por meio de símbolos que caracterizam um
equipamento. Numa subestação, indica a quantidade de equipamentos, suas funções e
interligação. Num diagrama deve-se manter a posição real dos equipamentos o mais próximo
possível da realidade.
O diagrama deve possibilitar absoluta clareza a seus usuários, facilitando a sua interpretação.
Procurar fazer traços bem definidos, usando sempre ângulos rectos nas derivações de
barramentos, linhas de alimentação e actuação.
Os diagramas podem ser unifilares, onde todos os condutores são representados por um único
traço e multifilares onde cada condutor será representado por um traço.
- Tipos de diagramas utilizados em subestação
Os diagramas usados em subestação, podem ser completos, simplificados ou específicos.
Abordaremos rapidamente alguns tipos:
- Diagramas unifilares simplificados: indica somente o arranjo funcional eléctrico e a
disposição dos principais equipamentos da SE. Assim, neste tipo de diagrama, figuram os
barramentos, transformadores de forca, reguladores de tensão, banco de capacitores, chaves
seccionadoras, chaves fusíveis, disjuntores, religadores, transformador de aterramento e
chaves de aterramento rápido. Em certos casos, alguns dos equipamentos citados não são
indicados.
- Diagramas unifilares completos: Este tipo de diagrama, alem de indicar os mesmos
elementos do simplificado, indica outros detalhes de medição, protecção e forma de actuação.
Assim, teremos também tipos de TC`s, TP`s, medidores, sistemas de protecção, pára-raios,
comunicação, a quantidade dos equipamentos instalados, seu modo de operação e
intertravamentos. Em última análise, num diagrama unifilar completo podemos saber tudo
sobre a SE sob o ponto de vista funcional e eléctrico, menos os aspectos físicos.
- Diagramas unifilares operacionais: Basicamente são diagramas iguais aos simplificados,
diferenciando deles apenas quanto a identificação dos equipamentos de manobra
(seccionadoras e disjuntores). Estes diagramas, destinam-se ao planeamento e/ou orientação
quanto as operações necessárias de uma SE.
- Diagramas funcionais ou elementares: Este tipo de diagrama e destinado a mostrar o
funcionamento dos equipamentos existentes em uma SE. Geralmente estes diagramas
mostram o funcionamento dos circuitos de comando, sinalização e medição. Nos diagramas
funcionais são indicados os contactos (normalmente abertos ou fechados), elementos activos
(bobinas de accionamento, motores, etc.), sinalizadores (lâmpadas, sirenes, etc.), fusíveis,
fontes de alimentação (C.A ou C.C.).
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- Diagramas trifilares: São representações gráficas dos circuitos eléctricos, levando em
consideração as três fases do sistema trifásico. Destinam-se a detalhar principalmente as
conexões das fases entre si e permitem uma visualização da sequência de fases (faseamento).
Embora pouco utilizados, os trifilares servem para uma análise geral, mas tornam-se
complexos e confusos quando se tenta representar uma SE completa.
- Diagramas sinópticos: É uma espécie de diagrama unifilar simplificado, utilizado sobre os
painéis e mesas de comando, onde o operador pode visualizar se os equipamentos de
manobra se encontram abertos ou fechados.
4 - EQUIPAMENTOS E SUA REPRESENTACAO
- BARRAMENTOS
E um dispositivo eléctrico cuja finalidade e receber energia eléctrica de uma ou mais fontes
na mesma tensão, e distribuir para uma ou mais cargas na mesma tensão. E através do
barramento que são feitas as conexões entre as linhas de transmissão ou distribuição. Podem
ser de tubos, barras metálicos ou cabos de alumínio.
Figura 3. Barramento principal e de transferência
- DISJUNTORES
E um dispositivo eléctrico capaz de interromper a corrente eléctrica com carga, e inclusive
condições de curto-circuito, sem sofrer os danos ocasionados pelo arco voltaico e quando
acoplado a reles, proporciona um perfeito sistema de protecção aos circuitos a ele ligados.
- Tipos de disjuntores:
- Disjuntor com grande volume de óleo
- Disjuntor com volume reduzido de óleo
- Disjuntor a gás
Os dois primeiros diferem em vários aspectos, a começar pelas suas dimensões. O disjuntor a
volume reduzido de óleo possui uma tecnologia mais sofisticada, sendo seu tempo de
abertura dos contactos menor que o de grande volume. Possui ainda a vantagem da facilidade
de manutenção e manuseio podendo ser extraível. Com desvantagem em relação ao de grande
volume, estão as manutenções que devem ser feitas com maior frequência. O disjuntor a gás,
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utiliza o gás SF6 como elemento para eliminar o arco voltaico na chave. Trabalharemos
somente com esses tipos de disjuntores, por serem os mais utilizados, apesar de existir outros
modelos no mercado.
Figura 4. Símbolo de Disjuntor
- Disjuntor com “Bay-pass”
“Bay-pass” ou passagem ao lado, em subestação é uma ponte feita sobre um disjuntor.
Utiliza-se o “Bay-passs” em casos de emergência e por curto espaço de tempo. Sua principal
finalidade e isolar um disjuntor sem interromper o fornecimento de energia. O “Bay-pass” é
feito antes das chaves seccionadoras para que o disjuntor fique isolado em caso de
manutenção.
Figura 5. Chave “Bay-pass” em um disjuntor
- Disjuntor de transferência
Em geral nas Subestações de grande porte, cujo fornecimento de energia eléctrica não deve
ser interrompido, mesmo em caso de avaria no disjuntor, justifica-se a utilização de
disjuntores de transferência.
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Figura 6. Disjuntor de transferência
Tendo somente um disjuntor de transferência no barramento, ele deve ser utilizado somente
no período de manutenção de um outro disjuntor do barramento, devendo estar sempre
disponível para o uso.
Exemplo prático de um disjuntor de transferência ligado nos barramentos principal “BP” e de
transferência “BT”:
Figura 7. Disjuntores de transferência com várias opções
Supondo-se que o disjuntor52-01 esteja ligado, para desligá-lo para uma eventual
manutenção, a sequência de operações utilizando-se o disjuntor de transferência 52-04, seria:
1ª Operação: Fechar as chaves 29-14 e 29-15 do disjuntor de transferência 52-04;
2ª Operação: Fechar a chave 29-06 do “Bay-pass”;
3ª Operação: Fechar o disjuntor de transferência 52-04;
4ª Operação: Abrir o disjuntor 52-01;
5ª Operação: Abrir as chaves 29-05 e 29-07 do disjuntor 52-01.
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Para fechar novamente o disjuntor 52-01, a operação deve ser inversa (da 5ª para a 1ª
operação, trocando o abrir por fechar e vice-versa), lembrando que nessa operação de
manobra, a tensão deve sempre passar pelo disjuntor devido ao arco voltaico, sendo que as
chaves seccionadoras devem ser operadas sempre sem tensão e após abertura do disjuntor.
Muito importante observar que a manobra de fechamento ou abertura de um
barramento de subestação, deve ser sempre realizada por meio do disjuntor, que
elimina o arco eléctrico através do óleo, do gás, etc.
Utilizando-se do mesmo diagrama, abrir o disjuntor 52-03, mantendo em operação essa saída
da subestação, utilizando-se do disjuntor de transferência 52-04. Após feita essa operação,
voltar a religar o disjuntor 52-03.
Abrir o 52 - 03:
1ª Operação: Fechar as chaves 29-14 e 29-15 do disjuntor de transferência 52-04.
2ª Operação: Fechar a chave 29-12 do “Bay-pass”.
3ª Operação: Fechar o disjuntor de transferência 52-04.
4ª Operação: Abrir o disjuntor 52-03.
5ª Operação: Abrir as chaves 29-11 e 29-13.
Fechar o 52 - 03:
1ª Operação: Fechar as chaves 29-11 e 29-13.
2ª Operação: Fechar o disjuntor 52-03.
3ª Operação: Abrir o disjuntor de transferência 52-04.
4ª Operação: Abrir a chave 29-12 do “Bay-pass”.
5ª Operação: Abrir as chaves 29-14 e 29-15 do disjuntor de transferência 52-04.
Disjuntor Extraível: São utilizados em tensão até 69 kV, e são facilmente removíveis do
circuito. No símbolo as setas indicam que o equipamento pode ser retirado do circuito, pois
não possuem ligações permanentes. Para esse caso não há necessidade de chaves
seccionadoras para isolar o disjuntor. Em caso de manutenção basta remove-lo do circuito.
Figura 8. Disjuntor extraível
- RELIGADOR AUTOMATICO
O religador automático é um disjuntor simples acoplado a um sistema de religamento
automático que pode ser electrónico ou hidráulico. Os religadores automáticos são utilizados
nas saídas dos alimentadores de 13,8 kV e 34,5 kV da rede de distribuição das subestações,
para permitir que os defeitos transitórios sejam eliminados sem a necessidade de
deslocamento de pessoal de manutenção para percorrer o alimentador em falta.
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Como o religador possui um relé de religamento (geralmente ajustado para três religamentos
de 3 segundos), num curto-circuito rápido, por exemplo, ocasionado por um galho de árvore
que venha a cair sobre os cabos de um alimentador num dia de chuva com vento, e sair de
cima dos cabos nesse período de ajuste dos três religamentos, evita que o alimentador seja
desligado e a equipe de manutenção seja chamada, privando com isso que os consumidores
fiquem sem energia eléctrica por um período de tempo maior.
Figura 9. Religador automático
Figura 10. Religador automático instalado na saída de 13,8 kV.
- TRANSFORMADORES
Transformadores de Potência são dispositivos destinados a transformação de tensão e
corrente sem que se altere a potência.
- Tipos de Transformadores:
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Transformador de Potência de dois enro1amentos.
Transformador de Potência de três enro1amentos.
Transformador regulador de tensão.
Alto transformador.
Importância: E um dos principais dispositivos eléctricos existentes em uma subestação,
responsável pela transformação e distribuição de energia em diversos níveis de tensão e
corrente.
Figura 11. Símbolos de um transformador de potência
- REATOR TRIFASICO DE ATERRAMENTO
É um dispositivo utilizado na tensão 13,8 kV ligado em triângulo, com a função de conseguir
um neutro artificial, para detectar quando o cabo vier a encostar no solo, fazendo actuar os
dispositivos de protecção. Ele é constituído de apenas um enrolamento ligado em zigue-zague
com o neutro aterrado. Ele é conectado ao terciário do transformador quando este é ligado em
triângulo.
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Figura 12. Reactor trifásico de aterramento ligado em zig-zag
Figura 12. Reactor trifásico de aterramento com chave seccionadora
Importante: Esse equipamento e indispensável a protecção das redes 13,8 kV que são ligadas
em triangulo, pois se o cabo da rede cair ao chão, o mesmo iria permanecer energizado e uma
falta a terra não seria detectada colocando em riscos a vida humana.
- CHAVES DE OPERACAO
- Chave seccionadora: e um dispositivo eléctrico destinado a isolar um circuito ou trecho de
circuito ou um equipamento. Normalmente esta intertravada com um disjuntor, porque só
pode ser aberta ou fechada quando esse disjuntor estiver também aberto, ou seja, jamais pode
ser operada com carga.
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Representamos a simbologia da chave seccionadora sempre aberta (desligada), independente
de como esteja na subestação.
- Chave fusível: e uma chave seca acoplada a um elemento fusível. Serve tanto para
protecção quanto para manobra, sendo usada principalmente na tensão de distribuição 13,8
kV.
- Chave de aterramento: e uma chave seca que serve para ligar uma linha de transmissão a
terra todas as vezes que ela for desligada para manutenção, fazendo com que haja protecção
contra a tensão que aparece nas linhas desenergizadas, devido a electrização por fricção
causada pelo vento e devido ao efeito capacitivo da linha. Também dentro da área de
segurança e de uso obrigatório todas as vezes que a rede for desligada para manutenção e o
pessoal estiver trabalhando nas torres, evitando com isso que a mesma seja ligada causando
um serio acidente. Normalmente esta intertravada com a chave seca situada no barramento.
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- Chave de aterramento rápido: serve para provocar um curto-circuito propositado na linha,
fazendo operar a protecção da subestação mais próxima. Em geral, usado nas subestações
pequenas.
- MUFLAS TERMINAIS PRIMARIAS
E um dispositivo destinado a restabelecer as condições de isolação da extremidade de um
condutor isolado quando este e conectado a um condutor nu. Ha uma grande variedade de
muflas, porem as mais conhecidas são as muflas constituídas de um corpo de porcelana
vitrificada com enchimento de composto elastomérico e fornecidas com o kit que contem
todos os materiais necessários a sua execução. Esse tipo de mufla pode ser singelo ou
trifásico. O primeiro destina-se as terminações dos cabos unipolares (muflas terminais
singelas), enquanto o segundo tipo e utilizado em cabos tripolares (muflas terminais
trifásicas). Podem ser utilizadas tanto ao tempo quanto em instalações abrigadas.
Actualmente, as terminações constituídas de material termocontratil têm sido utilizadas com
muito sucesso, em substituição as tradicionais, porem, eficientes muflas de corpo de
porcelana. A simplicidade da emenda e a facilidade de sua execução, além da
compatibilidade de preço fazem das terminações termocontrateis um produto altamente
competitivo.
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-PARÁ-RAIO
E um dispositivo destinado a proteger os circuitos e os equipamentos a eles ligados de
descargas atmosféricas, as quais ocasionam sobretensão na linha podendo danificar os
equipamentos, caso não estejam protegidos. Devido a estas características, os pára-raios são
colocados as entradas e saídas de linhas de transmissão e redes de distribuição que chegam ou
saem das subestações, como também na entrada e saída dos transformadores de força.
Exercício 1:
Desenhar o diagrama unifilar de uma subestação que recebe uma tensão de 230 kV e que
deverá conter no seu barramento os seguintes equipamentos: 3 pára-raios, chave de
aterramento rápido, disjuntorcom seccionadoras e Bay-passe, sendo que o disjuntor esta
ligado ao barramento principal e o Bay-passvai ligado ao barramento de transferência, ambos
de 230 kV. Do barramento principal saem um circuito com disjuntor, seccionadoras e Bay-
passe, 3 pára-raios, transformador de forca de três enrolamentos ligado em
estrela/estrela/triangulo, tensão superior - 230 kV, tensão média - 69 kV e tensão inferior -
13,8 kV. Após o transformador tem 3 pára-raios, disjuntor e seccionadoras e os barramentos
principal e de transferência de 69kV. Logo após os barramentos tem o disjuntor e as
seccionadoras e o Bay-passe na saída 3 pára-raios. Nos barramentos de 230 kV e 69 kV estão
instalados os disjuntores de transferências, que vão interligar o barramento principal com o de
transferência. Ligado no terciário do transformador temos um reactor trifásico de aterramento.
5 - ARRANJOS DE BARRAMENTOS
Como vimos nas funções da subestação, para que aquelas sejam completas em uma SE, se faz
necessário estudar a disposição eléctrica relativa das barras, entre si, e em relação aos
dispositivos de manobra dos circuitos. Esta forma de realizar a conexão eléctrica entre os
vários circuitos e representada pelo Arranjo de Barramento.
Para seleccionar o arranjo mais adequado a cada SE e conveniente levar em conta alguns
Critérios básicos conforme a seguir:
- Flexibilidade de operação
- Segurança do sistema eléctrico
- Simplicidade do sistema de protecção
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- Facilidade de manutenção
- Possibilidade de limitação do nível de curto-circuito
- Possibilidade de fácil expansão
E obvio que associado aos critérios acima, devemos ter sempre em mente o aspecto custo da
instalação. Todavia, o custo (economia) não deve interferir no aspecto técnico a ponto de
prejudicar o desempenho da instalação.
Este custo não e apenas o custo de implantação da SE, mas deve-se considerar o custo de uma
interrupção no fornecimento de energia, as despesas com manutenção e os custos devido a
impossibilidade de operação do sistema em condições económicas óptimas.
Embora os critérios mencionados sejam validos na orientação da escolha do arranjo de uma
SE, e claro que aspectos particulares de cada empresa, o grau de importância dado a cada um
dos critérios e os aspectos subjectivos do projectista darão características particulares a cada
SE.
- ARRANJO COM BARRA SIMPLES
Basicamente e composto de uma única barra, na qual são conectadas as LT`s e os
transformadores. Geralmente e utilizado em sistemas radiais para subestações de media
importância. Este arranjo e adoptado para algumas SE`s de distribuição e industriais. Oferece
as vantagens da simplicidade, baixo custo e manobras simples. Como desvantagens,
apresenta pouca flexibilidade de operação, dificuldades para a manutenção, pois exige
desligamentos, interrompendo o fornecimento de energia.
- ARRANJO COM BARRAS PRINCIPAL E TRANSFERENCIA
Este sistema de arranjo apresenta uma boa confiabilidade, permite manobrar qualquer um dos
disjuntores (LT ou transformador), sem que haja necessidade de interromper o fornecimento.
Embora mais caro, o arranjo com barra de transferência ou auxiliar ou "by-pass" e uma
solução intermediaria que satisfaz as necessidades operacionais da maioria das SE`s. Vamos
analisar a figura abaixo para se ter uma boa compreensão do sistema.
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Observando a figura, concluímos que o disjuntor de transferência (o que energia a barra de
transferência) pode substituir qualquer um dos demais disjuntores, porem um de cada vez.
Quando o disjuntor de transferência estiver em operação, toda a protecção do circuito
substituído devera ser transferida para actuar sobre ele. Economicamente esta solução não e
muito onerosa se comparada com outros arranjos de vantagens técnicas semelhantes.
Os recursos operacionais deste arranjo podem ser melhorados se introduzirmos o
seccionamento da barra principal conforme a figura abaixo.
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- BARRAS DUPLAS
De um modo geral, este tipo de arranjo e utilizado onde há necessidade de varias conexões de
fontes ou linhas. Esta flexibilidade e exigida nas SE`s importantes onde os valores de
corrente são elevados.
Embora a manutenção de uma barra não cause grandes transtornos, a manutenção das
seccionadoras e bastante difícil, exigindo em alguns casos o desligamento do circuito. Uma
variação deste sistema, e também mais cara, e a utilização de uma barra auxiliar, mostrada a
seguir.
O sistema mostrado na figura acima, operacionalmente mais completo, pois o disjuntor de
acoplamento a barra auxiliar garantira a continuidade do fornecimento de energia durante a
manutenção de uma das conexões normais. Todavia, tem como inconveniente, alem do
elevado custo, a manutenção difícil das seccionadoras da barra auxiliar.
Para tensões superiores a 230 kV e instalações de grande importância, podemos acrescentar
mais um disjuntor nas conexões directas dos barramentos, mostrado na figura a seguir.
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Este arranjo, alem do custo elevado devido a grande quantidade de disjuntores e
seccionadoras, exige uma maior sofisticação da protecção, manutenção mais onerosa e
espaços físicos maiores.
- BARRAMENTO EM ANEL
A solução com barramento em anel e extremamente interessante, principalmente em
instalações de médio porte. Este sistema permite que um disjuntor saia de serviço sem
prejudicar o fornecimento de energia. O sistema consiste em ter um barramento em forma de
anel onde teremos para cada conexão do barramento, um disjuntor com as respectivas
seccionadoras, mostrado a seguir.
E fácil observar que. Este arranjo obriga que todos os equipamentos inseridos no anel, sejam
dimensionados para a máxima corrente prevista na instalação. Este aspecto, limita o número
de circuitos a serem conectados no anel. Um bom numero e de seis a oito conexões. Sob o
ponto de vista de manutenção, o sistema permite faze-la sem interrupção, já que haverá
sempre uma segunda alternativa para o fluxo de energia, para cada uma das conexões. Porem
uma falta em um trecho do barramento, terá o efeito semelhante ao de uma barra simples,
muito embora esta falta, na maioria dos casos, possa ser isolada. Para ampliações, o sistema
em anel não e muito flexível, razão pela qua1 e1e deve ser adoptado para SE`s onde o
numero de conexões e definido e as ampliações previsíveis. O anel e solução bastante
utilizada para SE`s tipo distribuição, onde uma LT e seccionada para sua energizacao. O
sistema de protecção e relativamente simples quando restrito as LT`s e/ou conexões,
tornando-se mais complexo quando se deseja proteger o barramento.
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- ARRANJO TIPO UM DISJUNTOR E MEIO
Este sistema combina as caracteristicas vantajosas dos arranjos em anel e de barra dupla. O
nome deve-se ao fato de que para cada duas conexoes a barra, necessitamos de 3 disjuntores
ou seja,para cada conexao um disjuntor e meio. A figura a seguir mostra esse tipo de arranjo.
Um disjuntor e meio:
Com este arranjo, e possível seleccionar a barra adequada, alem de dispor de um disjuntor
reserva para cada par de conexão. Como o arranjo necessita de um grande número de
disjuntores, seccionadoras e de outros equipamentos, todos dimensionados para suportar pelo
menos a carga total de dois circuitos, o seu custo e elevado e a instalação e complexa.
Também a manutenção exige maiores cuidados e o sistema de protecção também e mais
complexo. Em alguns casos poderemos ter problemas com a capacidade nominal dos
equipamentos necessários. A alta confiabilidade do arranjo com um disjuntor e meio e a
grande flexibilidade de operação, e particularmente adequada em SE`s conectadas a várias
fontes de energia, possibilitando a operação individual de circuitos. Normalmente este
sistema e empregado para SE`s de 230 kV e superiores.
Planeamento de Redes eléctricas
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6 - SISTEMAS DE MEDICAO
A finalidade dos circuitos de medição, em Subestações e manter umauto-controle, do fluxo
de energia recebida e distribuída de maneira a propiciar conhecimento de níveis de demanda,
em diversos períodos, com possibilidades de melhores procedimentos. A seguir daremos as
funções dos diversos equipamentos usados em medição bem corno os seus respectivos
símbolos.
- TRANSFORMADOR DE CORRENTE – TC
Os transformadores para instrumentos são usados para medição de grandezas básicas, como:
Tensão, corrente, frequência, factor de potência, potência activa e reactiva, etc. Estas medidas
são feitas através da redução dos valores primários das correntes e tensões, uma vez que
medidas directas em circuitos de alta tensão ou alta corrente implicariam em:
a) Riscos para os operadores que estiverem nas proximidades dos instrumentos.
b) Imprecisão dos instrumentos devido as forcas electrostáticas.
c) Difícil isolaçao dos instrumentos de medida de protecção.
Transformador de corrente de barra, ligado no barramento de 230 kV.
Quanto a ligação, os TC`s são sempre monofásicos e dispõem, em geral, de dois terminais
primários ligados ao circuito cuja corrente desejamos utilizar. O TC e instalado em serie com
a linha, ligando-se cada um dos seus terminais primários a uma das extremidades da trecho
seccionado.
PRECAUÇÕES NA UTILIZAÇÃO DOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE:
Planeamento de Redes eléctricas
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Ao contrário dos transformadores comuns, o TC, por ser ligado em serie com a linha, não
sofre efeitos prejudiciais ao serem curto-circuitos seus terminais secundários. A corrente
secundaria, dependendo apenas da corrente primaria e da relação de transformação, não será
influenciada por essa ligação, que equivale a aplicação de uma carga de impedância nula no
Secundário. Por outro lado, a abertura do circuito secundário (que equivale a uma carga de
impedância infinita) acarreta graves consequências. No havendo amperes-espiras secundários
para compensar os amperes-espiras primários, toda a corrente primaria age como corrente de
magnetização do núcleo. Nessas condições a densidade de fluxo no núcleo pode atingir
valores que excedem o nível de saturação. Surge então, entre os terminais secundários uma
tensão de valor elevado, que pode danificar o transformador e por em perigo o operador. Por
essa razão os transformadores de corrente nunca devem ser ligados com o secundário aberto.
O secundário e previsto para uma corrente normalizada de 5 amperes, quando no primário
circular a corrente nominal do transformador. Essa relação, em geral, e um numero inteiro
que pode ser especificado em valores concretos, por exemplo, 600/5A.
- Transformador de corrente tipo barra - E aquele cujo enrolamento primário e constituído por
uma barra fixada através do núcleo do transformador, cuja simbologia e demonstrada no
quadro anterior
- Transformadores de corrente tipo bucha - Possuem características físicas especiais, pois são
construídos para serem instalados imersos dentro de disjuntores ou transformadores, usando o
condutor que vem da bucha primária desse equipamento como seu primário, e a bobina do
seu secundário fica em torno desse condutor utilizando-se do seu campo magnéticas demais
finalidades são idênticas ao TC instalado na linha. Observe a simbologia no quadro abaixo:
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- TRANSFORMADOR DE POTENCIAL – TP
E um transformador para instrumento onde o enrolamento primário e ligado em derivação
com o circuito eléctrico e o enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de
equipamentos de controlo, medição e protecção. Os TP`s são projectados para terem tensão
secundária nominal padronizada em 115V, sendo a tensão primária nominal estabelecida de
acordo com a tensão entre fases em que o TP será ligado. Eles são empregados para alimentar
instrumentos de alta impedância (voltímetros, bobinas de potencial de wattímetros, bobinas
de potencial de medidores de energia, reles de tensão, etc.), a corrente secundária I2 e muito
pequena e por isso se diz que são transformadores de potência que funcionam quase a vazio.
Pode também ter três enrolamentos.
- CHAVE COMUTADORA OU DE TRANSFERENCIA
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São chaves destinadas a medição de tensão e corrente nas 3 fases do circuito utilizando-se de
somente um medidor de tensão e um de corrente.
- INSTRUMENTOS DE MEDICAO
Tipos:
a - Gráficos
b - Indicadores
c – Totalizadores
a) Instrumentos gráficos ou Registadores: são instrumentos que nos dão as leituras
graficamente através de fita ou disco de papel obedecendo um determinado período que pode
ser hora, dia, semana, etc. Desta maneira, tem-se um registo das variações da grandeza num
determinado espaço de tempo. Esse registo e também feito por computador.
b) Instrumentos indicativos: são instrumentos que fornecem o valor da grandeza no instante
da leitura. Podem ser analógicos ou digitais.
c) Instrumentos totalizadores: Fornecem o valor total da grandeza ao longo de um período.
Indicativos:
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Exercício 2:
Desenhar o diagrama de uma subestação, que devera possuir seguintes equipamentos: 3 pára-
raios, chaves seccionadoras, disjuntor com 3 TC's instalado nas suas buchas cuja relação e de
200-5A. Os TC's da entrada do disjuntor alimentam um wattímetro, um varímetro e um
amperímetro de 0-200A e sua chave comutadora amperimétrica. Logo após o disjuntor, estão
ligados dois TP's, ligação em V protegidos por chaves fusíveis de 6 A, ligados a uma chave
Comutadora voltimetrica e esta a um voltímetro de 0-40 KV. Após o TP temos um
transformador 5 MVA, cujas tensões são 34,5 kV / 13,8 kV, ligação estrela/triangulo. A
conexão do secundário do transformador ao barramento de 13,8 KV e feita através de um
disjuntor extraível. Do barramento, saem dois circuitos alimentadores, contendo cada um,
medição de corrente com TC's de 100-5A, ligação ARON. Os TC' s alimentam, por meio de
uma chave comutadora amperimétrica um amperímetro de 0-100 A. Os alimentadores
deverão conter religadores automáticos com chaves seccionadoras e Bay-pass três pára-raios.
No barramento estão conectados dois TP's com ligação em V no primário e V aterrado no
secundário, protegido por chaves fusíveis de 6A. Ligado aos TP's
por meio de uma chave comutadora voltimetrica, esta um voltímetro de 0-18 kV.
armindo
Highlight
armindo
Highlight
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7 - SISTEMAS DE PROTECAO
Como o nome específica, a sua finalidade e a protecção dos circuitos através de diversos
dispositivos chamados Reles. O relé e um dispositivo destinado a protecção, sinalização e
comando de circuitos, podendo ser electromecânico ou electrónico. Basicamente todo relé
mecânico possui:
- Órgão Motor: e aquele que impulsiona os demais mecanismos do relé podendo este ser
mecânico, pressão de nível, indução magnética, temperatura, etc.
- Órgão Antagónico: e o elemento que se opõe ao movimento do relé e faz com que, uma vez
terminado a actuação de órgão motor, volte a sua posição normal. Estes órgãos podem ser
molas, pesos, etc.
Os reles electrónicos evidentemente não possuem órgão antagónico e voltam a sua posição
normal por um dispositivo de reset. Os reles são representados traves de numerus e a
numeração usada e padronizada pela ASA e adoptada no Brasil, e que estão representados a
seguir:
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Planeamento de Redes eléctricas
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Para representar as ligações de reles dentro do esquema unifilar usaremos duas linhas, que
representaram a alimentação e a actuação do reles. A linha de alimentação traz ao relé a
informação do circuito, e a linha de actuação indica onde o relé vai actuar depois de receber a
informação.
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- APLICACÕES DOS RELÉS DE PROTECÇAO
A seguir daremos algumas aplicações dentro do diagrama unifilar dos relés mais usados em
subestações:
1 - Aplicação dos relés de distância (121 de 1ª zona e 221 de 2ª zona), direccional de sobre
corrente (67), bloqueio de fechamento de barramento (86B), relé de tempo de parada ou deabertura (62X de secundário ou 62B de barramento), de controlo selectivo ou de transferência
(83T) e abertura do disjuntor (94).
2 - Aplicação dos reles temporizados de corrente de CA (51 para fase e 51N para neutro),
detector de corrente (95.
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3 - Aplicação dos reles de recepção por onda portadora (85) e de bloqueio de abertura (68).
4 - Aplicação do relé de religamento de CA.
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5 – Aplicação do relé diferencial de barramento
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6 – Aplicação de reles de protecção de transformador e relé diferencial e relé diferencial.
Exercício 3:
Confeccionar o diagrama de uma SE que devera possuir os seguintes equipamentos: três
pára-raios, chave de aterramento intertravada com chave seccionadora do disjuntor, disjuntor
com tres TCs (relação 300-5A) instalados nas suas buchas de entrada e saída, seccionadoras e
baypasse. Após o disjuntor, temos os barramentos principais e transferência. Do barramento
principal sai um circuito com seccionadoras, disjuntor com TCs (relação 300-5A) instalados
nas suas buchas de entrada e saída e baypasse, um transformador de 20 MVA, com tensões de
69 kV e 13,8 kV, ligação estrela /triangulo. Na saída do secundário do transformador
encontramos um TP de 13800V / 115V, protegido por chave fusível, cuja ligação e estrela -
delta aberto, alimentando um relé de sub- tensão que actua sobre o disjuntor do primário do
transformador. Após o TP, encontramos chaves seccionadoras, um religador automático e três
pára-raios. Nas buchas de entrada e saída desse religador automático encontramos TC`s com
relação 600-5A, sendo que os TCs de saída são ligados a reles de sobre - corrente
temporizado e instantâneo de fase. Estes reles actuam sobre o disjuntor do primário do
transformador e sobre o religador automático. Na saída encontramos três pára-raios. O
transformador possui protecção através de relé térmico de topo de óleo, relé térmico, relé
buchholtz, chave de nível que actuam no relé de bloqueio do transformador que actua nos
disjuntores de entrada e no religador automático. Esse relé através de uma chave de
transferência também actua no disjuntor de transferência instalado entre os barramentos
principal e de transferência. No transformador encontramos instalados um relé diferencial que
actua no relé de bloqueio. Esse relé e alimentado pelos TCs de saída do disjuntor de entrada
do transformador e pelos TCs de entrada do religador automático. Não esquecer que os TCs
que não possuírem ligação devem ter o seu secundário curto circuitado.
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8 - SISTEMA DE COMUNICACAO
Hoje a comunicação entre as centrais e subestações se da por meio do cabo OPGW, que e um
cabo de alumínio que tem dentro de si os pares de fibra óptica. Esse cabo esta situado em
cima das torres, substituindo o cabo guarda ou cabo pára-raios. Algumas subestações mais
antigas utilizam-se do sistema de ondas portadoras de rádio frequência (RF), o "carrier". Este
sistema utiliza-se do próprio condutor da linha de transmissão, sendo indispensável linha
própria.
Comunicação por meio de carrier instalado numa linha de 230 kV.
Esta corrente de "RF" e injectada na LT não se misturando com a corrente da AT, por terem
tensões e frequências diferentes. A tensão e a frequência do carrier dependem de uma serie de
factores, mas em geral são inferiores a 10V e da ordem de 100 kHz. Para separar a corrente
de "RF" da corrente de baixa frequência (50-60 Hz) da AT, lança-se das propriedades dos
capacitores e das bobinas (sistema ressonante), que e calculado para bloquear a corrente de
alta frequência. Uma bobina de baixa indutância não oferecera reactância considerável a uma
corrente de 50-60 Hz, já em corrente de alta frequência (100kHz) a reactância torna-se tão
elevada que impede a passagem da corrente, veja a fórmula: XL = 2πfl. Para os capacitores, a
propriedade e ao contrario pois:
E quanto maior a frequencia menor sera a reatancia capacitiva. No sistema ressonante, a
bobina instalada em paralelo com o capacitor, provoca a reatancia indutiva sendo
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denominada de bobina de bloqueio. A associacao destes varios elementos permite representar
o "Carrier".
Exercício 4:
Desenhar uma parte de um diagrama unifilar completo de uma SE, que deverá conter os
seguintes equipamentos: Três pára-raios, conjunto de comunicação carrier, chave de
aterramento intertravada com a seccionadoradora do disjuntor, seccionadoras, disjuntor (52-
01) e “Bay-pass”, ligados nos barramentos principais (BP) e de transferência (BT) de 230 kV.
Interligando ambos os barramentos (BP e BT) temos um disjuntor de transferência (52-02). O
disjuntor da entrada (52-01) e o disjuntor de transferência (52-02) dos barramentos BP e BT,
possuem nas buchas de entrada e saída, dois TCs de bucha cuja relação de transformação de
todos e 1200-5A.Antes da ligação do “Bay-pass” no barramento principal temos TPs de três
enrolamentos de 230000V - 115V para sincronismo/medição e protecção.
Saindo dos barramentos BP e BT tem-se um circuito com seccionadoras, disjuntor (52-03) e
“Bay-pass”, sendo que as buchas de entrada e saída do disjuntor (52-03) possuem dois TCs
de bucha, sendo que a relação de transformação de todos e 1200-5A.
A seguir tem-se três pára-raios, um transformador de força de três enrolamentos de 230 kV
/138 kV / 13,8 kV, ligação estrela/estrela/triangulo. Esse transformador possui nos três
enrolamentos TCs de bucha cuja relação de transformação é: 1200-5A no primário e
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secundário, e 3000-5A no terciário. A seguir tem-se três pára-raios, seccionadoras, disjuntor
(52-04) e “Bay-pass” ligados nos barramentos BP e BT de 138 kV. Esses barramentos de 138
kV são interligados através de um disjuntor de transferência (52-05).
Saindo desses barramentos tem-se um circuito com seccionadoras, disjuntor (52-06), Bay-
passe, dois TCs de bucha do 52-06, sendo um na entrada e o outro na saída cuja relação de
transformação e 300-600-5A, TP de três enrolamentos de 138000V/115V para
sincronismo/medição e protecção, conjunto de comunicação carrier e três pára-raios. No
barramento principal de 138 kV, tem-se TPs de três enrolamentos de 138000V/115V para
sincronismo/medição e protecção.
Quanto a protecção e medição da subestação tem-se os primeiros TCs de bucha dos
disjuntores 52-01, 52-02 e 52-03 são interligados e alimentam o relé diferencial do
barramento de 230 kV, que actua no relé de bloqueio desse barramento e que desliga todos os
disjuntores ao barramento de 230 kV (52 - 01,02 e 03). O segundo TC do disjuntor 52-01,
alimenta através de uma chave comutadora amperimétrica (43A) um amperímetro (A), um
wattímetro (W) e um varimetro (VAr).
Nas buchas de saída desse disjuntor, o primeiro TC alimenta reles de distância de 1ª zona
(21/1a zona) e 2a zona (21/2a zona), relé direccional de sobre corrente de CA de neutro (67N)
e relé detector de corrente (95). O relé 21/1a zona actua nos reles de abertura do disjuntor (94)
e relé de tempo do terciário (62Y). O relé 94 actua no disjuntor 52-01. O relé 62Y actua no
relé de tempo (62B) no barramento de 230 kV e este vai ao relé de bloqueio do barramento
(86B) que desliga todos os disjuntores de 230 kV. O relé 21/2a zona actua no 21X e este usa
a linha de actuação que vem do relé 21/1a zona que vai aos reles 94 e 62Y. O relé 67N
também usa essa mesma linha de actuação para os reles 94 e 62Y.
O segundo TC desse disjuntor alimenta os reles de distância (21P), relé de distância (21S),
relé direccional de sobrecorrente de CA (67NT) e relé de bloqueio de abertura (68) por faltas
externas em uma linha de transmissão. Os relés 21P, 21S e 67NT vão actuar num relé de
recepção por onda portadora, e esse vai actuar num relé de tempo do secundário (62X) e no
disjuntor 52-01, através da linha de actuação que sai do relé 94. O relé 62X usa a mesma
linha de actuação que sai do relé 62Y e que actua no relé de tempo(62B) no barramento de
230 kV e depois no de bloqueio 86B.
O segundo TC da entrada do disjuntor 52-03 não possui ligação, portanto a sua saída do seu
secundário e curto-circuitada. O mesmo deve ser feito com o primeiro TC da saída desse
disjuntor, pois não possui ligação. O segundo TC de saída desse disjuntor alimenta os reles:
de sobrecorrente de fase temporizado (51), de sobrecorrente de fase instantâneo e
temporizado de neutro (50/51N) e detector de corrente (95). Desse TC também saem
alimentação para os seguintes medidores: amperímetro, wattímetro, varimetro e cosefimetro.
O transformador possui protecção de reles de imagem térmica no primário, secundário e
terciário (49H,X e Y) com chave de bloqueio de actuação do relé (49S), termómetro de topo
de óleo (26), relé de sobre pressão de líquido ou gás (63T) e indicador de nível de óleo (71T),
que actuam no relé de bloqueio do transformador (86T) e desse aos disjuntores 52-03, 52-04
e que através de chaves de transferências (83T), actuará nos disjuntores de transferências (52-
02 e 52-05). Interligado através dos TCs de bucha do primário e secundário do transformador,
Planeamento de Redes eléctricas
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tem-se um relé de protecção diferencial do transformador que actua no relé de bloqueio do
transformador (86T). O TC do terciário do transformador alimenta o relé de sobrecorrente de
fase temporizado (51), chave comutadora amperimétrica e um amperímetro. O relé 51 actua
no relé de bloqueio do transformador (86T).
O primeiro TC da bucha de entrada do disjuntor 52-06, alimenta reles de distância de 1ª zona
(21/1a zona) e 2a zona (21/2a zona), relé direccional de sobre corrente de CA de neutro (67N)
e relé detector de corrente (95). O relé 21/1a zona actua no relé de abertura do disjuntor (94).
O relé 94 actua no disjuntor 52-06 e no relé 62B do barramento de 138 kV e desse ao relé de
bloqueio do barramento (86B). O relé 94 actua através de chave de transferência, no disjuntor
de transferência do barramento de 138 kV. O relé 21/2a zona actua no 21X e este usa a linha
de actuação que vem do relé 21/1a zona que vai ao relé 94. O relé 67N actua no relé 94.
O relé de bloqueio desse barramento, desliga todos os disjuntores de 138 kV, inclusive o
disjuntor de transferência (52-05). O segundo TC da saída do disjuntor, alimenta os seguintes
instrumentos de medição: cosefimetro, chave comutadora amperimétrica, amperímetro,
wattímetro e varimetro.
9 - "LAY-OUT" DE SUBESTACOES
Antes de entrarmos especificamente no assunto da elaboração de "lay-out" vamos analisar
alguns cuidados que devemos ter com a escolha dos terrenos para SE`s.
- ESCOLHA DE TERRENOS
Definido o tipo de SE, o diagrama unifilar (arranjo) e seus principais objectivos, o passo
seguinte e a escolha do local mais adequado para sua construção. Para esta escolha e
importante observar os seguintes pontos:
- Situação em relação as cargas previstas e existentes: se possível deve localizar-se o mais
perto possível das grandes concentrações de cargas (centro de carga), respeitados os aspectos
de custo das LT`s e do terreno da SE. Se a SE for do tipo distribuição, sua posição deve
permitir a saída dos alimentadores (13,8 e 34,5 kV) nas ruas próximas e que atinjam as cargas
com o menor comprimento possível. Se a SE for do tipo transmissão ou interligados deve
situar-se numa região que permita a saída (chegada) de futuras LT`s atingindo o mínimo de
propriedades e benfeitorias (casas, loteamentos, construções diversas, etc.).
- Dimensão e tipos de terrenos: o tamanho do terreno deve permitir a construção da SE, não
só para sua fase inicial, mas também prever, as ampliações futuras.
- Características do solo - as características do solo devem ser:
- Alto se possível
- Seco e firme
- Possibilite o escoamento das 'aguas pluviais
- O mais plano possível
- Não possuir rochas que dificultem a terraplenagem
- Acessos para a SE - Os acessos para as SEs devem possuir características que permitam o
transporte de grandes e pesados equipamentos em carretas. Os principais pontos a serem
observados nos acessos são:
Planeamento de Redes eléctricas
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- Largura suficiente para a passagem de carretas
- Poucas curvas e quando existirem, com raios de curvatura adequados para as carretas.
- Não devem ser íngremes a ponto de dificultarem o transporte de grandes equipamentos.
- Com boa compactação e conservação do leito.
- Se possível, que não exijam a construção ou reforço de pontes, etc.
- CUSTO DOS ARRANJOS
A comparação do custo de uma SE com o de outra e praticamente impossível, uma vez que,
alem dos equipamentos, os custos de aquisição do terreno, mão-de-obra de montagem,
transporte dos transformadores e equipamentos e parte de construção civil são variáveis.
Assim, uma comparação valida e aquela na qual se compara apenas os equipamentos de alta
tensão em função dos tipos de arranjos adoptados, as estruturas e obras civis necessárias e
excluindo os transformadores.
Para que se tenha ideia dos custos dos módulos de uma SE, damos abaixo, um quadro com os
valores em US$ 1000.
O transformador, por ser um equipamento importante em uma SE, merece um quadro
comparativo isolado. A comparacao e feita entre os custos em US$ 1000 de transformadores
nacionais e os adquiridos por concorrencia internacional, podendo ser importados.
- LOCALIZAÇÃO DOS VARIOS SECTORES
Planeamento de Redes eléctricas
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Em geral, em uma SE, os sectores são bem definidos e podem ser identificados conforme
abaixo:
- sector de tensao mais alta
- sector de tensao media
- sector de tensao mais baixa
- casa de comando
Os sectores da tensão mais alta e media devem localizar-se de forma a permitir a entrada e
saida de novas LT`s, acessos para os equipamentos pesados.
O sector de tensao mais baixa, deve localizar-se de modo a permitir a facil saida de
alimentadores. Assim, deve estar sempre voltado para uma rua ou estrada que permita instalar
todos os alimentadores possiveis (nao mais que oito). Tambem nao deve estar muito distante
dos transformadores de forca ( principalmente se houver cabos de energia).
A casa de comando deve estar localizada de tal forma que permita uma boa visibilidade das
instalacoes externas da SE. Alem disto, deve ser construida em um plano um pouco superior
ao do patio externo. Suas dimensoes devem comportar adequadamente a sala de comando
propriamente dita (com os paineis de comando, protecao, servicos auxiliares, etc...), sala de
comunicacoes, sala de
baterias (bem arejada, com as baterias e carregadores), escritorio, pequena cantina, sanitarios
e almoxarifado.
Sob os paineis, poderemos ter poroes, miniporoes ou canaletas, para permitir a instalacao e
manutencao da cablagem de controle ( protecao, medicao, sinalizacao, etc...).
Nao devemos esquecer na definicao das dimensoes da sala de comando as possiveis
ampliacoes que poderao ser feitas.
- ARRANJO FISICO
Definido o tipo de arranjo do barramento temos que dar uma disposicao fisica nos
equipamentos de forma ordenada, respeitada as suas funcoes e relacoes eletricas. Neste caso,
os aspectos de espacamentos, tanto para a correta operacao dos equipamentos, tanto para a
seguranca do pessoal da operacao e manutencao, e de fundamental importancia. Respeitando
os aspectos mencionados, o melhor arranjo sera aquele que necessite a menor area possivel.
Para que possamos verificar a melhor area para o arranjo, precisamos desenhar a planta de
barramentos, corte e vistas parciais, tendo com isso uma melhor visualizacao da SE.
- PLANTA DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS
E uma vista de cima da SE, onde deve aparecer os principais equipamentos, estruturas, etc...
E nesta fase que a padronizacao torna-se interessante, principalmente quanto as dimensões e
espaçamentos.
A representacao de uma planta de barramentos de uma subestacao e elaborada depois de
tracarmos o seu esquema unifilar, conforme exemplo abaixo de uma SE de 230 kV.
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Esquema unifilar:
Planta de barramentos e equipamentos:
- CORTES E VISTAS PARCIAISAssociado a planta de barramentos e equipamentos e necessario que se faca os cortes para
todos os setores da SE, de modo a esclarecer todos os detalhes tanto de dimensoes quanto da
Planeamento de Redes eléctricas
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forma com que os equipamentos sao conectados entre si. Tambem alguns detalhes
importantes merecem um desenho especifico esclarecedor.
Aproveitando o corta A-A´ da planta de barramento da SE de 230 kV, observe a seguir a
representacao desse corte.
A planta e o corte com as vistas parciais apresentam uma nocao de espacamento entre os
equipamentos, para que se possa determinar o tamanho da area a ser utilizada. Os
equipamentos indicados servem para dar uma ideia de grandeza. A distancia entre fases e
neste caso 4 m por ser uma subestacao de 230 kV, conforme tabela
Supondo um arranjo em anel, veja como fica a representacao da planta e da vista lateral de
uma subestacao de 138 kV:
Esquema unifilar:
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Planta de Barramentos e Equipamentos (Vista de Cima):
Planeamento de Redes eléctricas
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Atraves do esquema unifilar de uma subestacao de 69 kV, fazer o desenho da planta de
barramentos determinando o corte A-A´ e a seguir representar a vista parcial desse corte.
Esquema unifilar:
Planta de Barramentos:
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Corte A-A´:
Exercício completo:
Confeccionar o diagrama unifilar completo de uma subestacao que atende Serra Negra que
devera conter os seguintes equipamentos operacionais e de controle e medicao.
1- Diagrama Operacional:
A SE de Serra Negra possuira duas entradas distintas, a saber:
- 1a. entrada vem da Usina de Pedreira ( 230 kV ), contendo: 3 para-raios, carrier de
comunicacao, 3 TC's 300-5 A, 3 TC's 600-5 A, 3 TC's 1200-5 A, disjuntor , Bay-passe
barramentos principal e de transferencia.
- 2a. entrada e igual a 1a. e no BP ( barramento principal) de 230 kV instalar uma chave
seccionadora que vai separar a la. entrada da 2a. entrada em duas partes ( parte A e parte B ).
Na parte A do BP de 230 kV temos:
- Disjuntor de transferencia, 3 TP's com 3 enrolamentos 230000/120 V para
medicao/sincronismo e protecao ligados em estrela-estrela-estrela, e no 1°. circuito
alimentador da parte A desse BP temos: disjuntor, Bay-passe, 3 TC's 300-5 A, 3 TC's 600-5
A, 3 TC's 1200-5 A, 3 para-raios, transformador trifasico com 3 enrolamentos de 300 MVA,
ligados em estrela-trianguloestrela,
tensao superior TS = 230 kV , tensao media - TM = 69 kV e tensao inferior - TI = 13,8 kV.
Apos o transformador havera 3 TC's de bucha 2000-5 A, 3 para-raios, 3 TC's 400-5 A, 3 TC's
800-5 A, 3 TC's 1600-5 A, disjuntor e Bay-passligados a um BP de 69 kV ( parte A ).
Na parte B do BP de 230 kV temos:
- 3 TP's com 3 enrolamentos 230000/120 V, ligados em estrela/estrela/estrela para
medicao/sincronismo e protecao.
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- O 1°. circuito alimentador desse BP e igual ao 1°. circuito da parte A, tambem ligado ao BP
de 69 kV ( parte B ). No BP de 69 kV encontra-se uma chave seccionadora para separar parte
A da parte B.
Na parte A do barramento de 69 kV temos 3 TP's com 3 enrolamentos 69000-120 V ,ligacao
estrela/estrela/estrela, para medicao/sincronismo e protecao e saindo dessa parte encontram-
se 3 circuitos iguais com destino a Monte Siao, Amparo e Socorro, contendo disjuntor, Bay-
passe, chave de aterramento, 3 TC's 300-5 A, 3 TC's 600-5 A, 3 TC's 1200-5 A, carrier, 3
para-raios.
Na parte B desse BP de 69 kV, temos ligados 3 TP's com 3 enrolamentos 69000-120 V,
estrelaestrela-estrela, usado para medicao/sincronismo e protecao. Saem desta parte do BP
com destino a Mogi Guacu, Holambra e Paulinia, tres circuitos iguais aos circuitos da parte A.
No BP de 69 kV encontra-se uma seccionadora que separa a parte B de uma parte C, que
contem 3 circuitos alimentadores iguais aos circuitos da parte A e B, com destino a Limeira,
Ribeirao Preto e Pinhao. Na parte C encontramos tambem um disjuntor de transferencia e 3
TP's com 3 enrolamentos 69000/120 V, ligacao estrela/estrela/estrela para
medicao/sincronismo e protecao, e voltado para dentro da SE encontramos 2 circuitos iguais
saindo do BP de 69 kV que vao
ligar um BP de 13,8 kV e que possuem disjuntor, Bay-passe, 3 TC's 1200-5 A, 3 TC's 600-5
A, 3 TC's 300-5 A, 3 para-raios, um transformador de 2 enrolamentos 69/13,8 kV , ligacao
estrela/triangulo de 50 MVA, instalados nas buchas do secundario desse transformador
encontramos 3 TC's 2000-5 A, 3 para-raios, disjuntor e Bay-passligados no BP de 13,8 kV.
Esses 2 circuitos se dividem no BP de 13,8 kV em parte A e parte B, atraves de um
seccionadora instalada entre esses 2 circuitos.
Instalados no BP de 69 kV em sua parte B encontramos um disjuntor de transferencia, um
reator trifasico de aterramento de 1500 kVA e ligado ao BP temos dois TP's de 13800/120 V
para medicao, ainda nesse lado do BP sai um circuito alimentador para Piracicaba, com
disjuntor, Bay-passe, 2 TC's 50/100/200/400-5 A e 3 para-raios. Na parte A desse BP
encontramos 4 circuitos
iguais ao circuito que sai da parte B e vao para Pocos de Calda, Mogi Guacu, Araras e
Americana. Na parte B ainda encontramos um transformador de 2 enrolamentos de 112,5 kV
A,triangulo/estrela, 13800/127-220 V, protegidos por chave fusivel e que vai para os servicos
auxiliares da SE. Tambem nessa parte encontramos um reator trifasico de aterramento de
1500 kVA e 2 TP's 13800/120 V usado para medicao.
2- Diagrama de protecao e medicao:
Nas 2 entradas de 230 kV , os TC's de 300-5 A sao interligados e vao ao rele
diferencialc(87B), assim como, os TC's de 300-5 A dos 2 circuitos que saem do BP de 230
kV. Esse relecdiferencial (87B) vai ligado a um rele de bloqueio (86B) que desliga todos os
disjuntores de 230 kV.
As 2 entradas possuem as mesmas ligacoes nas protecoes que sao: Os TC's de 600-5 A ligam
os reles (21P e 21S), rele direcional de sobrecorrente de neutro (67NT), rele de recepcao por
onda portadora ou por fio piloto (85) e a um rele de bloqueio de abertura (68). O rele 21P e
67NT estao ligados ao rele 85 atraves da linha de atuacao que vem do RCVR do carrier e o
rele 21 S e rele 85
Planeamento de Redes eléctricas
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vao atuar no XMTR do carrier e do rele 67NT vai uma ligacao para polarizacao. O rele 85 vai
com uma linha de atuacao no disjuntor de 230 kV e no 62X e 62B e apos ao rele 86B do BP
230 kV. Nos TC's de 1200-5 A estao ligados os reles 121,221, 67N e rele detector de corrente
(95). Do rele 221 sai uma linha de atuacao ate ao rele 21X e apos aos reles 62Y que vai ao
62B e 86B e ao de
abertura (94) que ira atuar no disjuntor de 230 kV da entrada e no disjuntor de transferencia
do BP de 230 kV . O rele 121 vai atuar no rele 94 e no rele 62Y. O rele 67N vai atuar no rele
de abertura (94) e no rele de tempo de parada ou de abertura (62Y).
Os dois circuitos que saem do BP 230 kV possuem as mesmas ligacoes de medicao e
protecao a saber: Existe um rele diferencial (87T) ligado aos TC's de 1200-5 A antes do
transformador e de 800-5 A depois. Esse rele vai atuar no rele 86TA que consequentemente
ira atuar nos disjuntores da entrada e saida desse circuito e tambem no disjuntor de
transferencia do BP de 230 kV e disjuntor de
transferencia do BP de 69 kV. No 2°. circuito o rele 86 recebe a especificacao 86TB.
Os transformadores dos dois circuitos possuem protecao atraves dos seguintes reles: chave de
nivel (71C e 71T), chave de pressao (63S, 63C e 63T), rele de imagem termica (49H, 49X e
49Y) e rele dispositivo termico de equipamento (26), o rele de imagem termica possui uma
chave de bloqueio para atuacao do rele (49S). Todos esses reles vao para o rele de bloqueio
(86TA ou 86TB)
e ao alarme. O TC's de 300-5 A estao ligados a um Amperimetro, Wattimetro e Varimetro.
Os TC's de 600-5 A vao ligados aos reles de sobrecorrente de fase temporizado (51) e de
sobrecorrente de neutro temporizado (51N) e ao rele detector de corrente (95). O rele 51 e
51N vao atuar no rele de abertura (94) e ao rele de tempo de parada ou de abertura(62X). O
rele 94 atua no disjuntor de entrada desse circuito e no disjuntor de transferencia do BP de
230 kV e o rele 62X vai atuar no 62B do barramento de 230 kV . Nos TP's com 3
enrolamentos do BP de 230 kV estao ligados na saida da medicao/sincronismo um voltimetro
analogico e um registrador com chave comutadora (CV).
Os TC's de 400-5 A estao com o seu secundario fechado. Os TC's de 1600-5 A estao ligados
aos instrumentos de medicao que sao um Amperimetro, um voltimetro e um varimetro.
Nas saidas do H0 e X0 dos 2 transformadores estao ligados 3 TC's de bucha, sendo 600-5 A
no H0 e 2000-5 A no X0, e nesses TC's indicar que eles vao atuar no rele 67N. Na saida do
terciario dos transformadores, colocar 3 para-raios.
Todas as saidas do BP de 69 kV (parte A, parte B e parte C) que vao para as localidades
mencionadas, possuem medicoes e protecoes iguais, a saber:
- Nos TC's de 300-5 A estao ligados os instrumentos de medicao, ou seja um amperimetro,
um wattimetro e um varimetro.
Nos TC's de 600-5 A estao ligados os reles 121, 221, 67N e 95. O rele 121 vai atuar no rele
62X e no rele 94. O rele 221 vai atuar no rele 21X e dele nos reles 62X e 94. O rele 67N vai
atuar nos reles 62X e 94, alem de tambem ir para a polarizacao. O rele 94 vai atuar no
disjuntor de 69 kV da entrada do alimentador e no disjuntor de transferencia. do barramento.
Os disjuntores da entrada dos alimentadores que saem do BP de 69 kV possuem a atuacao de
um rele de religamento e o bloqueio automatico.
Planeamento de Redes eléctricas
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Em todos os TP's do BP de 69 kV, possuem ligados na saida para medicao/sincronismo, um
voltimetro e chave comutadora. Os TP's da parte C do barramento possuem tambem ligado na
saida para a medicao/sincronismo um rele de frequencia (81) que ira atuar nos disjuntores de
13,8 kV dos alimentadores que saem do BP de 13,8 kV ( parte A e parte B ).
As duas saidas da parte C do BP de 69 kV que vao ao BP de 13,8 kV , possuem as mesmas
medicoes e protecoes, a saber:
Os transformadores de 50 MVA possuem protecao atraves de reles 71T, 71C, 63S, 63C, 63T,
26, 49H, 49X e 49Y que possuem chave de bloqueio 49S. Esses reles atuam no alarme e no
rele de bloqueio ( 86Tl do transformador T1 e 86T2 do transformador T2 ). O rele de
bloqueio (86Tl) atua tambem no rele 86T2 e vise e versa. Esse reles, cada qual atua no seu
disjuntor de entrada de 69 kV.
Atuando no primario e no secundario dos transformadores, encontra-se um rele diferencial
(87T), ligado aos TC's de bucha do transformador de 2000-5 A e nos TC's de 300-5 A da
entrada.
Nos TC's de 1200-5 A, estao ligados um amperimetro, um wattimetro e um varimetro. Nos
TC's de 600-5 A, estao ligados os reles temporizados de corrente de fase e neutro (51 e 51N),
e o rele detector de corrente (95) . O rele 51 e 51N vao atuar no rele 94 e 62X. O rele 94 atua
no disjuntor de 69 kV da entrada e no disjuntor de transferencia do BP de 69 kV . O rele 62X
vai atuar no rele 62B do BP de 69 kV . O rele 62B, atua no rele 86B que bloqueia todos os
disjuntores de 69 kV.
Todos os alimentadores que saem do BP de 13,8 kV , possuem ligados nos seus TC's de 50-
100-200-400-5 A, um amperimetro, um wattimetro e um varimetro.
Na parte B do BP de 13,8 kV, os seus TP's estao ligados a um voltimetro com chave
comutadora. No secundario do reator trifasico de aterramento encontra-se ligado um TC de
bucha de 1000-5 A ligado a um rele 51 que atua num rele de bloqueio (86T2).
Na parte A do BP de 13,8 kV , o seu TP possui ligado no seu secundario um voltimetro com
chave comutadora. O reator trifasico de aterramento dessa parte do BP, possui ligado no seu
secundario 3 TC's de bucha de 1000-5 A, ligados ao rele temporizado de corrente (51) que
vai atuar no rele de bloqueio 86 T1.
10 - DISTANCIAS DE SEGURANCA
Alem das distancias ( espacamento ) que serao vistas a seguir e necessario levar em
consideracao as condicoes de operacao e manutencao dos equipamentos. Assim sendo e
fundamental analisar cada um dos equipamentos e as atividades previstas para serem
executadas nas suas imediacoes e partes energizadas. Entende-se como distancia de
seguranca a minima distancia a ser mantida, no ar, entre a parte energizada do equipamento
ou condutor e o solo ou qualquer outra parte do equipamento ou condutor no qual possa ser
necessario realizar algum trabalho. Assim sendo, a distancia de seguranca e a soma dos
seguintes valores:
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- Valor Basico (Zona Base) : ou distancia basica, depende da tensao de ruptura do isolamento
definido para a SE, que e a tensao que determina ima zona de guarda em torno das partes
energizadas. db = zona de guarda
- Valor de Seguranca (Zona de Seguranca) : valor determinado pela movimentacao do
pessoal que trabalha na SE e que leva em consideracao alem da altura das pessoas, as
ferramentas e outros dispositivos a serem utilizados. O valor da area assim determinado (zona
de seguranca) não devera oferecer em hipotese alguma nenhum risco as pessoas que
transitarem por ela.
- DIMENSOES CONSERVATIVAS
- DISTANCIAS MINIMAS RECOMENDADAS
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11 - ATERRAMENTO EM SUBESTAÇÕES
O aterramento em instalações eléctricas, tem por finalidade a proteção das pessoas em
contacto com as instalações eléctricas e a protecção dos equipamentos eléctricos. Esta
protecção pode ser identificada nos aspectos de:
- dar segurança as pessoas, evitando que as mesmas fiquem expostas a potenciais
considerados perigosos;
- dar condições para que as correntes resultantes de um rompimento do isolamento (corrente
de falta), devido a curto-circuitos, descargas atmosféricas ou sobretenções de manobra,
possam escoar para a terra sem causar danos a pessoas ou equipamentos;
- permitir que o sistema de protecção instalado na SE tenha um funcionamento perfeito.
A principal preocupação e a protecção do ser humano, razão pela qual vamos analisar alguns
aspectos relacionados ao corpo humano, em presença de correntes eléctricas. Dados
estatísticos determinaram que o corpo humano fica vulnerável a correntes para a faixa de
frequência menor do que 60 Hz e maior do que 25 Hz. Por outro lado, frequências altas de
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500 Hz ou superiores, não apresentam grandes perigos ao ser humano. Assim, a frequência da
ordem de 60 Hz e a que em geral, traz como consequência a fibrilação ventricular (batimento
cardiáco desordenado, de difícil recuperação). O maior perigo para o ser humano é a
intensidade de corrente que circula pelo seu corpo, e esta, depende da resistência eléctrica da
pele e interna do individuo, bem como do valor da tensão aplicada nos pontos de contacto.
Inúmeros valores de resistência eléctrica do corpo humano foram medidos, variando de 500
Ohms até 10000 Ohms. Os valores médios aceites são 2300 Ohms entre as mãos e 1100
Ohms entre mãos e pés.
Todavia, para os calculos, estabeleceu-se como valor razoável em 50 e 60 Hz, 1000 Ohms
(mãos, pés e entre pés).
Também foi estabelecido que o limiar da percepção de uma corrente eléctrica (formigueiro)
surge quando a intensidade é de 1 mA, sendo que acima deste valor, poderá representar
algum perigo. Foi constatado que uma corrente de 100 mA, com duração de 3 segundos,
percorrendo um corpo humano, pode provocar fibrilaçao. Pelas experiencias feitas em
animais, determinou a seguinte expressão para os seres humanos [Francis Dalziel]:
Im = máxima corrente de curta duração tolerável pelo corpo humano [A]
t = tempo de duração da corrente de falta em segundos.
ρ = constante de energia, cujo valor e de 0,165 para corpos com peso de 70 kg e de 0,116 Kg
para corpos com peso de 50 kg.
Esta é a corrente mínima capaz de produzir a fibrilação cardíaca em 0,5 % dos casos
observados, válida para 0,03s < t <3s.
O Dalziel determinou também que, o tempo limite para a duração da corrente, deve ficar
entre 0,03 a 3 segundos. A definição deste tempo, esta relacionado com o sistema de
eliminação das faltas na SE, dependendo das características dos relés e dispositivosde
interrupção dos circuitos.
Para se ter um bom aterramento dos equipamentos de uma SE e manter as várias tensões que
surgem durante uma falta, dentro de limites toleráveis, toma-se necessário construir um
sistema de aterramento dentro da SE, denominado de " Malha de terra ".
Dois aspectos principais devem ser considerados em estudos de aterramento de SE, a saber:
- O Comportamento do Sistema: quando da ocorrência de uma corrente de falta para a terra
na SE, a corrente, inicialmente injectada na malha de aterramento, se divide por todo este
sistema interligado, cabendo então a cada um dos seus componentes, a função de dissipar
uma fracção da corrente de falta para o solo.
- A interacção malha/solo é função, basicamente, da geometria da malha, de estruturas
metálicas eventualmente enterradas no solo dentro da sua área de influência, e da
estratificação do solo na região onde a mesma se encontra. Esta interacção se reflecte na
resistência de aterramento da malha e nos gradientes de potencial no solo, decorrentes do
processo de dissipação de uma dada injecção de corrente.
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O resultado do estudo de aterramento de subestações normalmente engloba quatro de grupos
de informações:
- O dimensionamento da malha para projecto, ai incluindo a bitola do condutor, a
configuração e a profundidade da malha, os critérios de segurança estabelecidos e os
resultados das simulações, onde se destacam a resistência de aterramento da malha, a fracção
da corrente de falta dissipada pela malha para o solo, os perfis de potencial na superfície do
solo, e os potenciais de passo e toque obtidos em direcções previamente seleccionadas.
- De cabos pára-raios e de blindagens de cabos de energia, o aterramento de equipamentos,
cercas, etc.
- Recomendações específicas para as instalações especiais (centros de processamentos de
dados ou de controle, estações de comunicações, etc.
A área a ser abrangida pela malha da SE deve ser, em princípio, a mais ampla possível,
considerando-se as restrições existentes (topografia e localização do terreno, instalações
vizinhas, etc.) Nesta etapa, deve ser elaborada uma estratégia prévia de aterramennto da SE
como um todo, com a avaliação do inter-relacionamento da malha com outras estruturas, tais
como edificações,
Torres, cercas, portões, etc...
- ESTABELECIMENTO DE CRITERIOS DE DIMENSIONAMENTO
Com relação a segurança humana em locais em que a superfície do solo e submetida a um
gradiente de potencial, existem duas condições em que a suportabilidade do corpo humano
deve ser avaliada, a saber, as diferenças de potencial que podem ser aplicadas a um individuo
que caminha ou que toca em uma estrutura local ou remotamente aterrada. A estas duas
condições correspondem os limites críticos de suportabilidade, conhecidos, respectivamente,
por "potencial de passo tolerável" e "potencial de toque tolerável". Estes limitem são
afectados pela frequência e duração da corrente aplicada.
O ideal seria elimina-los, porem, não sendo possível, procura-se manter estas diferenças de
potencial dentro de valores abaixo dos admissíveis, afim de não oferecer qualquer risco as
pessoas que trabalham ou circulam dentro das SE's e imediações. Além do aspecto de
segurança, cabe também ao projectista não esquecer os aspectos de custos da malha, que
adoptando critérios muito conservadores, poderá honerar demasiadamente esta parte da SE,
desnecessariamente.
- RESISTIVIDADE DO SOLO
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Para medirmos a resistividade do solo no caso das malhas de terra, convêm tomarmos
algumas precauções, já que o valor de ρ(resistividade) e de importância fundamental:
Efectuar as medições em duas direcções segundo um eixo X e outro Y (referencias da SE).
Deverão ser medidos no mínimo seis pontos, com quatro pontos na periferia e dois na região
central.
As medições devem ser efectuadas quando o terreno estiver bem seco (pior caso).
Preferencialmente efectuar as medições no terreno após feita a terraplanagem.
Tomar cuidados em utilizar aparelhos de medida que possuam filtros que nao permitam
interferências nas medições, devido a correntes externas.
Procurar efectuar o máximo números de medições para ter-se um valor médio, o mais
próximo possível da realidade.
Nos pontos onde serão instalados equipamentos cujos aterramentos são fundamentais para o
seu desempenho (transformador). Pára-raios, reactores, etc.), deve-se tomar o máximo
cuidado com as medições.
O solo e um elemento totalmente heterogéneo, de modo que seu valor de resistividade varia
de uma direcção a outra, conforme o material de que e composto, segundo a profundidade de
Planeamento de Redes eléctricas
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suas camadas e idade de sua formação geológica. O solo varia a sua resistividade com a
humidade, salinidade e temperatura.
Tabela dos valores obtidos nas medições
- No caso de áreas para construção de SE`s com dimensão ate 100 X 100, deverão ser
efectuadas pelo menos medidas em 6 pontos, com prospecção de resistividade ate 64 metros.
- Caso os valores de resistividade encontrados para uma mesma separação entre eléctrodos,
variem mais que 50 % com relação ao valor médio aritmético, devem ser feitas medições em
maiores números de pontos (isto e indicio de variações de tipo de solo, inclinação das
camadas, altura diferente do lençol freático, presença de pedra, etc.
Determinação dos desvios em relação ao valor médio:
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Os desvios obtidos nao devem ser superiores a 50 % (limites aceitáveis).
- PROCESSO DE MEDIDA - METODO DEWENNER
O método utiliza um megger, instrumento de medida de resistência que possui quatro
terminais, dois de corrente e dois de potencial. O aparelho através de sua fonte interna, faz
circular uma corrente eléctrica I entre as duas hastes externas que estão conectadas aos
terminais de corrente C1 e C2. As duas hastes internas são ligadas aos terminais P1 e P2.
Assim, o aparelho processa internamente e indica na leitura, o valor da resistência eléctrica,
de acordo com a fórmula:
Feitas todas medidas de resistência, calcula-se os respectivos valores para ρ relativo a cada
ponto, segundo eixos "x" e "y" com a fórmula:
R = valor indicado no potenciómetro do medidor.
a = espaçamento entre eléctrodos.
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O método considera que praticamente 50% da distribuição de corrente que passa entre hastes
externas ocorre a uma profundidade igual ao espaçamento entre hastes.
Os eléctrodos deverão estar alinhados devendo ser enterrados, aproximadamente, 30 cm
dentro do solo. Posicionar o “G” “ground” no ponto a ser medido.
A corrente atinge uma profundidade maior, com uma correspondente área de dispersão
grande, tendo em consequência, um efeito que pode ser desconsiderado. Portanto, para efeito
de Método de Wenner, considera-se que o valor da resistência eléctrica lida no aparelho e
relativa a uma profundidade "a" do solo. Devem ser feitas diversas leituras, para vários
espaçamentos, como as hastes sempre alinhadas.
Para uma determinada direcção devem ser usadas os espaçamentos recomendados na tabela
abaixo:
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O número de direcções em que as medidas deverão ser levantadas depende:
- Da importância do local da aterramento.
- Da dimensão do sistema de aterramento.
- Da variação acentuada nos valores medidos para os respectivos espaçamentos
- TENSAOMAXIMA DE PASSO “Ep”
Durante a ocorrência de uma falta, principalmente curto fase terra, o fluxo da corrente que
penetra no solo, provoca gradientes de potencial em volta do ponto de penetração, que podem
assumir valores elevados. Estes gradientes na superfície do solo, podem trazer perigo as
pessoas que trabalham na SE ou que transitam nas suas imediações. Embora seja impossível
eliminar estas tensões, e possível dimensionar uma malha para mantê-las dentro de valores
aceitáveis.
A Tensão Máxima de Passo e a diferença de potencial que pode surgir entre